2022年泉州电网调度系统运行人员培训教材 (202207)

泉州电网调度系统运行人员培训教材n目录第一部分电网调度管理（熟悉）4一、电网调度管理条例及释义4二、调度管理制度16三、调度业务联系规范用语（熟练掌握）20四、设备停电计划管理24五、关于规范调度检修申请单办理手续的通知30六、泉州电力调控中心关于适应性调整设备状态及调度指令的通知31七、福建电网调度纪律考核规定（修订）37第二部分无功电压管理及电力系统稳定（了解）39一、系统频率的调度管理39二、系统无功电压管理40三、无功电压的监视与调整42四、无功电压自动控制系统运行规定43五、消弧装置运行规定45第三部分地区电网继电保护（熟悉）49一、继电保护基本原理49二、主变保护50三、110kV线路保护53四、备自投装置56五、35kV及以下线路的保护58六、电容器组的保护59七、继电保护运行规定59第四部分电网倒闸操作及调度指令（熟练掌握）69一、系统倒闸操作规定69二、设备远方遥控操作78三、设备的状态及其综合指令（熟练掌握）80四、冷备用管理（熟练掌握）89五、网络化接令（熟练掌握）90第五部分电网事故处理（熟悉）96第一节一般原则96第二节频率异常处置原则99第三节电压异常处置原则100第四节线路故障处置原则101第五节母线故障处置原则103第六节变压器故障处置原则105第七节开关异常处置原则107第八节互感器故障处置原则108第九节发电机故障处置原则108第十节中性点不接地系统电压异常处置原则109第十一节潮流越限处置原则109第十二节系统独立网处置原则110第十三节系统振荡处置原则111第十四节通信中断处置原则112第十五节调度自动化异常处置原则113106n第十六节系统黑启动处置原则114第十七节遥控操作异常处理115第十八节常见异常信号辨识（熟悉）116第六部分检修管理116第一节申请单申报管理基本要求（熟练掌握）116第二节计划性申请管理要求（熟悉）118第三节临时性申请管理要求（熟悉）118第四节申请延期、顺延管理要求（熟练掌握）119第五节检修申请分类（熟练掌握）119使用说明各章节标题有本章节学习要求，学习要求分3类：1.熟练掌握：段落末尾有备注“熟练掌握”，建议阅读三遍，应能灵活运用规定。（填空、简答、分析）2.熟悉：见字体加粗部分，加阴影部分为仅电厂要求熟悉。建议至少阅读一遍。（单选、多选、判断）3.了解：未标注的或加粗字体的其他部分，初次取证的人员课堂跟随老师过一遍，复审人员可不看。106n第一部分电网调度管理（熟悉）一、电网调度管理条例及释义第一章总则第一条为了加强电网调度管理，保障电网完全，保护用户利益，适应经济建设和人民生活的需要，制定本条例。【释义】本条是对《条例》立法目的的规定。《条例》的立法目的主要是加强电网调度管理，保障电网安全，保护用户利益，适应经济建设和人民生活用电的需要。本条例所称电网，泛指由发电、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保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等构成的整体。本条例所称电网调度管理，指电网调度机构为确保电网安全优质、经济运行，依据有关规定对电网生产运行、电网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、继电保护和安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。第二条本条例所称电网调度，是指电网调度机构(以下简称调度机构)为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、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。【释义】本条是对电网调度法律含义的规定和原则要求。电网调度是指电网调度机构为保障电网安全优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。本条对电网调度做出原则要求，即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。电网调度应当符合社会主义市场经济的要求，是与我国要建立社会主义市场经济体制的目标相一致的。其具体要求至少包括以下三个方面：1.电网调度工作要依据国家法律和法规进行；2.电能作为商品进入市场，以满足社会的用电需要，应遵循价值规律；3.按照有关合同或者协议，保证发电、供电、用电等各有关方面的利益，使电力生产、输送、使用各环节直接或间接地纳入市场经济的体系之中。电网运行的客观规律是指电能生产、输送、使用过程中的内在规律性，它至少包括以下内容：1.同时性，即电能的生产、输送、使用是同时完成的；2.平衡性，即发电和用电任何时候都要平衡。这样才能保证电网的频率和电压在正常范围之内；3.电网事故发生突然，发展迅速，波及面大，影响严重；106n4.电网的发展是越来越大，技术越来越复杂。因为大电网便于更合理地利用能源资源，节约投资，调剂余缺，提高电能质量和供电可靠性。电网运行的客观规律要求电网运行的组织要严密，技术装置要先进完备，要通过统一调度才能更合理地满足全社会的电力需求，并将电网客观存在的优越性变为现实。本条例所称电网运行，是指在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。电网的安全运行是指电网按照有关规定连续、稳定、正常运行。电网的优质运行是指电网运行的频率、电压和谐波分量等质量指标符合国家规定的标准。电网的经济运行，是指电网在供电成本最低或发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。第三条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，必须遵守本条例。【释义】本条主要规定了本条例对我国境内的发电、供电、用电以及有关单位和个人的约束作用，即条例的适用范围。我国境内的发电单位、供电单位、用电单位以及其他有关单位和个人必须执行本条例。本条例所称有关单位，包括各级人民政府及其经济管理部门、生产调度部门，各级电力行政主管部门、电网管理部门，以及其他与电网调度活动发生关系的任何单位。第四条电网运行实行统一调度、分级管理的原则。【释义】本条是条例的核心，具体地规定了我国电网调度管理的原则是：电网运行实行统一调度分级管理。本条例的有关内容，主要都是围绕这一原则规定的。本条例所称统一调度，其内容一般是指：1.由电网调度机构统一组织全网调度计划(或称电网运行方式)的编制和执行，其中包括统一平衡和实施全网发电、供电调度计划，统一平衡和安排全网主要发电、供电设备的检修进度，统一安排全国的主结线方式，统一布置和落实全网安全稳定措施等；2.统一指挥全网的运行操作和事故处理；3.统一布置和指挥全网的调峰、调频和调压；4.统一协调和规定全网继电保护、安全自动装置、调度自动化系统和调度通信系统的运行；5.统一协调水电厂水库的合理运用；6.按照规章制度统一协调有关电网运行的各种关系。在形式上，统一调度表现为在调度业务上，下级调度必须服从上级调度的指挥。本条例所称分级管理，是指根据电网分层的特点，为了明确各级调度机构的责任和权限，有效地实施统一调度，由各级电网调度机构在其调度管理范围内具体实施电网调度管理的分工。电网运行的统一调度、分级管理是一个整体，统一调度以分级管理为基础，分级管理是为了有效地实施统一调度。统一调度、分级管理的目的是为了有效地保证电网的安全、优质、经济运行，最终目的是为了维护社会的公共利益。第五条任何单位和个人不得超计划分配电力和电量，不得超计划使用电力和电量；遇有特殊情况，需要变更计划，须经用电计划下达部门批准。106n【释义】本条规定任何单位和个人在分配和使用电力、电量过程中禁止的行为，以及在特殊情况下需要变更用电计划的批准程序。本条需要重点理解的是：任何单位和个人不得超计划分配电力和电量、任何单位和个人不得超计划使用电力和电量。本条所称任何单位和个人不得超计划分配电力和电量，指包括各级人民政府及其经济管理部门、生产调度部门，各级电力行政主管部门、电网管理部门及其他有关单位，以及上述单位的负责人和负责电力、电量分配工作的具体部门工作人员在内的任何单位和个人，在分配电力、电量时，都无权超过上级下达的用电计划指标。本条所称任何单位和个人不得超计划使用电力、电量，指任何电力用户及其有关人员均不得超过调度机构下达的调度计划指标使用电力和电量。本条所称特殊情况，包括季节性特殊用电(如抽水排涝、灌溉抗旱、抢险救灾)，重大科研试验新增用电设备以及特殊重要的重大活动等需要增加用电的情况；也包括电力用户由于某种原因调减用电的情况等。根据本条规定，凡由于特殊情况需变更用电计划指标的，必须按法定程序，报经原计划下达部门批准。第六条国务院电力行政主管部门主管电网调度工作【释义】本条规定了全国电网调度工作的主管机关是国务院电力行政主管部门。本条例所称国务院电力行政主管部门，指国务院设置的全国电力行业的管理机构即电力工业部。   第二章调度系统第七条调度机构的职权及其调度管辖范围的划分原则，由国务院电力行政主管部门确定。【释义】本条是授予国务院电力行政主管部门对调度机构的职权及其调度管辖范围的划分原则的确定权。本条例所称调度机构的职权，是指调度机构依法取得和电力行政主管部门规定或授予的职务范围内的职责与权力。本条例所称调度机构的调度管辖范围，是指调度机构对电网调度范围的分工，是根据电网构成情况划分的各级调度机构对电网调度的级别管辖范围与地域管辖范围的总称。级别管辖范围，是各级调度机构之间对不同的电压等级的电网调度范围的分工。地域管辖范围，是同级调度机构之间对电网调度范围的分工。第八条调度机构直接调度的发电厂的划定原则，由国务院电力行政主管部门确定。【释义】本条规定了国务院电力行政主管部门对调度机构直接调度发电厂的划定原则的确定权。直接调度发电厂的确定，是增强电网调度机构实力，保证电网安全、优质、经济运行的需要。106n本条所称调度机构直接调度的发电厂，主要是指由跨省电网的调度机构直接调度的发电厂，可以包括三种不同管理属性的发电厂：一种是由跨省电网企业直接管理的发电厂，由跨省电网调度机构直接调度；另一种是由省(自治区、直辖市)电网企业直接管理的发电厂，由跨省电网调度机构直接调度；第三种是非电网企业所属的发电厂，由跨省电风调度机构直接调度。但由于直接调度的发电厂涉及不同的管理部门，涉及不同的级别调度管辖范围，涉及电网各方的利益，所以本条规定调度机构直接调度的发电厂由国务院电力行政主部管部门确定划分原则。第九条调度系统包括各级调度机构和电网内的发电厂、变电站的运行值班单位。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。【释义】本条主要规定了调度系统的含义与构成，明确了每级调度机构必须服从上一级调度机构的调度，发电厂、变电站的运行值班单位必须服从有调度管辖权的调度机构调度的法定原则。本条是统一调度、分级管理原则的具体体现之一。本条例所称变电站，泛指变电站、换流站、变频站、开关站等。本条例所称发电厂，包括火力发电厂、水力发电厂(站)、核发电厂以及利用其他种能源进行电力生产的发电厂；包括国家投资建设的发电厂，地方投资建设的发电厂，集资建设的发电厂，外资或合资建设的发电厂；包括中央直属部门管理的发电厂，地方部门管理的发电厂及企业自备的发电厂等等。总之，一切并入电网的发电厂，不论其产权归属和管理形式，均在此列。第十条调度机构分为五级：国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。【释义】本条主要规定了电网调度的机构设置和层级划分。本条例所称国家调度机构，是指由国务院电力行政主管部门设置的全国的最高电网调度机构——国家电力调度通信中心(简称国调)。本条例所称跨省、自治区、直辖市调度机构(简称网调)，是指跨省电网管理部门主管的电网调度机构。本条例所称省、自治区、直辖市调度机构(简称省调)，是指省、自治区、直辖市电网管理部门(以下简称省级电网管理部门)主管的电网调度机构。本条例所称省辖市级调度机构(简称地调)，是指省辖市(含相当于该级)的电网管理部门主管的电网调度机构。本条例所称县级调度机构(简称县调)，是指县(含县级市和相当于该级)的电网管理部门主管的调度机构。第十一条调度系统值班人员须经培训、考核并取得合格证书方得上岗。调度系统值班人员的培训、考核办法由国务院电力行政主管部门制定。【释义】本条规定电网调度系统值班人员上岗的必要条件是须经培训、考核并取得合格证书。并规定了国务院电力行政主管部门对电网调度系统值班人员培训、考核办法的制定权。本条所称培训，是指调度系统值班人员上岗前的业务培训，重点是对电网调度管理法规、规章制度以及有关技术业务知识等的专门培训。本条所称考核，是指上岗考核，重点是对电网调度管理的法规、规章制度、理论知识和实际技能等的业务考核。106n本条所称合格证书，是指国务院电力行政主管部门统一颁发的调度系统值班人员上岗资格证书。   第三章调度计划第十二条跨省电网管理部门和省级电网管理部门应当编制发电、供电计划，并将发电、供电计划报送国务院电力行政主管部门备案。调度机构应当编制下达发电、供电调度计划值班调度人员可以按照有关规定，根据电网运行情况，调整日发电、供电调度计划。值班调度人员调整日发电、供电调度计划时，必须填写调度值班日志。【释义】本条主要规定了跨省电网管理部门、省电网管理部门编制发电、供电计划的权利义务，调度机构编制下达发电、供电调度计划的权利义务。同时也规定了对值班调度人员调整日发电、供电调度计划的约束。本条例所称发电计划，是指电网管理部门编制的本地区或本网内所有发电设备的年、月(季)度发电计划。本条例所称供电计划，是指跨省电网管理部门编制的包括网损的网内各省的电量供给计划或省电网管理部门编制的包括网损的省内各地区的电量供给计划。本条例所称发电调度计划，是指调度机构编制和下达的网内各发电设备的发电计划，它是电网运行方式的一部分。本条例所称供电调度计划，是指调度机构编制和下达的向网内各省及各地区供给电力的计划，也是电网运行方式的一部分。第十三条跨省电网管理部门和省级电网管理部门编制发电、供电计划，调度机构编制发电、供电调度计划时，应当根据国家下达的计划、有关的供电协议和并网协议、电网的设备能力，并留有备用容量。对具有综合效益的水电厂(站)的水库，应当根据批准的水电厂(站)的设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库蓄水。【释义】本条规定了跨省电网管理部门和省电网管理部门及其调度机构编制发电、供电计划和发电、供电调度计划的依据和编制原则。根据本条的规定，编制计划的依据是国家下达的计划、有关的供电协议和并网协议、以及电网的实际情况，并尽量合理满足社会用电需求。本条规定了担负有综合利用任务的水电厂水库运用原则，即按照批准的设计文件运用，以充分发挥其综合利用效益。在水库运用中，必须按批准设计文件的水库调度图控制水库水位，不得破坏水库的正常运用。本条例所称备用容量，包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量。本条例所称国家下达的计划，是指国家计划部门或国务院电力行政主管部门，或经国家授权的主管机构下达的发电、用电计划。第十四条跨省电网管理部门和省级电网管理部门遇有下列情形之一，需要调整发电、供电计划时，应当通知有关地方人民政府的有关部门：(一)大中型水电厂(站)入库水量不足；(二)火电厂的燃料短缺；106n(三)其他需要调整发电、供电计划的情形。【释义】本条规定了跨省和省电网管理部门调整发电、供电计划的条件和程序。根据本条的规定，遇有本条规定的情形，跨省电网和省电网的电网管理部门，按照计划变更的工作程序，调整了发电、供电计划，应当通知地方人民政府的有关部门。本条所称地方人民政府的有关部门，是指人民政府的生产调度部门。本款所称通知，是形式要件，包括电报、电话、口头和书面通知。即使是口头通知也要有记录或录音。本条所称入库水量不足，是指水库实际来水与编制发电计划依据的来水预计相差较大。本条所称火电厂燃料短缺，是指火电厂的燃料库存低于规定的火电厂最低燃料库存量。本条所称其他需要调整发电、供电计划的情况包括电网重要发电、供电设备损坏，外力破坏，不可抗力，第三方责任以及影响原来的发电、供电计划执行的一切情况如径流式水电厂来水过大等。这是一弹性条款。第四章调度规则第十五条调度机构必须执行国家下达的供电计划，不得克扣电力、电量，并保证供电质量。【释义】本条是对电网调度机构权力限制性规定。第一，调度机构必须执行国家下达的计划；第二，调度机构不得克扣用电单位和用电地区的电力、电量。目的是防止电网调度机构滥用职权，侵犯用电单位和用电地区的合法权益。本条所称不得克扣电力、电量，是指不得无故克扣用电地区和用电单位的用电计划指标，包括电力(计量单位通常用千瓦)指标和电量(计量单位通常用千瓦时)指标。本条所称保证供电质量，是指保证电能质量和供电可靠性在国家规定的范围之内。第十六条发电厂必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行，并根据调度指令调整功率和电压。【释义】本条是关于发电厂、变电站必须承担义务的强制性规定之一。主要指凡是并入电网的发电厂、变电站，不论其产权归属，不论其管理形式也不论其能源利用形式，都必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行，并根据调度指令调整功率和电压，而不能以任何借口(本条例另有规定的除外)拒绝或拖延执行调度指令或不执行调度计划等，不能自行任意多发电或少发电。第十七条发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。【释义】本条规定，电网的发电、供电设备的检修，应当服从电网调度机构统一安排的检修进度。本条所称检修，包括发电、供电设备的计划大修、中修、小修和临时性检修等。第十八条出现下列紧急情况之一的，值班调度人员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率，开或者停发发电机组等指令；可以向本电网内的发电厂、变电站的运行值班单位发布调度指令：(一)发电、供电设备发生重大事故或者电网发生事故；106n(二)电网频率或者电压超过规定范围；(三)输变电设备负载超过规定值；(四)主干线路功率值超过规定的稳定限额；(五)其他威胁电网安全运行的紧急情况。【释义】本条主要规定了电网调度机构值班调度人员的特殊权限，即在紧急情况下，为防止事故扩大、重大设备损坏，可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率、开或停发电机组等一系列指令。必要时，可以越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令。本条所称紧急情况，是指出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就会造成严重后果的情况。其中(二)、(三)、(四)项所称规定，主要指国家或电力行政主管部门以及电网管理部门的规定，包括行政法规、规章和技术标准。(五)项所称其他情况，是指本条例未列举到的威胁电网安全的其他意外紧急情况。第十九条省级电网管理部门、省辖市级电网管理部门、县级电网管理部门应当根据本级人民政府的生产调度部门的要求、用户的特点和电网安全运行的需要，提出事故及超计划用电的限电序位表，经本级人民政府的生产调度部门审核，报本级人民政府批准后，由调度机构执行。限电及整个电网调度工作应当逐步实现自动化管理。【释义】本条明确了限电序位表的制定根据及其制定、批准程序。限电序位表包括事故限电序位表和超计划用电限电序位表，限电序位表是调度机构发布限电指令的依据。本条所称限电序位表，是指电网发生事故或用电地区、用电单位严重超计划用电后，为保证电网正常运行，调度机构据以操作的、事先经本级人民政府批准的拉闸限电的线路顺序排列表。事故限电序位表，是在电网发生事故时，为保证电网安全或减少事故损失，防止事故扩大而供值班调度人员拉闸限电时使用的事先批准的限电线路的顺序排列表。超计划用电限电序位表，是对超计划用电地区或单位进行限电的事先批准的限电线路的顺序排列表。这是针对我国当前和今后相当长时期电力供应仍然紧张的情况，和电网自动化管理水平的状况而制定的，是由国家通过法定程序认可的一种特殊处理办法。其目的是牺牲局部利益以保全整体利益。对此类问题的处理应通过技术进步达到自动化管理，逐步实现“谁超限谁，限电到户”，以逐渐减少并最终避免由于地区超计划用电而本身未超计划用电用户，因排序在前而无故受到限电。根据这种规定，制定限电序位表的主体是省、省直辖市级、县级电网的电网管理部门。批准限电序位表的权力主体是制定限电序位表的电网管理部门的本级人民政府，批准前而经本级人民政府的生产调度部门审核，执行限电序位表的实施主体是电网调度机构。第二十条未经值班调度人员许可，任何人不得操作调度机构调度管辖范围内的设备。电网运行遇有危及人身及设备安全的情况时，发电厂、变电站的运行值班单位的值班人员可以按照有关规定处理，处理后应当立即报告有关调度机构的值班人员。【释义】106n本条规定，属于调度管辖下的任何设备，未经相应电网调度机构值班调度人员的许可，任何人不得自行操作；同时还规定了发电厂、变电站的运行值班人员在遇有危及人身设备安全情况时的紧急处理权。本条所称操作，是指变更电网设备状态的行为。本条使用“不得”一词，是一种严肃的禁止性条款和硬性规定。第五章调度指令第二十一条值班调度人员必须按照规定发布各种调度指令。【释义】这一条主要规定了值班调度人员发布各种调度指令的法定依据和基本要求是：“必须按照规定”。所谓必须，是指一定要按规定发布指令，不能有任何变通、变相或不完全的作为。所谓规定，是指本条例的规定，国家其他有关法律、行政法规和规定、规程、规范、标准或电力行政主管部门对调度管理的规定等。所谓调度指令，是指上级值班调度人员对调度系统下级值班人员发布的必须强制执行的决定。电网调度系统惯例称调度命令。所谓各种调度指令，包括调度机构值班调度人员有权发布的一切正常操作、调整和事故处理的指令，如：电网送变电设备的倒闸操作指令，开停发电机、调相机或增减出力的指令，投退继电保护或安全自动装置或更改其整定值的指令，拉闸限电指令等等，指令形式可以是单项令、逐项令或综合令。第二十二条在调度系统中，必须执行调度指令。调度系统的值班人员认为执行调度指令将危及人身设备安全的，应当立即向发布指令的值班调度人员报告，由其决定调度指令的执行或者撤销。【释义】本条主要规定调度系统值班人员必须执行调度指令。在执行调度指令过程中或者值班人员接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时，认为执行调度指令会危及人身及设备安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员报告，由发布指令的值班调度人员决定调度指令的执行或者撤销。本条所称必须执行和应当立即报告是接到指令的调度系统值班人员应当履行的法律义务和责任。必须执行调度指令是前提，认为执行调度指令会危及人身设备安全应当立即报告是必须执行的例外规定。本条所称认为，是指值班人员根据运行现场客观情况进行的一种主观判断。第二十三条电网管理部门的负责人，调度机构的负责人以及发电厂、变电站的负责人，对上级调度机构的值班人员发布的调度指令有不同意见时，可以向上级电网电力行政主管部门或者上级调度机构提出，但是在其未作出答复前，调度系统的值班人员必须按照上级调度机构的值班人员发布的调度指令执行。【释义】本条主要规定了接到调度指令的调度系统的值班调度人员当本单位负责人对上级值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，应当如何处理的规定。根据这条规定，电网管理部门负责人或者调度机构的负责人或发电厂、变电站的负责人对上级值班调度人员发布的指令有不同意见，只能向上级电网电力行政主管部门、电网管理部门或者调度机构提出，但是，在其未作出答复前，上述有关负责人，不得因此要求其调度系统值班人员拒绝或拖延执行该调度指令；调度系统的值班人员仍然必须按照上级调度机构的值班调度人员发布的调度指令执行。本条所称调度机构负责人，是指各级调度机构的负责人。第二十四条106n任何单位和个人不得违反本条例干预调度系统的值班人员发布或者执行调度指令；调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。【释义】本条所称任何单位，包括政府机构、司法机构，也包括电网管理部门或电力行政主管部门和其他管理机关、企事业单位等。本条所称任何人，包括各级政府机构、司法机构、电网管理部门或电力行政主管部门、其他管理机关、企事业单位的公职人员、工作人员，也包括调度机构的非值班调度人员及其他公民。本条所称非法干预，是指一切违反本条例规定、违反国家有关电网管理的法律、行政法规、部门规章制度、规程、规范的规定，以限制、阻挠、威胁等办法干预调度系统值班人员履行职务的行为。第六章并网与调度第二十五条并网运行的发电厂或者电网，必须服从调度机构的统一调度。【释义】本条规定并网运行的发电厂或者电网，必须纳入调度管辖范围。发电厂或者电网并网运行的前题条件是必须服从调度机构的统一调度。第二十六条需要并网运行的发电厂与电网之间以及电网与电网之间，应当在并网前根据平等互利、协商一致的原则签订并网协议并严格执行。【释义】本条主要规定了发电厂与电网之间，电网与电网之间签订并网协议的原则，就是并网双方平等互利、协商一致的原则。本条同时规定签订并网协议的双方必须严格执行协议。本条例所称协议，是指为了并网运行而确立并网各方权利义务关系的契约。第七章罚则第二十七条违反本条例规定，有下列行为之一的，对主管人员和直接责任人员由其所在单位或者上级机关给予行政处分：(一)未经上级调度机构许可，不按照上级调度机构下达的发电、供电调度计划执行的；(二)不执行有关调度机构批准的检修计划的；(三)不执行调度指令和调度机构下达的保证电网安全的措施的；(四)不如实反映电网运行情况的；(五)不如实反映执行调度指令情况的；(六)调度系统的值班人员玩忽职守、徇私舞弊，尚不构成犯罪的。【释义】本条主要规定了违反本条例规定，对主管人员和直接责任人员由其所在单位或者上级机关给予行政处分的有关行为。(一)未经上级调度机构许可、不按照上级调度机构下达的发电、供电调度计划执行的。本项所称上级调度机构，是指下达发电、供电调度计划的调度机构，或者是执行机构的上一级调度机构。本项所称许可，是指同意或批准，许可的形式可以是多种多样的，不一定是书面的，但应有原始记录，以便作为依据凭证。106n(二)不执行有关调度机构批准的检修计划的。本项所称检修计划，主要指被检修设备停用和恢复运行的计划安排。(三)不执行调度指令和调度机构下达的保证电网安全的措施的。本项所称保证电网安全的措施，包括管理措施、技术措施以及其他措施。(四)不如实反映电网运行情况的。(五)不如实反映执行调度指令情况的。(六)调度系统的值班人员玩忽职守、徇私舞弊尚不构成犯罪的。本项所称玩忽职守，就是在履行职责时，马虎草率，疏忽大意，严重不负责任。本项所称徇私舞弊，是指为了私情或者私利弄虚作假而做不合法的事。本条(二)、(三)项所称不执行，包括拒绝执行和不完全执行，包括故意不执行和过失不执行。本条(四)、(五)所称不如实，包括故意全部或部分隐瞒真实情况和歪曲真实情况。第二十八条调度机构对于超计划用电的用户应当予以警告；经警告，仍未按照计划用电的，调度机构可以发布限电指令，并可以强行扣还电力、电量；当超计划用电威胁电网安全运行时，调度机构可以部分或者全部暂时停止供电。【释义】本条主要规定了调度机构根据本条例的授权，对超计划用电的用户予以限电以至暂时停止供电的程序和措施。本条所称超计划用电，特指超过调度机构下达的调度计划指标使用电力、电量行为。本条所称用户，包括用电地区和用电单位。本条所称警告，包括口头警告、电话警告或书面警告。口头警告要有记录、电话警告调度方要录音以作凭证。警告的目的是提醒超计划用电的用户在规定的时间内，将电力、电量控制在计划范围内，以免影响电网的正常运行和其他用户的正常用电。本条所称限电指令，是指调度机构对用电地区或用电单位下达的在一定时间内必须减少用电的一种调度指令。是在电力供需矛盾仍然存在的条件下，为保证电网正常和其他用户正常用电不得不采取的一种必要措施。本条所称强制扣还电力、电量，是指用电的地区和用电单位用电已经超过用电计划指标，调度机构为了维护按计划用电的地区和单位的合法权益而对超计划用电的地区和单位采取的一种强制措施。扣还的方式可以是在计划分配用电指标时扣还，也可以采取限电措施扣还。本条所称部分和全部暂时停止供电，是指超计划用电严重、不听警告、态度恶劣、强行超计划用电数额较大或者使用不正当手段等超计划用电，危害了其他用户利益，威协着电网运行的安全，调度机构对其采用的一种中止供电的制裁。所谓部分暂时停止供电，是指对其一部分用电在一定时间内停止供电，所谓全部暂时停止供电，是指对其所有用电设施在不确定时间内停止供电。调度机构依照本条例采取的惩罚措施，其造成的后果由责任者承担，调度机构不负后果责任。第二十九条违反本条例规定，未按照计划供电或者无故调整供电计划的，电网应当根据用户的需要补给少供的电力、电量。【释义】106n本条主要规定违反本条例的规定，未按照调度计划供电或者无故调整供电调度计划的，电网应当根据用户需要补给少供的相应电力、电量。本条所称无故调整供电计划的，是指违反本条例和有关规定，没有任何正当理由故意刁难用户调整供电调度计划的行为。本条所称未按照计划供电，是指没有征得用电单位或主管部门同意即行供给用户少于调度机构下达的调度计划指标的电力或电量的行为。第三十条违反本条例规定，构成违反治安管理行为的，依照《中华人民共和国治安管理处罚条例》的有关规定给予处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。【释义】本条主要规定了违反本条例所做的规定，同时构成违反治安管理行为的处罚依据和构成犯罪的处罚法律依据。第八章附则第三十一条国务院电力行政主管部门可以根据本条例制定实施办法。省、自治区、直辖市人民政府可以根据本条例制定小电网管理办法。【释义】本条主要规定了制定本条例实施办法的主体是国务院电力行政主管部门。按照本条例的规定，国务院电力行政主管部门一是制定若干规定，二是制定实施办法。本条例授权制定的若干规定和实施办法与本条例有同等效力。本条第二款主要规定了各省、自治区、直辖市人民政府可以根据本条例制定小电网的管理办法。本条所称根据，是指国务院电力行政主管部门制定的本条例的实施办法，省、自治区、直辖市人民政府制定的小电网管理办法，涉及电网调度管理的都不能超越本条例规定的内容，也不能与本条例规定相抵触，只能是本条例的具体化。本条所称小电网，是指与大电网不相连接的孤立运行的地区电网、县电网、村电网等。第三十二条本条例由国务院电力行政主管部门负责解释。【释义】本条规定了本条例的行政解释权或称为立法解释权属国务院电力行政主管部门。本条例权的解释具有法律效力。第三十三条本条例自1993年11月1日施行。【释义】本条主要规定了本条例的时间效力。即本条例生效的时间，是1993年11月1日。根据本条规定，本条例没有溯及既往的效力。106n一、调度管理制度第一节调度运行制度3.1.1调度机构值班调度员是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。3.1.2下级调度机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令，并对调度指令的执行及汇报的正确性负责。3.1.3地调值班调度员发布调度指令的对象是通过持证上岗考试，具备任职资格并在省、地调备案的值班人员。调度电话是电网统一调度重要手段，原则上由有资格接令人员接听，非调度业务不得占用调度电话。3.1.4值班调度员与其联系对象之间进行正常调度业务联系、发布（或接受）调度指令时，可采用电话联系方式或者网络电子化方式，并满足电网调度工作联系规范要求。3.1.5值班调度员发布的调度指令，受令人接受后应立即执行。如受令人认为所接受调度指令不正确，应立即向发令人提出意见。如发令人确认继续执行该指令，受令人应迅速执行。受令人有权拒绝执行危及人员、设备或电网安全的调度指令，并将拒绝执行的理由报告发令人和本单位领导。当发生无故拒绝或拖延调度指令的执行、有意虚报或隐瞒情况等破坏调度纪律的行为时，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。3.1.6紧急情况时，上级调度机构值班调度员有权对下级调度机构管辖范围的设备直接发布调度指令，受令值班人员不得拒绝执行，并且在未得到发令调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，受令值班人员应迅速报告设备调管范围所属调度机构的值班调度员。3.1.7未经值班调度员同意，任何单位和个人不得自行操作或擅自改变其调管设备状态。对危及人身、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。3.1.8对于上级调度机构的许可设备，下级调度机构在操作前应征得上级调度机构许可同意，操作后立即向上级调度机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调度机构许可设备进行操作，但必须及时汇报上级调度机构值班调度员。3.1.9上级调度机构可根据电网运行需要，将直调设备授权（委托）给下级调度机构调度，并负责通知设备运维单位。下级调度机构应按照商定的委托事项和规定开展调度工作。3.1.10下级调度机构根据电网运行需要，可申请借用上级调度106n机构直调设备，明确借用设备范围、借用时间、有关要求，并经过上级调度机构批准。3.1.11当值班人员同时接到两级调度机构值班调度员的调度指令时，应优先执行上一级值班调度员的调度指令（特殊情况下可由下一级值班调度员报告情况后，由上一级值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。下一级值班调度员发布的调度指令不得与上一级值班调度员发布的调度指令相抵触。3.1.12任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，调度值班人员有权拒绝各类非法干预行为。3.1.13上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调度机构领导转达给值班调度员。值班调度员也可直接接受上级领导指示，经报告调度机构领导同意后执行。3.1.14地调值班调度员应按电网年度正常运行主结线方式、继电保护运行方式进行调度，除特殊情况（计划检修、设备缺陷、电网异常以及事故处理）运行方式不得任意改变。当电网局部运行方式需要调整时，应按各专业会签及调控中心领导批准的运行方式调整通知单执行。3.1.15跨县域（城区）联络线的调度管理规定1.35千伏及以下电压等级跨县域（城区）联络线的调度管理事宜由相关配（县）调协商后报地调备案。各配（县）调应按调度协议确定的分界点，对所辖设备实施调度管理。2.35千伏跨县域联络线正常情况下应处于单侧充电运行状态，开环点处于热备用状态，开环点一侧应具备防雷设施，通讯应完好。3.各县调应按并网调度协议确定的正常开环点安排运行方式，如需要改变35千伏开环点或跨县域联络线的状态，应首先取得对侧县调的同意，按规定向对方办理申请手续，并按调度许可制度向地调办理许可手续。4.若一侧县域电网发生事故需要对侧县域电网通过35千伏联络线进行事故支援时，事故方调度员可直接向对侧县调提出配合申请并立即向地调调度员汇报，地调调度员立即通知对侧县调值班调度员进行事故支援。5.35千伏联络线故障跳闸或本侧电网发生与35千伏联络线有关的事故，联络线两侧县调应及时将跳闸情况或本侧电网有关事故情况汇报给地调值班调度员，事故处理完毕后，应及时向地调值班调度员汇报详细情况。第二节调度许可制度3.2.1地调许可设备的运行方式变化，需要履行调度许可手续。调度机构的许可手续分为值班调度员口头许可和申请单书面许可两种。106n3.2.2值班调度员口头许可仅涉及当日内的电网运行方式的调整，侧重于倒闸操作过程的把关和指导，范围包括：1.不影响地调直调设备状态及机组出力正常送出的地调许可设备状态的变更。2.地调许可设备当日内的非计划停役。3.地调直调电厂的机组出力，直调用户变的机组出力或负荷变化超过5MW的。4.配（县）调管辖设备的停役引起限荷，或运行方式改变引起任一电气元件负荷变化超过5MW的。5.县域110～220千伏变电站站用变停役导致单台站用变供电。6.110～220千伏变电站指定站用电备用转电通道变更。7.仅要求跳闸不强送，并能在当日内完成的线路带电作业。3.2.3值班调度员应做好口头许可工作内容的记录与交接。3.2.4申请单书面许可侧重于日前电网运行方式的安排和计划的编制。范围包括：1.凡影响到地调直调设备状态、机组出力和运行方式的变更。2.需借用地调直调设备的配（县）调、电厂、用户变管辖设备复役。3.设备状态变更或检修工作影响到地调管辖的设备保护。第三节汇报联系制度3.3.1各级调度机构应严格执行《国家电网公司调度系统重大事件汇报规定》以及省、地调汇报及联系制度。3.3.2下级调度机构的值班调度员，厂站运行、输变电设备运维值班人员在值班期间应主动及时地将其管辖范围的电网及设备运行异常情况向上级调度机构值班调度员汇报；上级调度机构值班调度员也应将电网重大运行方式的变化、对地区电网或电厂的影响情况通知下级调度机构有关运行值班人员。3.3.3现场设备发生异常或故障时，各单位运行值班人员应立即按照设备调管范围报告相关调度机构值班调度员，同时按现场规程迅速处理。属于地调调度许可的设备，配（县）调值班调度员或厂站运行值班人员可先向地调值班调度员做简要汇报，在事故处理告一段落时，再详细汇报。对省调管辖的泉州地区电网设备的异常事故由地调调度员向省调调度员汇报。3.3.4电网运行数据统计配（县）调值班调度员，厂站运行、输变电设备运维值班人员应按规定向地调上报电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据上报省调。1.106n发电厂、变电站、运维站运行值班人员应按规定时间准确抄表，并定时向地调上报有关的负荷和电量数据。发电厂和变电站、运维站、应在每日0:00-0:30间通过相关系统向地调报送前一日各计量点的电量和负荷，并对其正确性负责。利用自动抄表系统直接报送的单位，发现系统异常应上报运行维护单位分析处理，以确保其正常运行。2.配（县）调必须在规定时间向地调报送电力生产调度的各类报表（配（县）调管辖电站负荷电量、迎峰度夏日报表、故障信息统计报表及其他地调要求的报表）。3.各级调度人员应做好EMS系统的潮流监视，并及时向所属自动化人员提出坏数据的修正意见，以提高相关报表的准确率。三、调度业务联系规范用语（熟练掌握）1.调度下令规范1.1总的要求（一）对于次日设备停复役及新设备启动投产等计划操作，应事先通过网络、传真或电话口头方式下达调度预令。待操作时，再正式下达调度指令。（二）下达调度指令需按顺序逐项下令，下令应使用普通话，下令前互通单位、姓名，核对时间和严格执行复诵、汇报、录音和记录制度。（三）下达指令和接受指令的人员都需要具备相应资格。无权下达指令和接受指令的人员不得下达和接受指令。（四）地、县、配调调度机构值班人员下达指令时，必须有另一位有下令资格的值班人员作为监护人实时监护。（五）下令人下达指令时，声音应洪亮清晰，表达准确，不得含糊不清、模棱两可。（六）调度员由监盘状态转换为下令状态前，值班长（正值）应确认下令人的精神状态。1.2依照调度操作指令票下令（一）依照调度操作指令票下令前，操作人、监护人需对指令票重新审核，核对当前电网状态，确认指令票正确可用，审核无误后在规定位置签字，下令人在监护人监护下按规定逐项下达指令（原则上由副值下令，正值监护）。（二）下令人下令时，必须在指令票上填写发令人和受令人姓名、发令时间和汇报时间等内容，姓名要签全名。（三）当连续几项属于同一操作单位的指令，且同一时间下令，允许发令人、受令人以及发令时间、汇报时间的填写采用首尾项全写，中间项的填写用“¨”表示，否则每一项都要全部完整填写。（四）每份操作指令票在开始执行时，应写上执行日期。1.3无需拟票的调度下令下列操作可不填写操作指令票，根据电网需要下达指令：106n（一）事故处理。事故处理是指设备在运行中发生故障或严重缺陷，威胁到人身设备安全和电网安全运行而需要立即进行的处理。（二）规程规定可以用一条单项指令表达的操作。（三）以上操作虽不用操作指令票，但操作下令者应与当值另一位值班人员协商操作指令的正确性，取得一致的意见，并作好记录和录音。1.4调度下令程序及其规范用语（熟练掌握）（一）拿起电话，拨通对方后，互报单位和姓名。（二）下令人下达指令。规范用语为：第一项：XXXX；第二项：XXXX。如果下令人下达预令（口头预令），规范用语为：现在下达预令，第一项：XXXX；第二项：XXXX。（三）受令人复诵指令。规范用语为：复诵一遍你下达的指令，第一项：XXXX；第二项：XXXX。（四）下令人听取复诵指令，判断受令人复诵正确后，下令人下达执行指令。规范用语为：第X项至第X项指令（或：以上指令）现在执行，时间是XX点XX分。若系统需要指令马上执行时，由下令人下达紧急执行指令，规范用语为：第X项至第X项指令（或：以上指令）立即执行，不得延误，时间是XX点XX分。对于预令，受令人复诵正确后，下令者应说：上述预令何时执行，等待调度下令。（五）受令人按指令执行操作。（六）发令人需取消已下达执行的指令时，应先了解指令的执行情况，结合电网实际采取相应处理方法。发令人取消指令的规范用语为：第X项指令：XXXX取消执行，时间是XX点XX分。发令人取消调度指令后，受令人必须复诵被取消的调度指令，规范用语为：你发布的取消指令我复诵一遍，第X项指令：XXXX取消执行，时间是XX点XX分。1.5调度指令下达完毕，下令人应及时做好相关记录。1.6调度指令执行完毕汇报程序及其规范用语（熟练掌握）（一）拿起电话，拨通对方后，互报单位和姓名。（二）受令人汇报指令执行完毕。规范用语为：操作汇报，（地、县）调XXX下达的操作指令第一，XXXX；第二，XXXX已于XX点XX分操作完毕。（三）下令人核实操作结果。1.7受令人汇报调度指令操作完毕，下令人应及时记录并在监控系统调整相应设备的状态。2.地县配调工作票许可规范2.1地、县、配调工作票许可程序及其规范用语（一）工作负责人（或签发人）向值班人员提交工作票。（二）值班人员（工作许可人）审核工作票，审查主要内容至少包含：1、工作内容检查，所提安全措施是否满足工作需要。2、停电范围是否满足全部安全措施，是否有突然来电的危险。（三）不合格工作票，退回给工作负责人（或签发人）。（四）许可工作票：1、工作票负责人：您好，我是XX（单位部门）XX（姓名）。106n2、值班调度员：您好，我是地（县）调XX（姓名）。3、工作票负责人：我是工作负责人XXX，办理的工作票编号是XXXX号，工作线路是XXXX（应点明电压等级），工作地段是XXX，工作任务是XXXX，计划工作时间从XX年XX月XX日XX时XX分至XX年XX月XX日XX时XX分，要求的安全措施是XXXX，现在可以许可工作吗？4、值班调度员：XXXX号工作票，工作线路是XXXX（应点明电压等级），工作地段是XXX，工作任务是XXXX，计划工作时间从XX年XX月XX日XX时XX分至XX年XX月XX日XX时XX分，现XX设备已在XX状态，许可你们工作，许可时间是XX日XX时XX分。5、工作票负责人：明白。2.2地、县、配调工作票终结程序（一）电力线路（电缆）第一种工作票的终结1、工作票负责人：您好，我是XX（单位部门）XX（姓名）。2、值班调度员：您好，我是地（县）调XX（姓名）。3、工作票负责人：我是XXXX号工作票的工作负责人，工作线路是XXXX（应点明电压等级），工作地段是XXX，工作票所列的XXXX（工作任务）现在已全部完成，人员已撤离现场，临时地线（共X组）已全部拆除，XXXX号工作票现在办理终结，线路具备送电条件。4、值班调度员：我复诵一遍，工作票号码XXXX号，工作线路是XXXX（应点明电压等级），工作地段是XXX，工作任务是XXXX，现这张工作票的工作已全部结束，人员已离开现场，临时地线（共X组）已全部拆除，工作线路具备送电条件，现在时间是XX日XX时XX分。5、工作票负责人：正确。（二）第二种工作票或带电作业票的终结1、工作票负责人：您好，我是XX（单位部门）XX（姓名）。2、值班调度员：您好，我是地（县）调XX（姓名）。3、工作负责人汇报：我是工作负责人XXX，办理的第二种工作票编号XXXX，工作地段是XXX，工作任务XXX全部结束，工作现场清理完毕，工作班人员全部撤离现场。4、值班人员与工作负责人核实。第二种工作票中的工作任务全部完成，第二种工作票可以办理终结。5、值班人员（工作许可人）在相应工作票上盖“工作票终结”章。6、值班人员做好记录，考虑相关措施恢复并保存好工作票。3.调度汇报规范3.1调度业务工作汇报（一）基本要求要求汇报及时，用语条理清晰，内容完整，简洁明确，设备名称和内容指代无歧义，并在汇报内容前，使用“汇报”一词。（二）电网事故的汇报1、电网事故的汇报规范为：汇报：XX单位XX设备（使用双重编号）于XX时XX分跳闸，保护动作情况（含重合闸动作情况）是XXXX，一次设备检查情况是XXXX，现XX设备可以（或不可以）送电。106n2、汇报内容可以根据事故情况分阶段汇报，但要求尽快并完整汇报，汇报的内容至少包含以上规范的内容。（三）电网异常的汇报1、要求说明异常的设备名称、出现时间、异常表征现象、可能导致后果或影响，需要采取的措施。2、电网异常的汇报规范为：汇报：XX单位XX设备（使用双重编号）于XX时XX分发现XXXXX异常情况，该异常情况可能导致XXXXXXX后果，拟采取XXXXX措施进行处理（或者：现申请将XX设备停电处理或投信号）。（四）检修工作结束的工作汇报（熟练掌握）1、本项或几项检修工作结束，或者基建工程结束，相关设备即可以送电者，检修工作的汇报规范为：汇报：XX单位XX工作现已结束，XXXX设备可以送电，时间是XX时XX分。2、本项检修工作结束，相关设备因为还有其它工作或者其它原因仍然不能送电者，汇报规范为：汇报：XX单位XX工作现已结束，但XXXX设备仍不能送电，时间是XX时XX分。3.2上下级调度机构之间调度事件上报规范（一）汇报原则满足上级调度机构定义的汇报规定的所有情况均应向上级调度机构汇报，汇报按照逐级汇报原则进行。（二）汇报内容1、事件发生的时间、地点、背景情况。2、事件经过、保护及安全自动装置动作情况。3、重要设备损坏情况、对重要用户的影响。4、系统恢复情况等。（三）汇报形式1、通过录音电话，向汇报对象汇报情况。2、通过传真，向汇报对象汇报情况106n五、关于规范调度检修申请单办理手续的通知为理顺调度检修申请单许可与现场作业工作票之间的关系，特梳理调度检修申请单（主网调度，下同）许可及终结的流程规范，具体要求如下：1、调度检修申请单的办理分为“申请执行”、“申请终结”两种手续。2、申请执行：申请单位应在检修申请单批准执行时间前的10分钟内，主动向地调调度员明确要求是否执行相关申请单，规范用语为“××申请单位××申请单（指明申请单编号），主要工作内容为××××，现申请执行。”（熟练掌握）3、因可能受天气影响等造成检修工作计划无法执行，所以申请执行是检修申请单位向地调明确需要执行检修工作计划的必要手续，以免造成不必要的倒闸操作。对于申请单位未向地调调度员联系办理申请执行手续的，地调将不对申请单所列的安全措施进行倒闸操作，申请单位需对造成的检修工作延误负责。4、调度检修申请单与现场作业工作票无需一一对应，申请执行也不等同于现场作业许可。因此现场作业许可按照以下要求执行：（1）当地调同意检修申请单位的申请执行后，若设备已满足申请单所列的安全措施要求，由现场自行负责办理工作票的许可，无需再向地调办理申请许可。（2）当地调同意检修申请单位的申请执行后，若设备不满足申请单所列的安全措施要求时，地调根据调度管辖范围负责对设备进行倒闸操作（或许可操作）。在倒闸操作过程中，若设备满足其中一份（或几份）现场工作票所列的安全措施要求后，现场即可根据两票相关管理规定自行负责办理工作许可，无需等待申请单所列的所有安全措施要求执行到位或再向地调办理申请许可。（3）当检修申请单所列的安全措施要求超过了申请单位的管辖范围造成其无法确认的（如线路涉及两侧操作），由地调在设备满足安全措施要求后通知申请单位。申请单位在接收到地调设备状态告知的调度指令后，自行负责办理工作票的许可，无需再向地调办理申请许可。申请终结：申请单位在与申请单相关的所有工作全部结束，且所有临时安全措施均已拆除（非调度下令的安全措施），作业人员已撤离，二次设备的异常信号均已复归后，向地调办理申请终结，规范用语为“××申请单位××申请单（指明申请单编号）现办理终结，主要工作内容为××××，工作已全部结束，人员已全部撤离，具备送电条件。”（熟练掌握）106n六、泉州电力调控中心关于适应性调整设备状态及调度指令的通知一、继电保护设备下令规定（一）继电保护设备调度指令总体原则及要求1.继电保护设备下令的原则格式为：“投入解除+一次设备名+保护型号+保护类别”或“一次设备名+保护型号+保护类别+由跳闸改投信号由信号改投跳闸”。2.一次设备配置多套同型号的保护设备时，应区分第一套、第二套。智能站A网设备命名为第一套，B网设备命名为第二套。3.调度指令中的保护型号采用采用现场设备装置型号，各单位应开展设备命名编号、系统台账的核查更新，核查IES700系统间隔图中的保护型号与现场设备装置型号一致。（二）线路保护指令规范及操作要求1.220kV线路保护无论是差动或高频保护，均统一表述为“纵联”。序号原指令现指令备注1田边变220kV园边I路251线路603/902微机保护（含电流差动/高频）由跳闸改投信号田边变220kV园边I路251线路603/902线路保护（含纵联及后备）由跳闸改投信号退全套2田边变220kV园边I路251线路603/902微机电流差动/高频保护由跳闸改投信号田边变220kV园边I路251线路603/902线路纵联保护由跳闸改投信号退主保护3田边变220kV园边I路251线路603/902微机后备保护由信号改投经单重跳闸田边变220kV园边I路251线路603/902线路后备保护由信号改经单重跳闸投后备4田边变220kV园边I路251线路（含603电流差动及902高频）由经单重跳闸改投直跳田边变220kV园边I路251线路603及902线路保护（含纵联及后备）由经单重跳闸改投直跳退重合闸（三）母差保护指令规范及操作要求1.220kV双母双分段主接线的Ⅰ/Ⅱ母配置两台母差装置，Ⅲ/Ⅳ母配置两台母差装置，Ⅰ/Ⅱ母第一台装置与Ⅲ/Ⅳ母的第一台装置构成第一套母差保护，Ⅰ/Ⅱ母第二台装置与Ⅲ/Ⅳ母的第二台装置构成第二套母差保护。如罗塘变220kV801母差保护、罗塘变220kV750母差保护。2.原则上母差保护投退时应按套进行操作，且同一套装置的失灵保护应同时投退，调度指令中不再体现失灵保护。不得单独按装置投退220kV双母双分段母差。序号现指令备注1解除蟠龙变220kV第一套915母差保护失灵不指令中体现（四）主变保护指令规范及操作要求1.110kV主变差动及各侧后备保护分别为独立装置，单独退出某侧保护应在指令中体现各自保护型号，如解除美林变1号主变817差动保护、解除美林变1号主变818低后备保护。对于仅配置单套保护的，原则上不允许在主变运行状态下解除全套保护时体现，确需解除全套保护的应按主变停役进行管控。2.110/220kV主变差动及各侧后备为共箱式的（非独立装置），不允许在主变运行状态下单独退出某侧保护；对于配置双套保护的，允许退出其中一套保护（共箱式保护不存在差动及各侧后备保护型号不同的问题）。3.特殊厂站配置两台主变保护装置，通过组合构成一套完整的主变电量保护（如溪美变第一套电量保护仅投入主变高、低后备保护功能，第二套电量保护仅投入主变差动保护功能），应视同一套保护主变保护装置管理，调度指令与单套保护配置相同，如解除溪美变1号主变815电量保护。序号指令备注106n1解除山兜变1号主变978电量保护两套保护不同型号2解除山兜变1号主变801电量保护3解除金锁变1号主变第一套978电量保护两套保护相同型号4解除金锁变1号主变第二套978电量保护5解除金锁变1号主变974非电量保护6解除金锁变1号主变974有载调压重瓦斯保护改用解除7解除美林变1号主变817差动保护主保护与后备保护分开配置8解除美林变1号主变818低后备保护（五）备自投指令规范及操作要求1.变电站同一电压等级仅配置一套备自投装置的，调度指令应体现电压等及装置型号即可：如解除东星变220kV246备自投；同一电压等级配两套及以上备自投的，调度指令还应体现能够区分不同装置功能的开关编号，如：解除大淮变10kVⅠ/Ⅱ段母分600开关641备自投、解除大淮变10kVⅡ/Ⅲ段母分909开关641备自投。2.两回进线的桥式接线厂站若配置两台110kV备自投装置共同构成一套备自投动作逻辑，视为同一套备自投，投退时应同时投退，不得单独按装置投退。如：解除坵洋变110kV640备自投。4.三回进线的桥式接线厂站若配置两台110kV备自投装置，且构成两套及以上动作逻辑（如大淮变），应分别下令投退或切区。如：大淮变110kVⅡ/Ⅲ段内桥16M开关9652备自投由泉调继（2012）0537号定值区切换至泉调继（2012）0538号定值区。5.同一运行方式下，备自投有多种备自投动作逻辑，应在调度指令备注中指明所要实现的备自投方式，现场根据所指明的备自投方式进行相应功能压板的投退。如：投入梅岭变220kV3641备自投（方式一,投清梅Ⅰ路进线功能）；投入梅岭变220kV3641备自投（方式三、方式四）。6.备自投目前有联切负荷线路、联跳小电源线路功能，备自投解除时可不必解除备自投联切负荷线路、联跳小电源线路出口压板。7.备自投首次投入运行，或备自投联切线路发生异动的，应由运方专业明确具体联切的小电源线路。联切线路属县调管辖的，地调不下令，由县调下令操作后汇报地调。桃城运维站1桃城变投入110kV652备自投（按泉调继（2019）0013号）桃城运维站2桃城变投入110kV652备自投联切110kV龙永线133线路功能永春县调△汇报：桃城变110kV652备自投联切35kV城湖蓝线313、山城线322线路功能确已投入永春县调△汇报：桃城变110kV652备自投联切10kV城东线910、城郊线912线路功能确已投入二、保护下令示例序号现指令备注1解除坵洋变110kV640备自投双套配置且组合逻辑2解除大淮变10kVⅠ/Ⅱ段母分600开关641备自投双套且独立逻辑3解除东星变220kV246备自投单套4解除桃城变110kV652备自投联切龙永线133线路功能5解除蟠龙变110kV蟠海线172线路941线路保护及重合闸常规保护全套退出6解除蟠龙变110kV蟠海线172线路941线路重合闸仅退重合闸106n7解除金锁变110kV母联18M开关9611断路器保护保护单一功能解除三、母线、主变、主变单元状态定义为适应顺控要求，2019版省调规程对母线、变压器的状态定义重新定义，地区主变单元状态同步跟随变更。相关设备的状态定义如下：1.母线：冷备用状态下，母线PT在运行状态；检修状态下，母线PT在断开状态。冷备用状态——母线PT刀闸处于合闸位置，与相邻设备间的刀闸，开关都在断开位置。检修状态——母线PT在断开位置（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地刀闸。2.变压器：冷备用状态下主变低压侧电抗器刀闸处合闸状态，PT均处运行状态冷备用状态——各侧开关及刀闸均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，主变低压侧串联电抗器有配置刀闸的，电抗器刀闸处合闸状态，PT均处运行状态，顺控操作时允许低压侧开关处热备用状态。检修状态———各侧开关、刀闸及PT均在断开位置（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），低压侧串联电抗器刀闸断开，各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸。3.主变单元：冷备用状态下，“单元母线”的PT及避雷器刀闸应在合上位置。冷备用状态-----单元内所有刀闸均在断开位置，且两侧开关均处冷备用状态，其中“单元母线”的PT及避雷器刀闸应在合上位置。检修状态-----在单元冷备用的基础上，断开PT及避雷器刀闸，合上主变接地刀闸、该单元各侧开关接地刀闸、单元母线和单元母线PT接地刀闸，或在上述各处装上接地线（此状态下单元母线PT为检修状态）。四、顺控操作规定1.顺控操作票应经双人审核，审核人应具备正值以上资格，且其中一人为值长。2.顺控操作若无法在规定时间内操作完成，应在操作票中备注原因，便于分析统计。3.随一次方式变更需进行相关二次设备操作的倒闸操作不得进行顺控操作，包括以下情况：（1）母线分列压板远控功能未完成改造的变电站母线并、解列操作（涉及母线分列压板的投退）；（2）涉及母差出口压板投退的母线倒排操作；（3）主变单侧冷备用（涉及到复压压板的投退）；4.顺控操作通用规则（1）顺控闭锁库检查原则：①操作开关前对顺控闭锁库进行检查；②对于双母线接线的母线顺控操作，倒母过程合上刀闸前需对顺控闭锁库进行检查，刀闸双跨后拉开刀闸前可不检查顺控闭锁库；③对于线路跨站顺控操作，顺控正式操作预演时应对线路各侧顺控闭锁库进行检查，顺控执行阶段设备操作仅需检查本侧顺控闭锁库。（2）跨站线路106n调度指令未指明停送电顺序，则按照线路调度命名先后顺序成票。（3）主变①主变停电时，若调度指令未指明停电顺序，默认按照主变低、中、高侧操作顺序成票；主变送电时，若调度指令未指明送电顺序，默认按照主变高、中、低侧操作顺序成票；②主变送电时（非空载运行），在高、中压侧开关转运行后查两侧电流。（4）双母线接线母线①停电倒排时，按照先倒线路间隔、后倒主变间隔；送电时先倒主变间隔、后倒线路间隔顺序成票；②停电操作，断母联开关前需查待停役的母线确已空载；③送电操作，合母联开关后查送电母线三相电压大于90%额定电压。（5）母联开关①母线分列运行时，先断开母联开关，再投入“母联分列”压板；恢复母线并列运行时求先退出“母联分列”压板，再合上母联开关；②220kV母线分列前，查110kV母联开关已断开，且主变中性点个数满足要求。（6）母差保护的复归、检查原则：①双母线接线，每操作一次线路、主变间隔母线侧刀闸、母联开关即复归母差保护装置；②顺控任务全部操作结束后巡检母差保护装置无异常。五、其它注意事项1.倒闸操作、日常例行工作（含直流工作、站用变轮换）结束后，运维人员除了常规检查确认项目之外，还应确认EMS信号无异常后方可汇报调控中心2.调度员向现场核查设备或保护状态视同调度指令，现场应确保汇报的核查结果与现场一二次设备实际状态一致。3.220kV母线任务指令中的“正常运行方式”指省调规定的年度正常运行方式，110kV母线任务指令中的“正常运行方式”指110kV母线停役前的接线方式。4.因电网运行方式改变或设备状态改变时，设备的二次状态应跟随设备的一次最终状态进行相应改变：（1）双母线某一段母差保护解除时，任何一个间隔倒至该段母线，母差保护跳其出口应退出；（2）已下令解除的保护，该设备一次停役后复役的，保护应保留解除；（3）运行线路开关保护解除的，若该线路开关旁代，则旁代开关保护应解除。5.大型启动送电指令票发布后各相关单位应提前核实指令票中的汇报项内容，确保到达启动令时间可准时汇报，而不应等到启动时才开始核对.启动送电如有涉及电源侧倒空一段母线配合启动，相应县调、配调应做好送电过程中越级跳闸的事故预想6.现场应做好保护及备自投的看板管理，确保定值区、软硬压板的投退符合要求。106n七、福建电网调度纪律考核规定（修订）1、总则1.1为了加强电网安全运行的管理，规范值班人员行为，严肃调度纪律,根据我省电网运行的具体情况，特制定本规定。1.2本规定适用于福建电力调度通信中心（以下简称“省调”）直接调度的各调度对象。1.3按照“统一调度、分级管理”和调度管辖范围划分，各地区电力调度所，可根据此规定制定所辖单位违反调度纪律的规定。1.4本规定依据《电力法》、《电网调度管理条例》、《事故调查规程》、《电业安全工作规程》、《福建省电力系统调度规程》、《福建电网统调电厂运行管理考核办法》（试行）等法规和相关规程、规定制定。2、违反调度纪律认定2.1不严格执行调度指令的2.1.1无危及人员和设备安全的原因，调度运行值班人员不执行省调调度指令或不完整执行省调调度指令的，以及不如实反映省调调度指令执行情况的。2.1.2由于操作配合人员人为原因（非设备原因）造成调度指令操作延误达1小时的。2.1.3调度运行值班工作岗位无具备资格的接令者，延误调度指令执行的。2.1.4在系统事故限电时，省调调度员发布拉闸限电指令后，地调调度员和变电站值班人员未按指令要求执行的。2.1.5在进行超电网供电能力限电时，省调调度员下达第一次限电指令，10分钟内未完全执行，省调调度员将第二次下达限电指令，如在此次指令后15分钟内地调调度员仍未完全执行到位的。2.2违反电网运行情况汇报规定的2.2.1省调直调及许可厂、站设备发生事故，影响系统安全运行或机组出力，未立即向省调简要汇报事故现象情况，并按要求及时提供保护和故障录波信息的。2.2.2发生以下情况，未立即汇报省调当班调度员的：a.省调直调设备发生过载等异常情况；b.省调直调厂、站电压越限且无法调整的；c.省调管辖或整定定值的安全自动装置动作。2.2.3省、地调管辖厂、站设备发生误操作事故，除执行2.2.1款外，未在1小时内向省调汇报事故经过或上报情况不属实的。2.2.4所辖调度范围发生以下重大事件时，未在事件发生后3小时内向省调值班调度员详细汇报的：地区网内主要发电厂和110KV以上变电站全站停电；水电站垮坝事故；发生重大人身伤亡事故等。106n2.3违反运行管理规定的2.3.1未得到省调同意，擅自改变省调管辖的一、二次设备状态或未按省调下达定值及参数整定的（含与电网安全稳定运行有关的安全自动装置、继电保护、机组调速系统、励磁系统、PSS装置以及AGC和AVC装置等），以及擅自改变继电保护装置内部接线及设备的。省调许可的管辖设备，未经省调许可擅自改变设备状态的。2.3.2不执行或不完全执行省调下达的保证电网安全的措施的（包括电网应急预案的制定及落实、安全自动装置整定方案的实施等，无法执行的未说明原因征得同意）。2.3.3对省调已下令操作完毕的设备计划检修申请，有关单位擅自取消该申请、擅自扩大该申请批复的检修范围或工作内容，而影响设备按时正常送电的。2.3.4投入AGC进行调频或调联络线偏差的电厂，本厂内无调整容量而未及时汇报省调调度员，或当电厂有能力对AGC机组进行容量调整而未进行调整，致使系统频率偏差超过50±0.15Hz或联络线偏差考核指标CPS1连续10分钟<100的。2.3.5省调直调及许可电厂开机，未在省调发令后规定时间内并网：水电厂正常开机T≤10分钟，事故开机T≤5分钟（贯流式机组正常开机T≤15分钟，事故开机T≤10分钟）；火电厂未及时并网导致电网备用不足的。2.3.6违反《调度规程》有关规定，对电网安全造成严重后果的。3、违反调度纪律考核3.1由省调负责对违反调度纪律事件进行调查认定，并不定期进行通报，年终汇总。3.2对违反调度纪律的统调电厂，按《福建电网统调电厂运行管理考核办法》进行考核，或按并网调度协议及购售电合同执行考核。3.3对违反调度纪律的省公司所属各发、供电单位，按省公司内部模拟市场有关调度纪律考核办法执行。3.4由于违反调度纪律造成事故者，同时应按事故调查规程进行调查处理。4、附则4.1本考核规定解释权属福建电力调度通信中心。4.2本考核规定自发布之日起执行，原《福建电网调度纪律考核规定》同时作废。106n第二部分无功电压管理及电力系统稳定（了解）一、系统频率的调度管理1.1.1各级电网调度运行人员有责任按照国家电能质量标准调整电网运行指标，执行电能质量监督实施办法有关规定,保证供电质量符合国家标准。1.1.2当发生省网或局部地区独立网运行时，独立网装机容量为300万千瓦及以上，频率偏差正常不得超过50±0.2赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。独立网装机容量小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。1.1.3为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求如下：1、在各地县调调控室和所有电厂、运维站均要求装有频率显示器；所有220千伏变电站、110kV安东变、桃城变、榜德变和诗墩变应装（待审核）有数字式频率表。2、各地县调调控室和所有地调直调电厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。3、系统频率监视点为：省调直调电厂、所有220千伏运维站，系统频率监视点所在厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。1.1.4当局部电网有必要进行独立网运行或系统事故造成局部电网独立运行时时，地调调度员应指定某电厂(一般应为水电厂)负责调频调压，被指定电厂应严格按额定频率、电压进行调整，并能与省电网顺利并网，不应出现调整不当引起高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。如调频、调压有困难时，县调应指挥所辖电厂协助调整。1.1.5选择系统调频厂应遵循以下原则：1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。1.1.6系统频率的调整1、地调管辖的各发电厂，当系统运行频率超出50±0.2赫兹时，应主动协助系统进行调整。2、省、地调直调电厂正常情况下应严格按省、地调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报所辖调度值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行所辖调度值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告所辖调度值班调度员。106n3、独立网运行时，当系统频率超出允许偏差值时，调频厂应立即主动调整出力进行系统调频，直至频率恢复至允许偏差值范围内，并尽快报告地调调度员。1.1.7发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。7.1.8系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报地调值班调度员。1.1.9电网运行备用是指用来平衡统调负荷预测偏差、统调机组跳闸或者电网事故等引起的功率缺额而预留的备用。电网运行备用分为旋转备用、可控负荷备用。旋转备用是指10分钟内能够全部调出、不受限额约束且至少能持续1小时满足系统需要的统调发电容量。主要由网内的水电机组、火电机组、燃气机组共同承担，旋转备用容量不低于系统预测最高负荷的3～5％及单机最大出力。可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。二、系统无功电压管理2.2.1电力系统无功补偿装置配置应能保证在系统高峰和低谷时段负荷水平下，分(电压)层和分(供电)区的无功平衡，同时正常方式下应留有足够动态无功备用容量，满足电压调整及事故方式电网安全稳定运行需要。分(电压)层无功平衡的重点是220千伏及以上电压层面的无功平衡，分(供电)区就地平衡的重点是110千伏及以下系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合、电网补偿与用户补偿相结合、高压补偿与低压补偿相结合，以满足降损和调压的需要。2.2.2根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》要求，按照调度管辖范围划分，省调负责220千伏及以上电网、地调负责所辖电网的电压与无功功率的运行控制及管理，县调接受地调的无功电压管理。2.2.3为保证电压质量，地调应按省调编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及地区网供功率因数考核基值要求进行调整，并建立地区电网母线电压的考核点和监视点。电压考核点和监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求，地调按月编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及县网网供功率因数考核基值。2.2.4无功补偿与调压配置技术要求1、地区新建发电机组或励磁系统改造的设计选型，应通过泉州供电公司组织（调度部门参加）的有关审查,其技术要求应按《福建电网发电机励磁系统管理规定》执行。（1）接入110千伏及以下系统的发电机的励磁系统宜按发电机额定功率因数(迟相)0.8～0.85选择。（2）机组进相能力要求：投产机组均应具备在有功功率为额定值时，功率因数进相0.95运行的能力。装机容量10MW及以上水电机组、50MW及以上火电机组均应具有低励限制功能。（3）机组直接接入110千伏电网的水电厂，全厂监控系统应配备AVQC功能，并具备与地调AVC系统联合闭环控制的条件。106n2、220千伏变电站无功补偿容量一般按220千伏主变容量10%～25%配置，并满足220千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。当220千伏变电站110千伏及以下出线以电缆为主或较大容量地区电源接入该变电站110千伏系统时，容性无功补偿容量可按下限配置。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接入35千伏电压等级不宜大于12Mvar，接于10千伏电压等级不宜大于8Mvar。3、35～110千伏变电站无功补偿容量一般按照主变容量的10％～30％配置，并满足35～110千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。4、电力用户应根据负荷特点，合理配置无功补偿装置。100千伏安及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时主变高压侧功率因数不宜低于0.95；其他用户，主变高压侧功率因数不宜低于0.90。同时应防止用户向系统倒送无功功率。2.2.5机组进相运行管理1、对于投入商转运行，至今尚未进行进相试验的机组，电厂应与地调协商限期安排上述试验。对于接入110千伏地区电网的电厂，若110千伏地区电网安全及调压运行需要，电厂应与地调协商限期开展机组的进相试验。若电厂未按地调要求开展机组的进相试验，则地调有权拒绝该电厂机组并网发电。2、电厂应将进相试验报告上报地调，经地调审核后确定机组多个典型工况的进相深度，并作为地调核定机组进相能力的依据。3、若电厂高压侧电压越上限时，经调度员许可，电厂即应按核定的机组进相能力安排机组进相运行。机组处于进相运行时，低励限制环节及失磁保护等应正常投入。多台机组具备进相运行时，发电厂值长应根据高压侧电压控制要求平均分配机组的进相无功出力。4、机组进相运行时，发电厂值班人员应加强监视。一旦发现发电厂高压侧母线电压及机端、厂用电系统电压越低限，机组的有功和无功功率、机组运行状态等出现异常现象时，应及时调整发电机组的运行工况，直至由进相改为滞相运行，并立即向值班调度员汇报。三、无功电压的监视与调整3.3.1系统内各级调度、运行值班人员必须加强对各自管辖范围或有关的各级运行电压与无功功率的监视和调整。各控制点值班人员应按电压曲线监视、调整电压，同时按逆调压原则进行调节，按无功分层分区就地平衡的原则，调整无功补偿容量。地调在OMS系统发布的发电曲线应包括有功及无功的发电曲线。发电厂应按地调下达的曲线出力，并监视其母线电压。在高峰负荷时，应增大无功出力使母线电压接近上限运行；在低谷负荷时，应尽量降低无功出力使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。有必要时可自行调整其无功出力，并报告地调调度员。按设备管辖归属，地县调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地县调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小型电厂机组无功调节能力，然后才调整主变分接头。当省电网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头或投退220千伏变电站电容补偿设备，相关变电站（集控站、运维站）事后应及时汇报有关地调。106n3.3.2地调调控值班人员应监视系统各电压考核点和监视点的电压水平和波动情况，当发现电压值超出允许偏差范围时，应采取以下措施进行调整。1、改变发电机的无功出力曲线。2、改变集中补偿电容器的容量或调整有载变压器的调压分接头位置。3、启动备用机组或调相运行。4、适当调整系统的运行方式。5、对用户的无功补偿容量进行调整。3.3.3各县公司应按《泉州地区电网无功电压运行管理及考核办法》要求掌握各电压考核点的波动情况,监视各考核点的运行电压。当无调节手段需要地区电网协助调整时应报告地调调度员。地调应加强县公司关口无功电压的调度管理，协助用电管理部门对用户电容器的运行管理，充分调用地区电源机组的无功调节能力，加强对调度管辖内电厂的无功电压运行管理及考核。无功电压调整应遵循如下原则：1、正常情况下地区关口力率应满足省调下达的关口力率考核指标，同时按逆调压原则调节。2、地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制：（1）当省电网采取调整措施而220千伏电压仍越限时，各地区应充分调用调度管辖范围内中小型电厂机组的无功调节能力并及时投退无功补偿设备，督促调整各县关口及直供用户的力率。（2）防止220千伏主变有载分接头的调整造成220千伏电网电压进一步恶化。当220千伏变电站220千伏母线电压低于-3%额定电压或超过+7%额定电压，应暂停通过调整220千伏主变有载分接头以提高或降低110千伏及以下地区电网电压。（3）采取上述措施而220千伏电压仍低于209千伏时，经省调许可后各地调采取限荷措施。当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区事故限电序位表直拉馈线。3、县网无功电压的调整应与110千伏电压协调控制（1）当地区网中110千伏母线电压低于102千伏或超过121千伏时，禁止通过调整110千伏主变分接头来提高或降低县级电网35千伏或10千伏电压。（2）县网中110千伏母线电压仍旧低于102千伏时，经地调许可后各县调采取限荷措施。3.3.4按设备管辖归属，各单位应该对所管辖的无功补偿设备加强运行维护管理。四、无功电压自动控制系统运行规定9.2.1值班调度员及厂站运行值班人员应认真监视所辖范围厂站母线电压，其中220千伏母线为省网电压的考核点或监视点，当母线电压超出允许变动范围时，地调值班调度员或厂站运行值班人员应立即报告省调值班调度员。106n9.2.2系统的运行电压，应考虑电气设备安全运行和电网安全稳定运行的要求。正常运行方式时，变电站220千伏母线正常运行电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，日电压波动率不超过5%。事故运行电压允许偏差为系统额定电压的-5%～+10%。9.2.3当发现电压值超出允许偏差范围时，地调调度员应采取以下措施进行调整。1.改变发电机的无功出力曲线；调整主变低压侧电抗器、电容器的无功补偿容量或调整主变有载调压分接头位置。2.通知配县调改变集中补偿电容器、电抗器的容量、所辖小水电的无功出力。3.启动备用机组发电或调相运行。4.适当改变主系统的运行方式。5.必要时限制部分用电负荷。6.其他可行的调压措施。9.2.4设备运维单位应做好电网无功补偿设备的运行维护，调度机构应加强趸售县关口无功电压的调度管理及网供力率的考核，协助用电管理部门做好用户电容器运行管理，强化调度管辖内电厂的无功电压运行管理。9.2.5地调发现地区无功调节手段用尽，需要省网协助调整时应及时报告省调调度员。9.2.6地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制1.当省电网采取调整措施而220千伏电压仍越限时，应充分调用调度管辖范围内中小型电厂机组的无功调节能力及时投退无功补偿设备，督促调整趸售县关口及直供用户的力率。2.当220千伏变电站220千伏母线电压低于-3%额定电压或超过+7%额定电压，应暂停通过调整220千伏主变有载分接头以提高或降低110千伏及以下地区电网电压，避免进一步恶化220千伏电网电压。3.采取上述措施而220千伏电压仍低于209千伏时，经省调许可后地调可采取限荷措施。当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区紧急限电序位表直拉馈线。9.2.7地区电网无功电压的调整应与110千伏电压协调控制1.当地区电网中110千伏母线电压低于102千伏或超过121千伏时，禁止通过调整110千伏主变分接头来提高或降低电网35千伏或10千伏电压。2.地区电网中110千伏母线电压仍低于99千伏时，经地调许可后各县调可采取限荷措施。9.2.8地区并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理规定》做好机组励磁系统的运行维护，保证发电机自动励磁调节装置及其特性单元（包括强励、过励及低励限制等）完好。未经相关调度许可，励磁系统各环节功能不得停用。9.2.9106n地调及地区电厂应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理规定》制定现场运行规定，做好AVC系统（装置）的运行维护及管理，AVC子站装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。9.2.10AVC系统日常运维要求：1.正常情况下，AVC装置应投入运行；地调AVC装置“远控”方式变更必须严格按省调调度员的指令执行，地调直调电厂AVC装置“远控”方式变更必须严格按地调调度员的指令执行。2.调度值班人员应认真监视AVC事项信息，当AVC事项显示某变电站遥控操作失败次数连续超过3次时，应及时切换通道或通知自动化人员处理。3.AVC软件切换及控制参数修改必须经运方专责确认、自动化专业备案后方可执行。软件版本更新必须经离线功能测试正常，运方、自动化专业确认，经部门分管领导批准后才能上线运行。9.2.11AVC的启用和禁用1.当电容器被自动禁用（保护动作、遥控连续失败3次、两次动作时间小于5分钟的延时时间、10千伏母线失地等）时，值班调度员应查清原因，在确认电容器可以投运后，方可在AVC中解除禁用。2.当主变分接头被自动禁用（轻瓦斯保护动作、油温高、变压器开关控制回路断线或闭锁、主变负荷高、日调整次数达到约束条件等）时，值班调度员应查清原因，在确认主变分接头可以调整后，方可在AVC中解除禁用。3.当运行中发现AVC系统工作异常或无法工作时，值班调度员应做好当前断面保存，禁用相应的AVC功能，并立即通知自动化值班人员维护。异常期间，改由根据SCADA采集数据进行人工干预实现无功电压调整。4.主变压器在退出本体或有载开关重瓦斯保护时，调度员将主变分接头退出AVC闭环控制。5.当电压数据异常（如电压不刷新等）时，值班调度员应将相关变电站的主变分接头和电容器退出AVC闭环控制，并通知自动化值班人员。6.若现场因一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，应及时向所辖调度机构提出申请，并尽快处理设备缺陷。五、消弧装置运行规定第一节消弧装置的基本原则11.1.1106n中性点不接地系统装设消弧线圈，是为了能将系统的电容电流加以补偿，减小接地故障点残流，抑制间歇性弧光过电压和由于电磁式电压互感器饱和而产生的谐振过电压，减少相间短路故障跳闸率，稳定电网运行，提高供电可靠性。11.1.2主动干预型消弧装置正常运行时不接地，仅在系统发生单相接地时，采用故障相自动经低励磁阻抗变压器快速接地的单相接地保护方式；采用降低故障相对地电压、并联分流故障点电流的方式，实现熄灭单相接地故障电弧。11.1.3运行中的中性点不接地系统，必须由运检部门组织定时实测电容电流，为确定是否装设消弧装置提供依据。消弧装置的投入、切除，由所辖调度下令后方可进行操作。11.1.4中性点不接地系统中，当母线上线路总电容电流大于10安培时，应将消弧线圈投入运行进行补偿。补偿方式原则上应采用过补偿方式，应避免出现全补偿方式。脱谐度范围的选取一般采用5%～25%，但应控制残流在5A左右，最大不得超过8A。如果网络较小，电容电流不超过8A，允许退出消弧线圈。11.1.5电网正常运行时，中性点位移电压不得超过相电压的15%。当系统发生单相接地故障时允许运行2小时。11.1.6若消弧线圈在最大补偿电流档位运行，而脱谐度仍小于15%，说明消弧线圈容量不能满足要求，必须限制网络运行方式改变，尽量避免增加电容电流，同时应汇报有关部门及时处理。11.1.7消弧线圈装有微机调谐装置，投运前应将接地变中性点电压、接地变中性点电流、所在母线电容电流和消弧线圈档位、脱谐度、残流、交直流失电、交直流短接、接地选线信息等相关遥信遥测信息接入EMS系统。11.1.8设备运维单位应定期校准消弧线圈控制器中性点电压、中性点电流及电容电流显示值，偏差不超过5%，并提供母线电容电流实测值供调度单位核对运行数据。第二节35千伏无载调档消弧线圈操作规定11.2.1当网络的运行方式改变时，应及时正确地调整消弧线圈的分接头。消弧线圈的投入、切除以及分接头的调整，由所辖调度下令方可进行。消弧线圈调整分接头位置时，必须将消弧线圈退出运行。严禁消弧线圈在带电运行状态下调整分接头。11.2.2禁止将消弧线圈同时并入两台变压器中性点运行。11.2.3消弧线圈补偿系统中的线路，禁止使用逐相断开线路或逐相送(充)电的操作方式。短时失去消弧线圈的电网里，应避免进行倒闸操作。11.2.4消弧线圈由一台变压器倒至另一台变压器时应按先拉后合顺序进行操作。11.2.5网络发生单相接地故障或遭雷雨时，禁止操作消弧线圈。消弧线圈本身发生故障，紧急情况非停不可时，35千伏消弧线圈应将开关连同主变一起断开，方可操作消弧线圈刀闸。106n第三节10千伏消弧装置操作规定11.3.1本地区电网10千伏消弧线圈均有微机调谐装置。接地变压器、消弧线圈和自动调谐器应视为一个整体，消弧装置的投入和退出运行包括此三部分。11.3.2正常情况下，消弧线圈自动调谐装置应投自动运行状态。调谐器自动功能异常时，根据调度命令改为手动。1.对于调匝预调式消弧装置，调谐器自动功能异常、面板能正常显示，调节方式则可改为手动，但此时消弧线圈由当前档位调高一档。当面板异常短时无法恢复正常的，应将消弧线圈停运。2.对于调容随调式消弧装置，调谐器自动功能异常，应将消弧线圈退出运行。11.3.3系统单相接地或中性点位移电压大于15%相电压时，禁止拉合消弧线圈与中性点之间的单相刀闸。11.3.4带有阻尼电阻的消弧装置在调谐装置的交、直流同时失电时，消弧装置应立即退出运行。当电网发生单相接地，消弧装置也发生故障时，必须先用开关将故障线路切除后，方可将消弧装置断开。11.3.5网络发生单相接地故障或遭雷雨时，禁止操作消弧线圈。当消弧装置本身发生故障，并危及系统安全运行时，应用开关把整个单元设备断开，再操作刀闸。11.3.6消弧装置接地变低压侧接有站用电的，当消弧装置须退出运行，可令运行人员转移站用电负荷后，断开消弧线圈刀闸(操作刀闸前应用开关连同接地变一起断开后再恢复接地变运行)。第四节消弧装置运行方式规定11.4.1消弧装置停运检修，应尽量避开刮风、雷雨天气，选择天气较好线路不容易故障情况下进行。11.4.2对于容量不足的消弧线圈或特殊操作情况下，经计算后，允许暂时以欠补偿方式运行，应考虑最长线路断开后不至于引起谐振，脱谐度绝对值宜超过10%。11.4.3一段母线上消弧线圈停运，若线路失地可能造成电网设备损坏，经设备运维单位计算，确认消弧线圈容量满足要求时，可向调度机构提出将该段母线与另一段母线并列运行的申请，由单台消弧装置对两段母线电容电流进行补偿。11.4.4若两段母线并列运行，当自动调谐器可同时调节两台消弧线圈时（同厂家产品均具备该功能，对于不同厂家的产品必须设定通信规约），或两台主动干预型消弧装置可协调选相控制单元（Ⅱ段上的选相控制单元检测到母分开关合位即退出运行，当Ⅰ段选相控制单元异常，通过开出信号接入Ⅱ段选相控制单元），可以由两台消弧装置同时投入运行。不具备上述功能的，在两段母线并列运行时设备运维单位应申请退出其中一台消弧装置。11.4.5106n正常情况下，主动干预型消弧装置应投入在自动方式，手动方式一般供调试人员使用，只有在间隔开关断开状态下进行。11.4.6在发生永久性接地故障时，对于配置主动干预型消弧装置的，拉路应待确认消弧装置单相接地开关断开（接地开关每180S自动分合闸一次）或远方复归该装置（远方断开单相接地开关），才能判断是否该线路失地。11.4.7在系统发生异名相接地故障时，主动干预型消弧装置开关将跳闸，应待系统接地故障全部排除后，并确认消弧装置无异常方可投入运行。106n第三部分地区电网继电保护（熟悉）一、继电保护基本原理1、电力系统故障的基本特征电力系统中常常会受到各种扰动，而其中对电力系统的运行有较大影响的就是电力系统中发生的各种故障。电力系统故障分为短路（多数情况下）和断线（少数情况下）两大类。短路故障分为四种类型：三相短路、两相短路、单相短路接地和两相短路接地，其中三相短路称为对称短路，其余为不对称短路。短路故障也可称为横向故障。断线分为一相断线和两相断线故障也称为不对称故障，断线故障又称为纵向故障。电力系统中两处以上同时发生不对称故障称为复杂故障。电力系统受到扰动后处于暂态过程中，各种运行参量可能会发生较大变化，造成对电力系统的危害。电力系统短路故障的基本特征是供电回路的总阻抗减小，产生暂态过程，短路电流急剧增加，电力网络中电压降低，功率分布发生变化。2、继电保护装置的基本构成继电保护装置的基本构成：通常继电保护装置都是由测量部分、逻辑部分和执行部分组成，其框图如图1所示。测量部分用于测量被保护元件的电流、电压、阻抗等，并同整定值进行比较来确定是否发生故障或不正常工作情况然后输出相应信号至逻辑部分。逻辑部分根据测量输入的信号进行逻辑判断，以确定应使断路器跳闸还是发出信号，并将此信号输入到执行部分。执行部分根据逻辑送来的信号去执行保护装置的任务，跳闸或发出信号。3、继电保护的常用原理当电力系统发生短路时，线路中的电流由负荷电流上升为短路电流；电压由额定电压变为残余电压；测量阻抗由负荷阻抗降低为由母线到故障点的线路阻抗。总之根据电流、电压、阻抗等的变化，就可区分是正常运行还是故障状态。这些电量的变化就是构成各种不同原理保护的根据。如反应故障时电流升高而动作的过流保护；反应故障时电压降低而动作的低电压保护；反应故障时阻抗降低而动作的阻抗保护；除此以外，还可以根据被保护元件内部和外部短路时，被保护元件两端电流相位或功率方向的差别，分别构成差动保护、方向高频保护等。4、继电保护的基本要求电力系统对继电保护的基本要求是：可靠性、选择性、快速性、灵敏性。这些要求之间，有的相辅相成，有的相互制约，需要针对不同的使用条件，分别进行协调。可靠性：保护装置可靠性又分为可信赖性与安全性。可信赖性要求在继电保护范围内发生属于它动作的故障时，应可靠动作，即不应拒动；安全性要求继电保护发生不属于它动作的故障时，则应可靠不动，即不应误动。可信赖性与安全性，都是继电保护必备的性能，但两者相互矛盾。需根据被保护对象适当地予以协调。例如，对传送大功率的线路保护，宜强调安全性；而对与其他线路的保护，则强调可信赖性。可靠性是电力系统对保护装置性能的最基本要求。106n选择性：继电保护选择性是指在对系统影响可能最小的处所，实现断路器的控制操作，以终止故障或事故的发展。快速性：继电保护快速性是指保护应以允许的可能最快速度动作于断路器跳闸，以断开故障或终止异常状态发展，减轻故障元件的损坏程度，提高重合闸的成功率，有利于电力系统同步运行的稳定性。灵敏性：继电保护灵敏性是指对其保护范围内发生故障或不正常运行反应能力。在事先规定的保护范围内故障时，不论短路点的位置、短路的类型及系统运行方式如何，都能灵敏反应。保护装置的灵敏性，用灵敏系数（灵敏度）来衡量，即故障时通入装置的故障量和给定的整定值之比。灵敏系数应根据常见的不利运行方式和不利的短路形式计算。5、主保护、后备保护、辅助保护的定义根据保护装置作用不同，可分为主保护、后备保护、辅助保护。电力系统中的每一个被保护元件都应装设主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。主保护是指能以最短的时限，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。它既能满足系统稳定运行及设备安全要求，也能保证系统中其他非故障部分继续运行。如差动保护、高频保护等。后备保护指主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护装置。如距离保护、零序保护、过流保护等。后备保护不仅可以对本线路或设备的主保护起后备作用，而且对相邻线路也可以起后备作用。因此，后备保护又可分为远后备和近后备两种方式。远后备是指本元件的主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备。近后备是指主保护拒绝动作时，由本设备或线路的另一套保护实现的后备；当断路器拒绝动作时，可由该元件的保护或断路器失灵保护断开同一连接母线的断路器，以切除故障。辅助保护作为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护，例如电流速断通常就可作为这类性质的保护。还有一种异常运行保护，是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护，如过负荷保护，发电机的过电压保护。二、主变保护1.电力变压器保护的配置1.1非电量保护106n瓦斯保护分为本体瓦斯保护、有载调压瓦斯保护。本体轻瓦斯保护动作发信，本体重瓦斯保护动作跳闸，0秒跳开主变各侧开关。压力释放、油温高、冷却器全停一般动作于发信。1.1引出线、套管及变压器内部短路的保护1.1.1电流速断保护适用于小容量的变压器。如10kV配变、厂用变等。1.2差动保护差动保护反应各侧开关CT电流和，保护范围为各侧开关CT往主变方向的范围，动作后0秒跳开主变各侧开关。瓦斯能反应主变油箱内部故障，包括绕组匝间短路，差动保护反应各侧开关CT以内的范围，但不能反应绕组匝间短路于大、中容量的变压器（6.3MVA及以上厂用工作变压器和并列运行的变压器，10MVA及以上厂用备用变压器和单独运行的变压器）。1.3相间短路的后备保护1.3.1过电流保护适用于小容量的变压器。1.3.2复合电压启动的过电流保护适用于大、中容量的变压器。复合电压启动元件包括各侧的相间低电压、负序电压。1.4接地短路保护1.4.1零序电流保护适用于中性点直接接地运行的变压器，反应外部接地短路引起的的过电流，主要保护母线，同时也对相邻线路的接地故障、变压器内部接地故障起后备保护作用。1.4.2间隙零序电流和零序电压保护适用于变压器的中性点不接地运行方式下，外部接地短路引起的中性点过电压或间隙过电流。1.5过负荷保护反应于变压器的过负荷情况，采用单相式，动作后发信。2.电力变压器的主保护：包括有差动保护、瓦斯保护2.1比率差动保护原理由于变压器变比、联接组别的影响，变压器运行时，各侧电流大小、相位不同，差动保护要消除这些影响。微机差动保护都采用数字的方法对变比、相位进行补偿。比率差动保护动作特性如下：差动电流为变压器各侧电流的向量和，制动电流有的取变压器各侧电流绝对值和的一半，有的取各侧电流绝对值中最大值，根据保护型号不同而不同。A点称为比例差动的拐点，对应的制动电流Izd称为拐点电流，通常取主变额定值，对应的动作电流值Iqd称为差动保护电流定值（最小动作电流），通常取主变额定值的一半。直线AB的斜率称为差动保护的比率系数K，通常整定为0.5。106n为了在变压器内部严重故障时快速跳开各侧开关，设有差动电流速断保护，当差动电流大于差动电流速断整定值Isd时，动作跳闸。动作后0秒跳开主变各侧开关1.1励磁涌流的鉴别变压器空载投入电网时，会有励磁涌流产生，将引起变压器差动保护的误动，因此应增设涌流判别，来闭锁差动保护，防止误动。1.1.1谐波制动原理变压器空投产生的励磁涌流含有很大比率的二次谐波，而在内部和外部故障时，故障电流中的二次谐波比率很小。利用二次谐波制动原理可有效的防止涌流的影响。一般二次谐波制动系数取15％，即当差动电流中二次谐波分量达到或超过基波分量的15％时，装置判别为励磁涌流，闭锁差动保护。1.1.2间断角判别原理变压器励磁涌流波行是间断性的，而变压器内部故障时，电流波形是连续的或间断角很小。利用此特点可构成鉴别涌流间断角的差动保护。2.电力变压器的后备保护2.1高压侧后备保护2.1.1复合电压过流保护复合电压过流保护有复压元件和电流元件构成，两个元件同时动作才延时出口。复压元件由低电压元件和负序元件构成，两个为或门关系。通常复合电压过流保护经各侧复压元件闭锁，任一侧复压元件动作均满足复压条件。当动作时限为达到时，复压元件返回，则保护亦随之恢复正常。复合电压过流保护作为变压器的后备保护时，要求跳各侧的时间不大于2.0秒。动作后经延时跳开主变各侧开关作为主变差动保护及瓦斯保护的后备保护2.1.2零序电流保护零序电流保护电流取自主变中性点CT或由软件自产产生（3Io=Ia+Ib+Ic），通常不经零序电压闭锁，保护带两个时限，一时限跳母联开关，缩小故障影响范围，二时限跳变压器各侧开关。通常不采用零序保护互跳方式。2.1.3间隙保护（间隙过流、零序过压保护）间隙电流保护电流取自变压器中性点的间隙CT，当间隙击穿，间隙电流达整定值时延时动作。零序电压一般取自母线PT开口三角电压（或软件自产3Uo），当电压达整定值时延时动作。间隙电流和零序电压采用并联关系，保护动作后相互保持，间隙零序电流按一次值100A整定，零序电压按额定60%整定180V(103V)，动作后0.5秒跳变压器各侧开关。2.1.4过负荷保护根据主变的额定电流整定，保护延时发告警信号。2.2中压侧（低压侧）后备保护2.2.1复合电压过流保护原理同高压侧后备保护，保护时限与所带的线路保护配合整定，一时限跳分段开关，二时限跳本侧开关，三时限跳各侧开关。动作电流、时限应与本侧出线配合。作为本侧母线及出线的后备保护。2.2.2过负荷保护根据主变的额定电流整定，保护延时发告警信号。2.2.3零序过压保护110kV变压器中、低压侧为不接地系统，有的设有零序过压保护作为接地故障时的保护，动作发信告警。4．主变的保护配置220KV主变一般配置两套电气量保护及一套非电量保护；110KV主变一般配置一套电气量保护及一套非量保护，根据反措要求，差动保护及各侧后备保护不能合在一起，均应单独配置。常用的220KV主变的保护有南瑞RCS978系列，南自公司的PST1200系列；常用的110KV主变的保护有南瑞RCS9600系列，南自公司的PST1200系列。106n三、110kV线路保护1．主保护和后备保护线路的主保护从时间上可划分为全线瞬时动作、按阶梯时限动作两类。110KV线路允许一侧以保护的第二时限切除故障时，采用具有阶梯时限特性的距离保护、接地距离保护、零序电流保护作为主保护。110kV及以下电压等级电网一般采用远后备原则，当本保护或断路器拒动时，由电源侧上一级的保护动作来切除故障。2．110kV线路的保护和重合闸装置单电源的单回线路，一般装设三段式相间距离保护作为相间故障的保护，同时装设三段式接地距离保护、多段式零序电流保护作为接地故障的保护。采用无检定的三相重合闸。双电源的单回线路，一般装设三段式相间距离保护作为相间故障的保护，同时装设三段式接地距离保护、多段式零序电流保护作为接地故障的保护。采用一侧检无压(可同时包括有检同期)、另一侧检同期的三相重合闸。并列运行的双回线，一般装设全线瞬时动作的保护作为主保护，如高频保护、光纤差动保护等，同时装设三段式相间距离、三段式接地距离保护、多段式零序电流保护作为后备保护。采用一侧检无压、另一侧检同期的三相重合闸。3．常见的110kV线路保护：（1）LFP-941A（RCS-941A）、NSR-201、DFP-201微机线路保护距离保护采用阻抗圆特性，具有三段式距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序电流保护、重合闸、双回线相继速动、不对称故障相继速动等功能。（2）PSL-621C、CSL-160B、DF3220微机线路保护距离保护采用四边形特性，具有三段式距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序电流保护、重合闸、双回线相继速动、不对称故障相继速动等功能。（3）双回线相继速动保护双回线相继速动保护仅在保护启动后的300ms内投入。如图，两条线路中的Ⅲ段距离元件先启动然后又返回时，向另一回线路输出一个加速信号，加速其Ⅱ段距离元件动作跳闸。双回线Ⅱ段距离相继动作的判据为：（i）本线Ⅱ段阻抗启动。（ii）故障开始未收到加速信号，其后又收到同侧另一回线路来的加速信号。（iii）本线Ⅱ段阻抗在满足（ii）条件后经一个短延时仍不返回。（4）不对称相继速动保护106n线路末端发生不对称故障时，对侧阻抗Ⅰ段先动作三相跳闸，非故障相的电流亦同时被切除。本侧可利用该判据来加速本侧阻抗Ⅱ段跳闸。不对称相继速动的判据为：（i）本侧阻抗Ⅱ段启动。（ii）任一相由故障时有电流突然变为无电流。（iii）本侧阻抗Ⅱ段在满足（ii）条件后经短延时不返回。5、距离、接地距离、零序整定原则距离、接地距离I段一般按本线70－80%范围整定,零序电流I段按不超过本线范围整定。练习1、某站启动送电，系统接线如下：181开关热备用，当由乙站对甲站进行冲电时，出现#1、#2主变同时差动保护动作跳闸跳开高低压侧开关及桥开关，乙站171间隔（旧间隔）RCS-941保护距离II段动作（充电时，距离II时间定值改为0秒），151间隔PSL-621保护装置均出现零序I段动作（该段保护不带方向）以及距离I段动作，152间隔PSL-621保护装置均出现零序I段动作（该段保护不带方向）以及距离I段动作，请根据以下电流波形分析故障点，并分析主变保护及线路保护动作行为。答案：从图上电流波形大致分析出，故障点应该在152CT出口到181开关出口这段距离，原因如下：故障电流由171往151，152送，若故障在#1或#2主变或桥开关，152应无电流，与现场不符；若故障点在151到171这段线路，则151电流应该较小，106n152无电流，这些均与现场录波波形不符。故障点定位后，分析甲站开关CT极性的正确性（线路保护CT极性均靠母线侧，主变保护CT极性靠线路侧），由于为穿越性故障电流，151电流应与171反相，152电流应与171同相，从图可以看出，151供PSL-621C的电流波形不正确，极性接反，151与152供给#1、#2主变差动保护和152供PSL-621C的电流波形正确，所以区外故障151线路PSL-621C零序及距离I段保护均动作。151及152供#1、#2主变电流均正确，但区外故障为何两台主变均动作，原因仅可能出现在150开关CT接线上，供两台主变的电流回路极性均接反，导致主变差动动作。乙站171间隔（旧间隔）RCS-941保护距离II段动作延伸到甲站主变及152出线，因距离II时间定值改为0秒，在151CT出口到181开关出口这段距离故障，实现跳闸，也正确。综上所述，本次故障仅152线路PSL-621保护和乙站RCS-941正确动作，甲站#1、#2主变差动保护及PSL-621距离I段动作属误动作。1、某站110kV线路均配置RCS-941A微机线路保护，某日发生110kV母线TV断线，运行人员确认后将保护屏上的“投距离保护”压板解除，请说明其操作的正确性及影响。答：当发生母线TV断线时，线路距离保护将被闭锁，同时自动投入“TV断线相过流保护”，对于RCS—900系列保护，“TV断线相过流保护”功能受“投距离保护”压板控制，若将压板解除，该功能将无法实现；在此期间发生线路相间故障时，将越级跳闸2、某变电站110kV馈线配置LFP－941线路保护，天气状况为雷阵雨，10：05站内出现如下以下信号：音响信号：警铃、喇叭响；控制屏信号：110kV115线路控制屏出现“重合闸动作、保护跳闸”光字牌亮；保护屏：装置液晶显示“00030MS、NO.53、LO1、Z1、C相21.3kM”。面板上TJ、HJ、TWJ红灯亮。运行人员对现场进行检查，查保护范围内现场设备无异常现象，115开关三相SF6气体压力表指示均在正常值。液压机构压力检查情况正常，开关本体检查正常。开关在分闸位置。当值值班长随即向调度汇报：115开关跳闸，零序I段、距离I段保护动作。重合闸动作，重合不成功。C相故障，保护测距21.3KM。请分析运行人员的汇报存在什么问题？该如何正确的汇报和处理呢？（本题10分）答：这是一起常见的线路故障的事故，运行人员仅根据115线路控制屏出现“重合闸动作”光字牌信号就判定开关重合闸动作，重合不成，未认真分析若重合不成将会有“保护后加速”动作信号。即保护液晶屏上将出现“CF”信号。（6分）正确的汇报和处理应该为：向调度汇报115开关跳闸，零序I段、距离I段保护动作。重合闸动作，开关未重合上。C相故障，保护测距21.3KM。此时可不经调度同意立即试送一次。并上报115开关机构存在缺陷，问题可能出现在合闸回路上。四、备自投装置1.概述1.1备自投装置的作用及应用范围110kV及以下供电系统中，通常采用辐射型的供电方式。在这些系统接线方式中，为提高对用户供电的可靠性，可采用备用电源自动投入装置，简称BZT装置，使系统自动装置与继电保护装置相结合。这是一种提高对用户不间断供电的经济而有效的重要技术措施之一。1.2备自投装置的基本原则1.2.1只有工作电源切实被断开后，备用电源才能投入。工作电源失压后，需确认工作断路器已断开后，才能投入备用电源，以防备用电源合在故障上。1.2.2备用电源自投切除工作电源断路器必须经延时。经延时切除工作电源断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降，因此，延时应大于最长的外部故障切除时间(包括对侧开关重合闸时间)。上述的延时是对常规失压启动的备自投而言，对于如具有加速启动或跳位启动功能的备自投保护，当工作断路器跳闸，经小延时确认工作电源断路器已断开，或收到工作断路器跳位信号，则应再跳工作电源断路器并联切电容器等设备，之后才合备用电源断路器。1.2.3人工切除工作电源断路器时，备自投不应动作。在就地或远控切除断路器时，备自投应放电不能动作。106n1.2.1应具有闭锁备自投装置的功能。原则上故障时保护跳闸后导致满足备自投启动条件，但此时若合备用电源将合于故障上，则该保护应同时闭锁备自投。如作为高压侧的分段备自投时，与其相关的主变保护动作跳闸时，应闭锁备自投保护。1.2.2备用电源不满足有压条件，备自投保护不应动作。1.2.3工作电源失压时，应检查工作电源无流，即应有“无流判断”功能，才能启动备自投保护，以防PT三相断线造成误动。1.2.4备自投装置只允许动作一次。1.2.5备自投装置应能根据一次方式实现自适应，不需要人工切换QK。目前基本采用充放电的模式实现。当备自投允许工作的各条件均具备后开始充电，经10″左右的延时，则充电完成；当备自投动作后或一个闭锁及退出备自投条件出现时，则瞬时放电。1.常见的备自投方式1.1110kV进线备自投方式方式一（1#进线运行，2#进线热备用）充电条件：a)Ⅰ、Ⅱ段母线有压，2#进线线路有压（可投退）。b)1DL、3DL在合位，2DL在分位。经延时后完成充电。放电条件：a)2#进线线路无压。b)2DL合上。c)手跳1DL或3DL。d)其他外部闭锁信号。动作过程：充电完成后，若Ⅰ、Ⅱ母均无压，2#进线线路Ux2有压，I1无流，延时跳开1DL，确认1DL跳开后合2DL开关。方式二（1#进线热备用，2#进线运行），类似方式一。1.2110kV桥开关备自投方式方式三、四（两段母线分列运行，桥开关热备用）充电条件：a)Ⅰ、Ⅱ段母线有压。b)1DL、2DL在合位，3DL在分位。经延时后完成充电。放电条件：a)Ⅰ、Ⅱ段母线均无压。b)3DL合上。c)手跳1DL或2DL。d)其他外部闭锁信号。方式三动作过程：充电完成后，若Ⅰ母无压，进线I1无流，Ⅱ母有压，延时跳开1DL，确认1DL跳开后合3DL开关。方式四动作过程：充电完成后，若Ⅱ母无压，进线I2无流，Ⅰ106n母有压，延时跳开2DL，确认2DL跳开后合3DL开关。动作时限：躲开对侧线路最长跳闸时限及重合闸时限1.110kV分段开关备自投方式方式一、二（两段母线分列运行，分段开关热备用）充电条件：a)Ⅰ、Ⅱ段母线有压。b)1DL、2DL在合位，3DL在分位。经延时后完成充电。放电条件：a)Ⅰ、Ⅱ段母线均无压。b)3DL合上。c)手跳1DL或2DL。d)其他外部闭锁信号。方式一动作过程：充电完成后，若Ⅰ母无压，进线I1无流，Ⅱ母有压，延时跳开1DL，确认1DL跳开后合3DL开关。方式二动作过程：充电完成后，若Ⅱ母无压，进线I2无流，Ⅰ母有压，延时跳开2DL，确认1DL跳开后合3DL开关。动作时限：躲开主变跳10KV侧开关最长限、对侧线路最长跳闸时限及重合闸时限且、110KV备投配合五、35kV及以下线路的保护1.概述35kV及以下线路属中性点非直接接地的电网，其主要故障类型是各种形式的相间短路，不同地点的两点接地短路及单相接地。对于相间短路，要求保护动作于跳闸，对于单相接地，由于短路电流小，同时线电压仍对称，对用户无大的影响，可以继续运行，动作于发信。但当对人身、设备安全产生危害时，应动作于跳闸。2.相间短路保护的配置相间短路通常采用远后备保护方式，保护力求简单，通常采用三段式或两段式电流保护。3.单相接地保护通常设有零序电流保护，接于线路出线电缆的零序CT上，动作于信号。4.自动重合闸通常采用控制开关与断路器位置不对应起动、重合闸后加速保护的一次三相重合闸方式。根据实际情况可采用一侧检无压，另一侧检同期的重合闸等。106n六、电容器组的保护1.电容器组的故障类型及异常运行方式1.1电容器组与断路器之间连线的短路。1.2电容器内部故障及其引出线短路。1.3若干电容器切除后，其余电容器电压升高可能超过允许值。1.4电容器组单相接地故障。2.电容器组保护的配置2.1限时电流速断保护通常按电容器组额定电流的3-5倍整定。带0.1-0.2秒延时，防止电容器组投入时误动。2.2过电流保护按电容器组额定电流的1.5-2倍整定。时限一般为0.4-1.0秒。2.3过压保护按电容器组额定电压的1.1倍整定，动作时间小于1min。不同组时限不一样。2.4失压保护应在母线失压时可靠动作，防止母线再次来电，引起电容器组过电压损坏。时限应与本侧线路后备保护时限配合，防止线路近端故障误动。通常设有电流闭锁，防止PT断线时保护误动。2.5不平衡保护有单星型接线电容器组开口三角电压不平衡保护、双星型接线电容器组中性线电流不平衡保护等。通常按躲不平衡电压或电流整定。时限为0.1-0.2秒。单缸熔丝保护七、发电机保护常见的发电机保护有差动保护、过速保护、热工保护、过励磁保护、过流保护、逆功率保护、负序电流保护等：①　发电机纵差动保护：定子绕组及其引出线的相间短路保护。②　横差动保护：定子绕组一相匝间短路的保护③　单相接地保护：定子绕组单相接地短路的保护④　发电机的失磁保护：反应转子励磁回路励磁电流急剧下降或消失⑤　过电流保护：反应外部短路引起的过电流，同时兼作纵差动保护的后备保护⑥　负序电流保护：反应不对称短路或三相负荷不对称时，发电机定子绕组中出现的负序电流⑦　过负荷保护：发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号的保护⑧　过电压保护：反应水轮机突然甩负荷而出现机端电压急剧升高，甚至超出额定电压两倍左右⑨　转子一点接地保护和两点接地保护：励磁回路的接地故障保护⑩　逆功率保护：当汽轮机主汽门误关闭而发电机出口断路器未跳闸，发电机失去原动力而变为电动机运行，从电力系统中吸收有功功率。⑪　频率保护：低频或过频，用于气轮机。⑫　失步保护：反应于振荡。106n八、继电保护运行规定14.3.1新建工程的继电保护装置必须满足基建三级验收、《继电保护及安全自动装置验收规范》、《智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范》以及《福建电网变电站继电保护及综自系统标准化验收作业指导书》要求，验收合格方可并网启动。14.3.2新投运继电保护装置运行规程中继电保护部分应包括如下内容：1.对继电保护运行监视及操作等的通用条款。2.以被保护的一次设备为单位，编写继电保护配置、组屏方式、保护屏上需要运维人员监视及操作的设备情况等。3.正常、异常或故障状态下保护及二次回路的运行操作规定、处理方法及注意事项。14.3.3电力设备带电后，不得处于无保护状态。运行中保护的操作，应根据调度人员的指令进行(明文规定由现场操作的除外)。保护试验、装置缺陷处理、定值更改等工作，应按规定办理申请手续，但事故分析检验可当日提出申请，特殊情况需退出带电设备的部分保护时，需经公司分管领导批准。220千伏线路、母线和接入220千伏电网的发电机、变压器、电抗器等一次设备正常运行原则上均应有双重化快速保护，单套快速保护异常退出时间不应超过24小时；双套快速保护异常退出时，两小时内必须采取临时补救措施，否则相关一次设备必须停役。220千伏线路每套线路保护装置采用两个通道运行时，当其中一个通道异常（包括通信专业检修其中一个通道）时，则该线路保护可以继续运行一般不超过24小时。故障处理（包括通信检修）时应由现场负责通过退压板方式将异常通道或异常通道对应的纵联保护退出。110千伏线路纵联保护退出时，部分线路的重合闸功能应退出（在定值单上予以明确）。14.3.4保护装置动作后，厂、站现场运维人员应及时收集和记录保护动作情况，详细检查准确记录保护的动作时间、保护名称、光字牌信号、微机保护采样报告和液晶板显示内容、故障录波的启动情况及故障相别、跳闸开关情况及动作前后电流电压变化等情况，依据《国网泉州供电公司关于规范110kV及以上电压等级开关跳闸后故障信息处理的通知》的要求进行处理，并保存好打印报告，扫描后转发检修人员、调度人员，同时将主要情况向上级值班调度人员汇报。监控值班人员应及时通过监控系统、故障录波远传系统、故障信息系统收集相关跳闸数据作初步分析，并向值班调度员汇报。14.3.5各级继电保护专业管理机构应认真分析调度管辖范围内的系统故障及继电保护动作情况，积累运行资料，研究和总结运行经验并提出改进措施。106n继电保护装置发生不正确动作后，应组织有关部门进行事故调查，在事故调查前现场应保持不变，以便查清事故原因。14.3.6母差、主变等元件保护动作，应到现场检查，在未弄清保护动作情况前，不得随意复归信号和一次强送电。14.3.7220千伏系统主变中性点接地原则由省调确定，具体接地方式由地调确定；110千伏系统主变中性点接地原则、方式均由地调确定。14.3.8地调管辖设备的保护投入、退出应按调度指令执行，由厂、站值班运维人员进行操作(明文规定由现场自行操作的除外)。微机保护装置盘面上应明显标记整定区号及其对应的运行方式或功能。保护的试验、处理缺陷以及更改定值工作，应按规定办理申请手续，但事故分析检验可当班提出申请，地调应尽快批复。14.3.9以下三种情况可不必向调度机构申请，但投运时应主动跟调度机构核对定值单：当班内能够完成的厂站故障录波改定值；一次设备已停役的保护改定值；整套装置已解除的保护改定值(如非旁代状态下旁路保护改定值)。14.3.10地调调度人员应根据继电保护专业提供的继电保护运行说明、定值单和申请书会签意见进行调度电气操作。如运行中出现特殊运行方式，超出年度整定方案、调度运行说明、申请书会签意见范围之外时，应及时与运行方式、继电保护有关人员联系，商定处理办法。14.3.11省调管辖保护的运行，应按照省调编制的继电保护运行说明执行；运行中的继电保护装置出现缺陷，应及时汇报地调，再由地调调度人员向省调汇报，由省调按规定进行缺陷处理。14.3.12微机型保护装置，包括故障录波器、保护故障信息管理系统子站等，无论是否有时间同步对时，投运时应校对时间，日常检查应纳入周期巡视内容，并做好记录。14.3.13运行中的10～110千伏线路、母联（母分、内桥）开关过流保护、备自投等微机继电保护装置需要改变已固化好的成套定值时(即进行保护定值区切换)，可由运维人员按规定的方法进行切换，不必停用微机继电保护装置。但应立即在切换后打印出定值单进行核对，确保正确并签名保存。14.3.14继电保护及二次回路投退原则规定1.一次设备运行转冷备用、检修时对应二次设备保留原运行状态。2.一次设备运行而其二次设备检修时需要报申请。3.一次设备冷备用及检修时对应二次设备有工作，二次工作不单独填报申请。若影响其他设备运行状态应将本间隔保护改投信号并做好相关二次安全隔离措施后进行工作，工作结束后本间隔保护功能确认正常后恢复原运行状态。4.一、二次设备工作若需要本站其他运行保护陪停或需要线路对侧运行保护配合操作时应将受影响设备按调度管辖范围向对应调度机构报申请。106n14.3.15电流、电压互感器二次回路的管理：1.CT断线，现场应及时将电流相关保护（如距离型、方向型、电流型、电流差动型等）退出运行。CT断线可被视为一次设备故障，此间保护（母差保护除外）允许跳闸出口。2.同一电压等级的两组母线电压互感器一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电，母线停电和送电前，要检查是否出现“母线PT并列”或“切换继电器同时动作”告警信号，出现以上信号时要暂停操作，安排检修人员进行检查处理。3.当母线停役或电压互感器停役时，除向该设备管辖调度单位申请外，还应向由该电压互感器供电的保护装置所属调度单位申请。4.PT失压时，现场应将可能误动的电压相关保护和安全自动装置解除（如电压型、距离型、方向型等），并立即报告当班调度人员。14.3.16各厂(站)内经常随一次设备状态改变而变动的保护，均由现场根据规定进行相应的改变，而调度仅下达一次设备的状态指令。其中有：1.电厂经常性开、停机，厂内需投退的保护。2.旁路开关替代操作中可能误动的零序保护段，即一次电流值不大于300A的或不经方向元件控制的零序电流保护。对于无法分段解除零序保护的，可解除零序保护的总出口压板。3.当旁母开关由作母联转为旁代主变时，主变后备保护跳母联功能的压板应断开，反之亦然。4.一台主变停役，停役主变保护跳母联(母分、内桥)开关压板、启动失灵压板。5.旁路开关代主变220千伏侧开关运行时，旁路开关的非全相保护等。6.母线电压互感器停役时，所有二次电压回路的切换。7.母线电压互感器二次停电时，母差保护电压回路切换开关的切换操作。8.母线电压互感器停役、断线或母线供电方式改变时，主变复压过流解除经该侧电压闭锁功能。9.110千伏母线倒排后，固定连接式母差改投双母差前CT二次回路的切换。10.自适应母差保护在线路或主变带负荷倒母操作时，应先投入的互联压板或互联开关。11.一次设备热备用时，保护均投入；一次设备检修时，应解除相关的失灵保护，同时根据二次设备是否有工作决定相关保护投信号或停用。12.开关检修时的失灵保护联跳(远跳)其他断路器的保护，对正常运行设备有影响的保护。13.执行任务指令操作时相关保护、压板的投退。14.变压器检修或送电时，非电量保护的投退。14.3.17106n需要用旁母、母联或旁路开关串代线路运行时，其保护方式，整定值及操作，均按调度管辖范围由调度单位负责安排，应注意CT变比与定值是否匹配。14.3.18继电保护通道管理原则规定1.保护用通道及相关通道设备（含通信电源）规范命名应与对应保护装置（含保护电源）的规范命名相协调，确保准确无误、一一对应。2.保护用通道新建、改建或异动，应经过保护、通信专业的一致性核对联合验收后投入使用。当保护或通信任一专业有工作，保护用通道及相关设备(含光纤、光端机、PCM、光电接口、音频接口、接口用通讯电源等)需停役或检修时，必须事先与另一专业联系，并通过设备所在运行单位履行调度申请手续，严格执行工作票制度。14.3.19故障录波器和保护故障信息管理系统子站管理原则规定故障录波器和保护故障信息管理系统子站应视同继电保护主设备管理，按变电站所属的单位进行调度和管理和运行核查巡视，调控中心自动化值班人员每天从保护故障信息管理系统和故障录波联网系统工作站上检查设备通断情况，若发现子站或设备通信中断，应通知监控值班人员，由监控值班人员通知现场检查处理。若需退出，必须向相应的调度机构办理申请和许可手续。对接入各子站系统的继电保护装置等进行检验或消缺工作（除与主站、辅站联调外）时，应做好无效信息的屏蔽措施。14.3.20智能站保护及二次设备管理原则规定1.含有继保功能模块的多功能一体化智能电子设备按所辖继保设备进行调度管理。合并单元按对应互感器进行调度管理。接入多组互感器采集量的公用合并单元，由合并单元所接互感器的最高调度机构进行调度管理。智能终端按对应间隔和设备的调度关系进行调度管理。按间隔配置的过程层网络交换机按对应间隔的调度关系进行调度管理；跨间隔的公用交换机，由交换机所接智能电子设备的最高调度机构进行调度管理。网络记录分析仪、站控层交换机由本站调度管辖单位进行调度管理。2.维护单位应执行国家电网公司智能变电站配置文件运行管理规定，按规定维护智能变电站配置文件管理系统。14.3.21纵联保护装置（纵联距离、纵联电流差动保护）1.纵联保护在投入跳闸压板前以及保护动作切除故障后，应检查光纤通道。2.通信和保护合用光纤通道设备，任一专业要求对设备检修、测试时，应办理申请手续。3.对于配置纵联保护的线路，应确保两侧保护均正常投入后才能单侧充电运行。4.出现下列情况时，运维值班人员应向调度人员汇报，做好异常情况记录，并通知检修人员处理，地调应命令将两侧纵联保护及可能误动的保护退出，做好异常情况记录，通知检修人员或通信人员进行处理。若当天无法处理好，应办理停役申请手续：106n（1）直流电源消失。（2）通道信号不符合规定指标。（3）通道设备损坏。（4）通信接口装置发出“装置故障”信号。（5）微机保护发出“装置故障”信号。（6）微机电流差动保护发出通道故障信号且无法复归。（7）保护装置故障或异常信号。（8）寻找屏内直流电源接地。5.在中断保护直流电源查找直流失地时，凡是允许式保护、电流差动保护，均可单侧短时解除装置直流电源进行直流失地查找。14.3.22母差保护相关规定1.多段母线的母差保护装置，应作为一套母差保护同时投入或退出。2.220千伏母差保护短时退出的运行规定：母差退出而母线继续运行时，要求按稳定校核结果相应修改对侧系统后备保护时间和本站变压器（升压变）的后备保护时间，在采取措施前，母线不得倒闸操作。3.110千伏母差保护短时退出的运行规定：母差退出而母线继续运行时，要求调度运方专业校验母差保护停役时对系统稳定造成的影响，若母差保护停役时，110千伏母线故障会引起系统稳定破坏，则相应缩短本站220千伏变压器的110千伏后备保护时间，在采取措施前，母线不得倒闸操作。4.失灵保护由于设备、通道原因造成该功能退出运行按《福建省电力系统安全稳定管理规定》有关规定处理。5.母差保护随时都应与一次接线的运行方式相适应，按照区内故障能够快速动作，同时区外故障不会误动作的原则选择保护方式，特殊的运行方式或操作过程中不能适应时，应将保护解除。6.自适应双母差保护在线路或主变带负荷倒母操作时，应先投入互联压板或互联开关，将母差切换为单母差方式，在倒母操作完成后再恢复至双母差方式。14.3.23重合闸装置1.线路电缆超过30%或者有中间接头的，应解除重合闸。线路为全电缆的，应解除重合闸。2.原则上新建线路启动投产试运行24小时正常后才投入线路重合闸，具体按照启动方案执行。新建架空与电缆混合线路且满足重合闸投入条件，运行一年后重合闸投入。3.对单侧电源供电的终端变电站，在电源侧投无检定或检无压，自动转检同期。106n4.对两侧电源供电的单回或双回线应在大电源侧投检无压方式，小电源侧投检同期（或检母线无压线路有压）方式。5.对多级串联供电的线路，重合闸的投退应视负荷的重要性，保护的配置及整定计算配合等情况具体而定，详见年度泉州地区电网继电保护整定运行方案。6.110千伏架空线与电缆混合输电线路重合闸运行原则参照《福建省电力有限公司110～220千伏架空线与电缆混合输电线路重合闸投退暂行规定》、《高压电缆专业管理规定》、年度泉州地区110千伏架空线路与电缆混合输电线路的重合闸投退方式的相关要求执行。14.3.24开关旁代有关规定1.对于允许式保护，采用切换数字接口方式，旁代典型步骤：（1）将旁路开关改代本线旁代套保护定值。将本线旁代套纵联保护切至旁路。（2）旁路开关进行旁代操作时，应注意旁路开关保护定值是否变更，相关定值是否按定值单要求整定。旁代后必须观察监频信号（允许式）。在旁代和恢复过程中，不必将对侧的该套纵联保护退出（电流差动保护除外），存在两侧纵联保护不对应问题，操作时间应尽量缩短、以缩短纵联保护不配合时间。区内故障时允许式保护可能拒动。2.对于旁路开关没有电流差动保护的，开关旁代运行期间应将对侧电流差动保护退出。与定值单说明一致。3.旁路开关代变压器开关运行：（1）变压器保护的出口跳闸回路要切换至旁路开关上。（2）变压器差动保护的交流回路要切换至旁路开关CT上。14.3.28双主双后配置主变保护：1.主变保护设备命名的原则格式为：#1/#2/#3主变+保护型号+电量保护/非电量保护。2、双主双后配置的220千伏主变保护正常运行时全部投入；旁代时只投入“第一套”×××电量保护，解除“第二套”×××电量保护。新改造的主变保护旁代回路均已拆除。3.220千伏智能变电站主变保护与站内的合并单元、智能终端等设备保持一致命名。4.对110千伏智能变电站主变保护，带测控功能的主变保护命名为“第一套”×××电量保护，另一套保护命名为“第二套”×××电量保护。14.3.29用一次电流和工作电压检查线路保护装置的电流电压相位(测六角图)时应注意：1.母联串接线路开关运行，应投入母联充电保护。应考虑线路负荷不应超过母联充电保护允许的最大负荷。106n2.线路开关无法与母联开关串接运行，线路又无快速保护，可由上级远后备保护来保护该线路，并尽量缩短测量时间。14.3.30变压器在充电前应将差动保护投入跳闸位置。差动保护电流回路向量测试前，应申请暂时退出差动保护，采取相应的措施，测试正确性后方可投入运行。14.3.31变压器在运行中滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，应将其重瓦斯改接信号，此时其他保护装置仍应接跳闸。工作结束后经2小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。变压器差动保护和瓦斯保护不允许同时停役。14.3.32变压器检修时，非电量保护必须同时退出运行。14.3.33变压器的中性点接地规定：1.变电站如果有两台主变压器并列运行，并列运行侧一般只安排一台变压器中性点接地。若一台为自耦变，另一台为三圈变压，安排自耦变接地运行，三圈变不接地。2.有三台主变压器并列运行，一般安排其中两台抗短路能力强的变压器中性点接地。（具体变压器抗短路能力情况详见年度泉州地区电网继电保护整定运行方案）3.自耦变压器的中性点必须接地。4.采用间隙零序电流、零序电压保护作为变压器不接地运行时的保护。14.3.34根据运行方式的变更或电网接线、负荷大小的变化，继保整定人员应对定值进行核算，一般每年校核一次。14.3.35现场运维人员对各类差动保护（线路差动保护、母线差动保护、主变差动保护、发电机差动保护等）应定期核对装置的差电流并做好记录，核对周期不应超过一个月。差流出现异常增大应及时处理。14.3.36直调电厂、用户变管辖的变压器投产或变压器保护装置改造均需先将有关资料和图纸完整地提供给地调。变压器投产或变压器保护装置改造及定值更改均需先将定值单按OMS流程要求报备。14.3.37各厂、站控制室应具有下列资料：1.继电保护装置台帐。2.继电保护整定通知单。3.继电保护现场运行规程。4.继电保护原理接线图。5.继电保护工作记录(包括整定值临时更改、接线更改等工作记录)。6.保护装置的运行操作和事故动作记录(包括光字牌、信号灯及其他异常缺陷情况)。7.继电保护直流配置图。8.其它继电保护规程规定和必要的资料。106n3.18　110kV母差保护典型调度操作令：(正常母差保护在投运状态)调度操作令注释（以下为原则解释，具体压版名称和投入方式以现场核对为准）解除110kV915母差保护断开110kV915母差保护跳各间隔回路（含母联、母分间隔）3.28　双套配置的110kV主变保护典型调度操作令：（正常主变保护在投运状态）调度操作令注释（以下为原则解释，具体压版名称和投入方式以现场核对为准）解除主变第一套815电量保护解除主变第一套815电量保护跳主变各侧开关、跳母分、闭锁备投回路等解除主变第二套815电量保护解除主变第二套815电量保护跳主变各侧开关、跳母分、闭锁备投回路等解除主变814非电量保护解除主变814非电量保护跳主变各侧开关回路等解除主变814本体重瓦斯保护解除“主变814非电量本体重瓦斯投跳闸”功能解除主变814有载重瓦斯保护解除“主变814非电量有载重瓦斯投跳闸”功能3.29　110kV线路常规保护典型调度操作令：调度操作令注释（以下为原则解释，具体压版名称和投入方式以现场核对为准）解除线路163线路保护(含差动)断开保护所有跳闸出口回路。保护功能压板仍投入。解除163线路重合闸断开“重合闸出口”回路，或投入“闭锁重合闸”功能压板。解除线路163后备保护解除“距离投入”、“接地距离投入”、“零序投入”功能压板。106n第四部分电网倒闸操作及调度指令（熟练掌握）一、系统倒闸操作规定11.1.1泉州地区电网设备倒闸操作，根据调度管辖范围划分，“谁管辖，谁下令”，值班调度员、厂站运行值班人员、变电运维人员等负责具体操作。1.属省调管辖设备，地调应在接收省调的正式操作指令或委托操作指令后，方能下令操作，操作完毕后应立即汇报省调；省调如果直接将倒闸操作指令下达至集控站（运维站），操作人员在操作前后应向地调值班调度员汇报。2.属省调许可设备，地调操作前应得到省调调度员的许可才能下令操作，操作完毕后应尽快向省调值班调度员汇报。3.地调管辖设备由地调下令操作。4.地调许可配（县）调或厂站管辖设备，由管辖单位下令操作，但操作前须经地调值班调度员同意，操作完毕须尽快报告地调。11.1.2倒闸操作前，地调调度员应认真考虑以下问题：1.接线方式改变后电网运行的稳定性和合理性，系统有功、无功功率的平衡。2.操作时可能引起的系统潮流、电压、频率、短路容量的变化。应留有适当的稳定储备和运行备用，防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况；必要时，应使用高级应用软件（如PAS、DTS等）对系统进行计算分析和安全校核。3.对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。4.操作顺序是否符合操作过电压的限定，主变分接头位置、无功补偿容量是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。5.开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸等操作。6.操作后对水库调度、自动化及通信的影响。7.对配（县）网运行方式有要求的操作，应待配（县）网方式安排好后再进行操作；当恢复操作后对配（县）网方式解除要求时应通知有关单位。8.线路停送电操作要注意线路是否有“T”接、对接线（线路两侧名称不一致）。9.做好操作中可能出现异常情况的事故预想。106n11.1.3操作指令票的拟写及操作原则：1.泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及任务指令相结合的调度操作命令。调度操作命令不论采取何种形式发布，都必须使接令人员完全明确该操作的目的和要求。综合指令中的设备状态和指令规范见附录B。任务指令的主要规定详见附录C。2.调度员必须确保操作指令的正确性，并使其符合系统要求，操作逻辑符合要求并遵守《国家电网公司电力安全工作规程》及上级的运行管理规定。3.调度员对一切正常操作(含设备异常处理)应拟写调度操作指令票。对可以用一条综合指令、单项指令或任务指令表达的操作，以及事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当班操作和监护调度员之间应意见一致，并做好调度记录。4.调度员拟票时要做到：核对检修申请单、核对方式安排(包括复役操作与停役操作的方式核对)、核对SCADA、核对典型指令票。5.对操作过程中出现异常情况需改变操作时，必须重新拟票，经审核后执行。6.调度员下达操作指令时，原则上应按票面顺序下令，待前一项操作令执行完毕后才能下达下一项操作令。对由同一操作单位无间断连续操作的项目，调度员可一次性全部下达，现场按下令顺序全部执行完毕后汇报。7.倒闸操作均应履行操作监护制度，操作过程中严禁无根据跳项操作。特殊情况下，经当班调度长确认后续指令对其他操作项无影响后，可提前下令，并向相关单位说明情况。8.调度员拟写及发布操作指令应以调度EMS的设备状态信息、检修申请单的内容及附件为依据，并核对现场一、二次设备实际状态，确保操作指令的正确性。操作后应及时进行系统挂牌，确保EMS设备挂牌信息与实际状态一致。9.正常倒闸操作，宜安排在系统低谷或潮流较小时段，尽量避免在下列时段操作：值班人员交接班时段；系统非正常方式运行时；系统发生异常、事故时；遇雷雨、大风等恶劣气候时；地区重要保电时段；电网有其他特殊要求时。但系统需要通过操作改变异常状态，或者涉及事故处理的操作可以例外，必要时应推迟交接班。10.由于系统操作对某些单位的运行有较大影响时，调度员在操作前后均应通知有关单位值班人员。11.1.4操作预令的发布及正令的下达1.调度员应提前拟写、审核计划性操作及新设备启动操作指令票，并及时发布操作预令。现场受令人应及时拟写预令操作票，若有疑问应及时向值班调度员提出。106n2.临时性的操作，由当班调度员拟写、审核操作指令票后预发布并通知现场。现场受令人应立刻拟写预令操作票。当班调度员应待现场汇报具备操作条件后方可下达正令，应尽量避免复杂的临时性操作。3.当班调度员应复审操作预令票，并下达操作正令。现场必须在接到地调下达的正令后才能进行倒闸操作，并与调度员核对发令和操作结束的时间。4.地调调度员将操作预令发至配（县）调、集控站、电厂或用户变。地调管辖设备，由地调调度员向相关运维人员（含电厂、用户变值班员）下达调度正令，或委托配（县）调操作，操作完毕后接令单位按照指令汇报地调。5.正式下达操作指令前，地调调度员应确保调度指令票已经两人以上审核，且拟票人、审核人、监护人确已审核后签字方可执行。拟写人与审核人应对指令票的正确性负责，发令人和监护人应对指令票正确性负全部责任。6.操作预令的发布和正令的下达可以采用语音下令和网络下令两种形式。语音下令时，调度员与受令人应使用普通话及统一的调度术语和操作术语，互报单位、姓名，履行下令、复诵、记录、录音、汇报制度；网络下令时，调度员与受令人应通过电子方式签名确认。7.操作指令票的拟写、审核，预令发布、正令下达采用网络化管理时，发、受令单位应有严格的安全认证管理及技术措施，确保操作指令下达及执行的安全性。8.一项操作任务原则上由一个调度员统一指挥。操作过程中如有疑问应停止操作，待情况了解清楚后方可操作。11.1.5现场操作原则：1.现场值班人员应根据调度操作预令，核对现场设备状态，并正确拟写现场操作票，对现场操作票与调度指令内容的一致性和正确性负责。2.电厂运行值班人员在锅炉点火、机组升降负荷及解并列前应征得值班调度员同意。3.由于倒闸操作对某些单位的运行和供电有较大影响时，应通知有关值班人员。4.现场操作人员跨班执行已下达的调度操作指令时，调度员不再重复下令。接班操作人员如对指令存在疑问，可向值班调度员提出，严禁无故拖延执行指令。5.在任何情况下，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。6.遇有重大设备检修或启动等重要操作时，运检部门领导应到场进行指挥监护。第二节设备操作的基本规定12.2.1发电机、电网的并列与解列操作1.106n电网并列条件：相序相同、两电网频率差不大于0.2赫兹、并列点两侧电压基本相等，220千伏及以下电网电压差不大于额定电压的20％，相角差不大于30度。（熟练掌握）2.当进行开关的准同期并列操作时，现场应尽可能采用自动准同期方式。若采用手动准同期方式，则由各单位根据设备承受并列合闸的冲击电流自行整定相角差，原则上不应超过第1条规定。3.电网解列操作，必须将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小，使解列后各部分的频率和电压在允许范围内，特别注意操作过程中220千伏及以下电网电压波动不大于额定电压的10%。4.电网的解列、并列操作前后，值班调度员必须通知有关单位及调频厂调频任务的开始或结束。地调应考虑电网解列后独立小网的保护、安全自动装置等电网安全措施。5.发电机的并解列，调度员只发布操作任务，具体操作项目由现场值班人员拟票执行。发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行。6.发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准。12.2.2电网合环与解环操作（熟练掌握）1.合环前必须确认两侧电压相位一致。2.合环前应将两侧电压差调至最小。220千伏及以下电网电压差正常操作时最大不超过额定电压的20%。3.合环时，应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差。两侧电压相角差220千伏及以下电网不超过30度，必要时可解除同期闭锁。当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并向当班调度员汇报。4.合解环操作时，必须经PAS、DTS等系统进行模拟操作，确保合环时和解环后各环节潮流的变化不超过继电保护（如充电保护、过电流保护等电流保护）、电网稳定、设备容量等方面的限额；解环前应观察合环潮流，确认环网已合上方可解环，并确保电网各部分电压在规定范围内。5.地调所属网络的合解环操作，应选择在有通信手段的变电站进行，且合环时间不得超过半小时。12.2.3变压器操作（熟练掌握）1.变压器并列运行的条件：联接组别相同；电压比相等；短路电压值相等。对电压比和短路电压值不同的变压器，经计算在任一台都不过载的情况下，也允许并列运行。2.一般情况下，变压器送电时应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停役时操作顺序相反。对于有多侧电源的变压器，应同时考虑差动保护灵敏度和后备保护情况。桥式接线的变压器高压侧有多个电源开关，为避免空载变压器合闸时由于励磁涌流使运行中变压器产生和应涌流现象，有条件时应采用进线开关充电。3.变压器倒换操作时，应先检查并入的变压器已带上负荷后方可进行另一台变压器的停役操作。106n4.变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压。220千伏或110千伏侧开关处于断开位置的运行变压器，其相应侧的中性点应接地。5.为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，110千伏及以上电网中性点的倒换操作应遵守先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。6.严禁变压器无主保护运行。7.大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应进行相位核对。8.对变压器送电时的要求：（1）变压器应有完备的继电保护，用小电源向变压器送电时应核算继电保护灵敏度（特别是主保护）。（2）考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。（3）为防止充电变压器故障跳闸后系统失稳，必要时先降低有关线路的潮流。（4）变压器送电时，应检查充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证送电后各侧电压不超过规定值。（5）变压器充电时，差动保护及重瓦斯保护应投跳闸，后备保护按具体运行方式投入。9.变压器调档原则变压器的调档通常由AVC系统根据策略执行，当AVC调档失败或根据其他情况需要调度人员对变压器遥控调档时，应遵循以下要求：（1）进行调度遥调操作前应确认所操作的变压器运行正常，EMS系统不存在影响该变压器调档操作相关的一、二次异常信号。（2）每进行一次档位变换后，都要检查电压、电流和档位的变化情况。每调一档应间隔3～5分钟，不得连续调节几个档位。（3）两台变压器并联运行时，允许在变压器85%额定负载电流及以下的情况下进行分接头变换操作，不得在单台变压器上连续进行两个分接头变换操作，必须在一台变压器的分接头变换完成后再进行另一台变压器的分接头变换操作。（4）变压器过负荷运行、调压装置存在缺陷、电压和电流指示异常、分接位置指示不一致等异常时，不得进行分接开关遥调操作。12.2.4刀闸的操作1.允许用刀闸进行下列操作：（1）拉、合无故障的电压互感器。106n（2）在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。（3）拉、合正常运行变压器的中性点（包括无接地故障的消弧线圈）。（4）拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流。（5）拉、合其他接线的母线环流时，应确认环路中所有开关三相完全接通、非自动状态。（6）以上操作原则上应采用远方操作，如采用现场操作，操作前应将有关开关的操作电源断开。2.不能用刀闸操作情况:不允许使用刀闸拉、合空载线路、空载变压器、运行中的线路。3.超出上条范围的刀闸特殊操作，设备运维单位应事先经过计算、试验和批准，并对其安全性、可靠性负责。12.2.5开关的操作1.允许用开关拉、合设备的负荷电流、充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。2.开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入，确认断路器性能良好；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通，有关仪表及指示灯的指示正确。3.两开关互相替代操作时，必须考虑操作开关在断合过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除，现场对此应有明确的运行规定。4.运行开关操作时，必须三相同时操作，不得进行分相操作。5.按现场规程规定，当开关允许切断故障电流的次数仅有一次并需继续运行时，现场应向当班调度员申请停用该开关的自动重合闸装置。12.2.6线路的操作（熟练掌握）1.线路停、送电操作时,应考虑电网电压和潮流的变化，使线路等有关设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限，并注意线路是否有T接。2.线路转检修前应将各侧都先转冷备用后再继续操作，线路恢复运行时应向有关单位核查线路确无工作并先将线路各侧均转冷备用后，再进行送电。3.线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。4.线路停电转检修，必须在线路各侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路各侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。5.对长线路的停电操作一般情况下应先断送端开关后断受端开关。送电时，顺序与此相反。6.线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。106n7.新建、改建或大修后的线路，可能使相位变动，并列或合环前应核对相序或相位。8.对线路进行充电时的一般要求：（1）选择充电端的原则，应尽量避免由电厂侧先送电。（2）充电开关必须有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。（3）当充电线路有故障应能快速切除，保证电网稳定。必要时可改变继电保护定值或降低有关线路潮流。（4）用小电源向线路充电时，应核算继电保护灵敏度，并应防止线路充电功率使发电机产生自励磁。（5）充电端必须有变压器中性点接地。（6）考虑线路充电功率对电网及线路末端电压的影响，防止线路末端设备过电压，或因线路末端电压升高造成的并列困难和合环时的电压波动。12.2.7母线的操作（熟练掌握）1.进行母线倒闸操作前要做倒排过程中母线全停的事故预想。2.母线或旁路母线送电时，应优先选择有速断保护的开关试送电，原则上应选择配置母差保护的开关、带充电保护的母联(旁母)或母分开关对母线充电，受条件限制时可在调整主变保护定值后用主变开关直接送电，特殊情况下为防止主变近区短路可选择合适的联络线开关对母线充电。当充电母线或旁路母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关设备的潮流。只有经过充电证实母线或旁路母线无故障时方可用刀闸操作带电。3.现场在母线操作中应采用防止谐振的措施。4.母线转检修的操作，必须在母线上各开关转冷备用后进行；旁路母线转检修的操作，必须在旁路开关转冷备用以及各旁路刀闸均断开后进行。5.母差保护的运行方式必须与母线运行方式相对应；如遇特殊运行方式或在改变一次运行方式过程中，母差保护无法与一次方式相配合时，应将母差保护改投单母差或解除。6.设有旁路母线的开关站，一般情况下旁路母线应挂在线路上运行，旁路开关做为潮流大的线路开关或重要线路开关的备用开关。在运行和操作中，同一电压等级的旁路母线原则上不允许同时有两把以上的旁路刀闸在合闸位置；若电网特殊需要合两把刀闸，则必须采取相应的措施。7.用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调整。8.对GIS母线进行操作时，应保证SF6的充气压力和密度在规定值以内。9.进行母线倒闸操作时应注意：（1）对母差保护的影响。106n（2）各段母线上电源与负荷分布是否合理。（3）主变中性点分布是否合理。（4）双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停运母线反充电。12.2.8设备的冲击及核相1.新、扩（改）建及大修后的输变电设备在投运时需进行冲击合闸试验的，设备运维单位应提出冲击合闸试验申请，冲击合闸应考虑以下问题：（1）被冲击设备无异常。（2）冲击合闸的开关，切除故障电流次数在规定范围内，有完善的继电保护。（3）有条件时，可改变运行方式，用正常开关串联进行。（4）冲击合闸电源应选择对电网影响最小的电源，必要时适当降低重要联络线输送功率，以提高电网的稳定性。（5）新投产设备以全电压冲击次数的规定：变压器5次、线路3次。2.新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作。3.线路或变压器核相一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。特殊情况下，110千伏及以下线路或变压器可进行高压核相，现场应做好核相方案。12.2.9零起升压操作1.对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。2.担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。3.零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓慢加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。4.升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。5.进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。6.双母线接线对其中一段母线进行零起升压时，若另一段母线母差保护可能误动，则母差保护应采取措施防止误动。7.线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。106n12.2.10避雷器的操作1.一般情况下，不论避雷器是否有单独的隔离刀闸，其状态应随主变、线路、PT等。2.正常情况下避雷器不单独停役。在特殊情况下需停役时，现场应明确可单独停役，或需连同主变、线路、PT停役。3.需单独停役时，现场应采取适当的过电压保护措施，并经设备运维管理部门同意、汇报所辖调度，由现场负责操作。12.2.11二次系统的操作1.继电保护、安全自动装置的调度指令仅下达功能投退状态，不体现具体压板，现场应根据指令完成正确的压板投退操作。2.新投产设备、新增或修改定值的操作，应注明定值单号。3.正常方式运行的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入（调度指令另有要求的除外）,高频保护应交换信号后投入。4.各厂(站)内需随一次设备状态变更而相应变动的保护，由现场根据规定负责执行，调度仅下达一次设备的状态指令。5.对于配有多套保护定值的设备，调度指令应根据系统一次运行方式下达与之相配套的保护投退指令，指令中应明确定值单编号。6.调度员发现二次系统不能满足一次系统方式变更后的运行要求或对二次系统装置有异议时，应暂停一次系统方式变更操作，向领导汇报并通知有关专业人员。二、设备远方遥控操作4.3.1调控遥控操作后，应通过以下规定的机械位置指示、电气指示及各种遥测、遥信信号的变化来判断，至少应有两个非同样原理或非同源的指示发生对应变化，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。1.开关应采用开关双位置遥信作为判据，当仅有开关单位置遥信时，采用遥测和遥信指示同时发生变化作为判据。2.GIS刀闸采用刀闸双位置遥信作为判据，AIS刀闸应采用刀闸遥信和通过辅助综合监控系统看到的刀闸位置同时发生变化作为判据。3.远方遥控进行母线侧刀闸操作时，操作人员还应通过母差保护的刀闸变位信息核对刀闸到位情况，并在操作结束后远方复归或核查母差保护装置的开入变位信息，确认母差保护无“TA断线”或“差流异常”等异常信号。4.继电保护远方操作时，至少应有两个及以上指示，且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化，才能确认该设备已操作到位。（1）调控系统间隔细节图中压板变位成功。（2）调控系统告警事项中出现压板变位或相应保护功能投入/退出的报文。106n（3）远方投退线路（开关）保护重合闸软压板后，还应检查相应设备重合闸充电完成信号发生对应变化。4.5.1以下情况时，不允许进行遥控操作：1.未通过遥控验收或运维单位明确不具备远方操作条件的一、二次设备。2.通道中断、调控系统异常，无法进行遥控操作时。3.一、二次设备出现影响遥控操作的异常告警信息或存在缺陷时。4.操作设备的监控职责已移交现场。5.继电保护和安全自动装置或对应的一次设备正在进行检修工作（远方操作验收除外）。6.当变电站出现直流失地、全站直流消失或直流电压低告警时。4.5.2执行计划性检修的运行至冷备用的互转操作，操作人员操作前一天对所操作设备的视频功能进行核查，确保变电站视频联动正确、画面清晰。106n三、设备的状态及其综合指令（熟练掌握）对于与变压器、线路或者母线等主要设备之间直接经导线连接或其他未能利用刀闸隔离情况的设备，应与主设备视为一体，其状态变化按照主设备相关综合指令执行。针对顺控操作，调度指令中应采用“顺控为”字样，若其他设备状态不明确时，应在指令中备注说明。对于设备不带电操作至运行状态，指令中应注明“等待充电”字样，现场操作时应检查相关设备不带电压后方可操作。B1开关B1.1开关的综合指令适用于前后具有两个及以上刀闸的负荷开关。开关状态与其两侧刀闸有关。对于仅一侧有刀闸的开关，按所连接设备的综合指令规定执行。B1.2开关的四种状态的规定：B1.2.1运行状态-----开关及其两侧各有一个刀闸在合闸位置。B1.2.2热备用状态-----开关在断开位置，两侧各有一个刀闸在合闸位置。B1.2.3冷备用状态-----开关及其两侧刀闸均在断开位置。B1.2.4检修状态-----在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线。B1.3开关的操作指令及说明：B1.3.1指令中要尽量体现开关的名称和编号，在编号后边必须续有“开关”二字。例：城东变110kV城院线174开关。B1.3.2对于旁路开关或旁母开关，转入热备用或运行状态时，必须指明转入后的接线方式。例：山兜变110kV旁母190开关由检修转接Ⅰ段母线指向旁路母线热备用。安溪变110kV旁母140开关由作母分热备用转作旁路热备用。例：山兜变110kV旁母190开关状态操作（以倒空母线为例）：1.山兜变110kVⅡ段母线由运行改为经旁母190开关空载运行。2.山兜变110kV旁母190开关由作母联运行转接Ⅰ段母线指向旁路母线热备用。3.山兜变解除1、2号主变中后备保护跳110kV旁母190作母联开关功能。B1.3.3当开关本身为手车开关，且带有单独的隔离手车柜的，采用“开关单元”下令方式，若下达开关指令，则只针对开关手车进行操作，不涉及隔离手车柜的操作。当特殊情况隔离手车柜需单独进行操作时，亦可单独下令。例：东星变10kV母分600开关单元由热备用转检修（此时6001手车也转检修状态）。东星变10kV母分600开关由热备用转冷备用（此时6001手车在运行状态）。东星变10kV母分6001隔离手车由运行转冷备用。东星变10kV母分6001隔离手车由检修转运行。B2线路B2.1线路的综合指令适用于输电线路一侧的设备或线路本身，对于输电线路本身的状态取决于线路两侧设备的状态。如未具体指明线路的两侧厂站名，则表示线路两侧均应满足调度指令要求。B2.2线路四种状态的规定：B2.2.1运行状态-----线路开关及线路PT(或CVT，下同)均处运行状态。B2.2.2热备用状态-----线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态。B2.2.3冷备用状态-----线路开关处于冷备用状态，旁路刀闸在断开位置，线路PT在运行状态。B2.2.4检修状态-----在线路冷备用状态下，断开线路PT（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线。B2.3线路的操作指令及说明：B2.3.1指令必须使用线路的统一名称，并选用线路开关的编号，然后续之“线路”二字。例：井山变110kV井洪线183线路。106nB2.3.2线路检修状态并不包括开关的检修状态，若要求线路和开关一起转入检修状态，可同令下达。例：井山变110kV井洪线183线路及开关由运行转检修。B2.3.3对于双母线接线方式中的线路，由检修或冷备用转入运行或热备用状态时，必须指明转入后所接母线。B2.3.4由旁路开关替代时的线路操作详见B7规定。B2.3.5对停、送电时发生充电、合环或并列、解列的线路，必须注明“充电”、“合环”或“并列”、“解列”字样（充电时要求临时投入的保护充电后应按规定退出）。例：城东变110kV城院线174线路由冷备用转接Ⅱ段母线充电运行。凤山变110kV城凤线151开关由热备用转合环运行。山美水电厂110kV山春线165开关由热备用转同期并列运行。B2.3.6扩大桥式接线变电站，当线路本身无开关刀闸，利用内桥开关作为线路开关的，采用线路名称及编号加备注代开关的指令。但代开关本身的操作仍采用原开关名称及编号。涉及合解环转电操作的，应以内桥开关名称及编号命名。例：临漳变110kV南井临线173（17M代）线路由冷备用转检修。临漳变110kVⅡ/Ⅲ段内桥17M开关由冷备用转检修。临漳变110kVⅡ/Ⅲ段内桥17M开关由热备用转合环运行。B3线路单元B3.1对于110kV线路与110kV母线直接连接的特殊接线方式，规定了“线路单元”的状态，将线路与母线的连接点称为“结点”，线路单元包括线路、母线及母线上设备，以及与线路或母线直接连接或经刀闸连接的设备。B3.2线路单元的四种状态的定义：B3.2.1运行状态——线路及母线刀闸、线路及母线上所接PT（或避雷器）刀闸在合闸位置，且结点所接开关至少有一个在运行状态。B3.2.2热备用状态——在运行状态的基础上，将结点所接开关转为热备用。B3.2.3冷备用状态——结点所接开关均处冷备用状态，线路及母线PT在运行状态。B3.2.4检修状态——在单元冷备用的基础上，断开线路及母线PT（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），合上线路接地刀闸或该单元母线接地刀闸，或各装一组接地线。106nB3.3线路单元的操作指令及说明：B3.3.1线路单元以结点所连接的开关编号作为线路单元的双重称号。线路操作中必须改变状态的开关编号均应写入指令；若其中一个开关已处在需要的状态，则只将改变状态的开关编号写入指令。例：结点仅连接一个开关的指令如下：110kV后集线161线路单元由运行转检修。例：结点连接多个开关的，所有开关编号均需作为线路单元的称号，指令如下：110kV后集线161/162线路单元由运行转检修。（多个开关依此类推）B4变压器B4.1变压器的综合指令包括了变压器的本体，各侧开关以及直接连接于变压器的各侧的母线、电抗器、PT等设备。对于没有专用开关的特殊接线，该变压器的综合令按特殊侧的规定处理。B4.2变压器四种状态的规定：B4.2.1运行状态-----至少有一侧开关及刀闸在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运行状态。B4.2.2热备用状态-----各侧开关均在断开位置，至少有一侧刀闸在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运行状态。106nB4.2.3冷备用状态-----各侧开关及刀闸均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，主变中低压侧串联电抗器或手车开关经刀闸连接的，其刀闸处合闸状态，PT均处运行状态，顺控操作时允许低压侧开关处热备用状态。B4.2.4检修状态-----各侧开关、刀闸及PT均在断开位置（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），中低压侧串联电抗器刀闸、手车刀闸断开，各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸。106n例：万安变2号主变转冷备用，其2号主变10kV侧6022手车刀闸在合闸位置；惠安变1号主变转冷备用，其1号主变10kV侧电抗器69A3刀闸在合闸位置。B4.3变压器的指令及说明：B4.3.1应将变压器编号冠于指令之首，采用简称“主变”，与其他变压器区别。B4.3.2只需要一侧与带电母线连接的变压器，指令中须注明“空载运行”字样。B4.3.3三圈变压器操作中，在不影响变压器最终状态的原则下，允许单侧开关保留不同的状态，但必须在指令中注明。例：官桥变2号主变由运行转冷备用。(110kV侧11A开关保留检修)B4.3.4对于直接连接母线、电抗器的变压器，所接设备应视为变压器的一部分。例：涌溪三级1号主变由运行转检修（10kVⅠ段母线应同时转检修，涌溪三级1号机出口911开关同时转冷备用）。若主变经刀闸与母线连接，当变压器转检修时，仅需将该连接刀闸断开，母线无需转检修。例：涌溪四级1号主变由运行转检修（断开9011手车刀闸，10kV母线保留热备用）。B4.3.5对于变压器低压侧通过刀闸接有母线的，在变压器由冷备用转热备用的操作中，要求将热（冷）备用的母线转接变压器运行，等待与变压器一起送电，若该母线要求保留不同的状态，必须在指令中注明。B4.3.6变压器与开关间有刀闸，则开关可以单独使用开关的综合指令；变压器与开关直接连结，如果开关要检修则不能使用开关操作令，而必须和变压器一起操作。B4.3.7中性点接地方式经常变动的变压器，在投运时应在变压器的投运指令后注明投入方式。仅变动一个变压器中性点接地刀闸的操作也可使用单项指令。倒换变压器中性点接地刀闸的操作可下达一项综合指令。例：井山变110kV主变中性点由投1号主变接地改投2号主变接地。例：井山变断开2号主变110kV侧中性点13A8接地刀闸。B5内桥结线的处理根据内桥结线的特点规定了“主变单元”，以主变的差动保护范围为界，它包括：单元母线、PT及避雷器以及进线开关、内桥开关、主变及主变中、低压侧开关，主变二次部分(包括CT、PT、保护回路、备自投)随一次。该范围适用于目前地区所有桥式接线的变电站，包括内桥接线、扩大内桥接线等。进线开关、内桥开关、主变刀闸之间的连接部分定义为“单元母线”，它包含“母线”上所接的PT及避雷器。B5.1主变单元四种状态的规定B5.1.1运行状态-----主变高压侧刀闸、单元母线所接PT(或避雷器)刀闸均在合闸位置，进线和内桥两个开关至少有一个在运行状态及低压侧开关在运行状态。106nB5.1.2热备用状态-----在运行状态的基础上，将单元内运行的开关转为热备用。B5.1.3冷备用状态-----单元内所有刀闸均在断开位置，且各侧开关均处冷备用状态。其中“单元母线”的PT及避雷器刀闸应在合上位置，主变中、低压侧串联电抗器或手车开关经刀闸连接的，其刀闸处合闸状态，PT均处运行状态，顺控操作时允许低压侧开关处热备用状态。B5.1.4检修状态-----在单元冷备用的基础上，断开PT刀闸，中低压侧串联电抗器刀闸、手车刀闸断开，合上主变接地刀闸、该单元各侧开关接地刀闸、单元母线和单元母线PT接地刀闸，或各装一组接地线（此状态下单元母线PT为检修状态）。106nB5.1.5对于扩大桥式接线，如果其主变差动保护范围延伸至进线线路的CT，则其主变单元范围则以其主变差动保护范围为界。主变单元的四种状态应与上述标准状态要求一致。例：华大变2号主变单元转检修，其单元内需最终转为检修状态的有：华大变2号主变本体、110kVⅠ/Ⅱ段内桥190开关、110kVⅡ/Ⅲ段内桥19M开关、110kV城华线193开关、110kVⅡ段母线及PT、110kVⅢ段母线及PT、2号主变10kV侧902及904开关。B5.2只有在主变单元冷备用或检修的状态下，单元母线方可转检修。单元母线的PT在二次回路可切换的情况下则可以单独转检修。B5.3主变状态规定B5.3.1主变的运行和热备用状态同主变单元的运行和热备用状态一样。B5.3.2主变的冷备用状态则有不同，至少要求主变各侧刀闸于断开位置，单元母线PT及避雷器、进线开关、内桥开关可在运行状态。B5.3.3主变的检修状态，是在冷备用状态的基础上，合上主变各侧接地刀闸或装上接地线。B5.4单独的进线或内桥开关的状态按开关标准状态规定执行。B5.5操作指令及说明调度员在下达内桥结线的操作指令时应尽量使用综合指令。B5.5.1进线或内桥开关初始状态与指令初始状态不同时，则应在指令前查该开关的状态。例：1、树兜变查110kVⅠ/Ⅱ段内桥190开关确在检修状态。2、树兜变1号主变单元由运行转检修。B5.5.2若内桥开关不需转检修时，则可在指令后加以注明。例：树兜变1号主变单元由运行转检修(内桥190开关保留冷备用状态)。B5.5.3若主变空载充电运行，即主变单侧运行，低压侧开关热备用，此时应注明“空载”字样。单元内开关状态应在指令后加以注明。例：树兜变1号主变单元由检修转空载运行(191开关运行，190、601开关热备用)。树兜变1号主变单元由检修转空载运行(190开关运行，191、601开关热备用)。树兜变1号主变单元由检修转空载运行(191开关运行，601开关热备用，190开关保留检修)。B5.5.4110kV内桥接线变电站仅主变本体转冷备用或检修时，不允许解除主变电量保护，不得造成运行设备误动。涉及非电量保护的检修工作，按本规程14.3.16条规定，由现场根据主变状态进行非电量保护投退。对涉及主变电量保护范围内的二次回路工作，或者一次检修工作对主变电量保护有影响的，安全措施均应按“主变单元”进行检修申请填报。B6母线B6.1母线的综合指令适用于单母线，单母线分段，双母线等型式的母线，即所有线路、变压器和发电机均由独立开关连接的母线。B6.2母线四种状态的规定：B6.2.1运行状态-----母线PT刀闸处于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接。B6.2.2106n热备用状态-----母线PT刀闸处于合闸位置，与相邻设备间的开关、与相邻设备间直接经刀闸联接的刀闸都在断开位置。B6.2.3冷备用状态-----母线PT刀闸处于合闸位置，与相邻设备相连的刀闸都在断开位置，开关均在冷备用状态。B6.2.4检修状态-----母线PT刀闸在断开位置（无PT或CVT刀闸者，应将二次侧保险或小开关断开），在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地刀闸。B6.3母线的指令与说明：B6.3.1指令必须冠以电压等级和母线编号。B6.3.2母线的停役可根据需要选适当的状态和步骤下达指令，但送电时必须使用热备用状态。对母线充电的开关必须注明充电和充电后的状态，充电后的母线若直接由母分刀闸送电，则对母分刀闸的操作可下单项指令。当本侧无合适的充电保护，本侧母线和线路应先操作到不带电的运行状态，通过对侧合适的保护进行充电。例：双母线Ⅰ段复役操作:1.110kVⅠ段母线由检修转热备用。2.投入110kV母联100开关×过流保护（时限为0秒）。106n3.110kV母联100开关由冷备用转对Ⅰ段母线充电运行。4.解除110kV母联100开关×过流保护（置正常运行定值区）。B7旁路母线B7.1旁路母线四种状态的规定：B7.1.1运行状态-----任一把旁路刀闸于合闸位置并直接与线路、主变、母线相连。B7.1.2热备用状态-----所有旁路刀闸都在断开位置，旁路(或旁母)开关处于热备用状态。B7.1.3冷备用状态-----所有旁路刀闸，连接于旁路母线的旁路(或旁母)开关，刀闸均在断开位置。B7.1.4检修状态-----在冷备用状态的旁路母线上装一组接地线或合上接地刀闸。B7.2旁路母线的操作指令及说明：B7.2.1对于转入运行状态的指令必须指明接入哪条线路。B7.2.2旁路母线由检修恢复送电，若需要和停电线路设备一同充电，应注明“等待充电”；若由冷备用状态的旁路（或旁母）开关充电，则应注明充电方式。例：井山变110kV旁路母线由检修转接井洪线183线路运行。（等待充电）例：井山变110kV旁路130开关由冷备用转接Ⅰ段母线对旁路母线充电运行。B7.2.3旁路母线和旁路(旁母)开关组合操作替代线路开关时，应注意：若主要是改变自身状态时，指令应突出旁路(旁母)开关编号和状态。例：山兜变110kV旁母190开关由代山石蓝线195开关热备用转冷备用。被替代的线路状态要改变，指令应突出被代线路的名称和状态，但编号用旁路(旁母)开关的编号。例：官桥变110kV官厝红线110代线路由运行转检修(旁路母线保留热备用)。旁路开关的替代和线路开关的停役可合用一条指令，复役时也同样。例：官桥变110kV旁路110开关由热备用转运行后官厝红线118开关转热备用。旁路开关替代线路之前应先将开关转为代该线路的热备用，该热备用状态包括了确认保护的电流方向为正方向和投入替代保护。B7.2.4对于有PT的旁路母线其四种状态和母线相同。B8电压互感器(PT)B8.1PT与其所连接的母线、线路、发电机(也有个别变压器)应视为一体，这些设备的综合指令已规定了PT的相应状态。B8.2对有刀闸的PT可以单独操作，可用“运行”、“冷备用”、“检修”等三种状态。B8.3PT的操作指令包括将二次负荷转移或恢复，如果不能够转移的，对有关保护的变动应另下指令。B8.4PT与连接设备一起检修的指令，可以同条下达。B9电抗器B9.1电抗器与其所连接的主变、电容器组应视为一体，这些设备的综合指令已规定了电抗器的相应状态。B9.2对于有刀闸的电抗器可以单独操作，可用“运行”、“冷备用”和“检修”等三种状态。B9.3电抗器与连接设备一起检修的指令可以同条下达，复役时亦同。例：1号主变及10kV侧电抗器由冷备用转检修。B10电容器组B10.1电容器组的开关及本体转检修时，可用“单元”令。例：10kV电容器Ⅰ组651单元由运行转检修。B10.2电容器组的开关转检修，本体不需转检修时，用“开关”令。例：10kV电容器Ⅰ组651开关由运行转检修。B10.3电容器组的本体转检修，开关不需转检修时，用“本体”令。例：10kV电容器Ⅰ组651本体由运行转检修。(注：开关也必须转到冷备用状态)B11保护B11.1地区35～220千伏线路保护无论是差动或高频保护，均统一表述为“纵联”。例：田边变220kV园边Ⅰ路251线路603/902线路保护（含纵联及后备）由跳闸改投信号106n田边变220kV园边Ⅰ路251线路603/902线路纵联保护由跳闸改投信号。田边变220kV园边Ⅰ路251线路603/902线路后备保护由信号改经单重跳闸。田边变220kV园边Ⅰ路251线路603及902线路保护（含纵联及后备）由经单重跳闸改投直跳。B11.2保护的指令不下达具体压板，仅下达投入状态。涉及同一线路有多套保护的，应指明线路保护定值单编号。例：井山变投入110kV井洪线183线路621线路保护及重合闸。晋江热电厂110kV安电线184线路621保护(含纵联及后备)由信号改投跳闸。安桥变投入110kV仙桥线133线路201线路保护（按×继×号）。B11.3当需要保留或解除部分功能压板时，可仅下达投退某功能的指令。例：井山变解除110kVⅠ段BP2B母差保护(跳母联功能保留)。井山变解除110kV井洪线183线路621线路保护零序Ⅲ段保护功能。乐陶变110kV金乐蓝线154线路943后备保护由跳闸改投信号。B11.4保护跳某开关的功能指令。例：解除1号主变×保护跳10kV母分600开关功能。B11.5备自投目前有联切负荷线路、联跳小电源线路功能，备自投解除时可不必解除备自投联切负荷线路、联跳小电源线路出口压板。对于新增、异动导致110kV备自投联切小电源出口回路发生变化的，由小电源所辖调度向地调提出相关联切功能的投退申请，由地调进行许可（此间备自投状态不发生变化）。若异动后因联切功能不完善导致备自投不具备投入条件，相应县（配）调应协调所辖运维站向地调提出备自投退出申请。例：投入惠安变110kV×备自投联切惠围线198开关功能。联切小电源线路参照以下执行：例：1.投入110kV×备自投。2.解除110kV×备自投。B11.6投入线路保护应包含线路所有的主保护和后备保护投入。某套保护有要求应注明。B11.7新投产或改定值或第一次操作，应分套下达指令，并核对定值。B11.8正常方式运行的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入（高频保护应交换信号后投入）。调度只下达一次设备状态指令。B11.9220kV线路保护三种状态1.经重合闸跳闸；2.直跳；3.信号。B11.10220kV线路重合闸五种状态单重——即单相重合闸状态。三重——即三相跳闸三相重合状态（我省目前220kV使用为单相故障三相跳闸三相重合，相间故障三跳不重）。自适应重合闸——用于500kV同杆并架双回线路，发生跨线故障时仅跳开被保护线路的故障相；两相故障保护仅选跳故障相；三相故障保护三跳；采取先重合超前相，若六回导线有两回异名相在运行即可允许重合，同时只有一相在重合（允许两线同名相同时重合），重合成功后再重合下一相。综重——即综合重合闸状态。停用——专对重合闸功能在开关保护内配置（常用于3/2、角形、桥形等接线），将某个开关重合闸功能投停用。B11.11一般三相重合闸二种状态无压——无压检定重合闸。同期——检查同期重合闸。B11.12继电保护装置调度术语将保护改投跳闸：将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。将保护改投信号：将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。将保护停用：将保护由信号或跳闸位置改为停用位置。106n保护改跳：由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其他开关。联跳：某开关跳闸时，同时联锁跳其他开关。投入×设备×保护（×段）：×设备×保护（×段）投入运行。退出×设备×保护（×段）：×设备×保护（×段）退出运行。×设备×保护（×段）改定值：×设备×保护（×段）定值（阻抗、电压、电流、时间等）由某一定值改为另一定值。四、冷备用管理（熟练掌握）福建省公司已在2018年实行全省220千伏及以上变电站设备冷备用管理，结合调控业务特点，在保证安全前提下，优化调整设备状态管辖界面，即调控部门负责开关至冷备用、线路至检修状态，运检部门负责开关冷备用至检修状态。相关要求如下：1.规范开展检修申请填报。实施冷备用状态管理后，全遥控变电站、用户变、电厂除线路、机组仍按实际安全措施要求可申请至检修状态外，其他设备安全措施要求最大仅按至冷备用状态申请，其对应检修状态由现场自行负责管理。2.安全开展设备状态管理。实施冷备用状态管理后，由运检单位、用户变、电厂自行负责设备检修状态管理，承担冷备用与检修状态之间互转过程的安全责任与管控要求，调度不再下达调度指令或进行许可。运检单位、用户变、电厂相关工作结束后，应确保相关地刀已拉开，地线已拆除，设备已处冷备用状态后，方可向调度汇报工作结束并申请恢复送电。3.明确管理职责界面划分。运检单位、用户变、电厂应理顺内部职责界面，明确设备检修状态管理部门，制定冷备用与检修状态间互转的操作流程与安全保障措施，适应性修订完善相关的管理规章制度。序号调度对象变电站数量备注18个220kV运维站、10个110kV运维站220kV变电站43座，110kV变电站170座，35kV变电站2座1.氯碱厂、安平变、佳龙变110kV无线路PT，调度管辖状态界面不变。2.白濑电厂、龙门滩三级、祥华二级、洪崎坂、清源热电、鸿峰电厂，地调只管机组，调度管辖状态界面不变。3.电厂机组出口开关、集电线路开关按检修状态管理。4.南星热电厂机变组按检修状态管理。217座电厂8座110kV风电场、9座110kV水电厂、4座热电厂、5座110kV生物质能电厂、桐林储能电站317座用户变3座220kV用户变、14座110kV用户变106n五、网络化接令（熟练掌握）《福建主网倒闸操作网络化下令作业指导书（试行）》1.网络化下令系统账号仅限本人使用，不得转借他人，以保证人员与相应人员权限的准确性，若发现他人冒名使用情况，直接吊销持有人及冒用人上岗资格证，并严肃通报2.若出现网络化下令系统或网络异常等情况，导致网络化下令或网络化汇报无法正常进行时，受令人应立即通过调度电话向省调调度员汇报，省调调度员在评估异常情况后，决定后续下令模式。15分钟内无法处理好则转电话令4.调度员、运行值班员应在收到系统通知后8分钟内，完成相应环节操作（下级汇报除外）5.若预令变动，调度将召回预令票，更改后重新发布，相关单位应重新签收。6.调度员通过网络化下令系统核对复诵信息无误后予以确认并最终给出“下令时间”。受令人应待调度确认后，方可操作106n106n106n106n106n第五部分电网事故处理（熟悉）第一节一般原则13.1.1泉州地调调度员是泉州地区电力系统事故处理的指挥人，对系统事故处理的正确和迅速负责。处理事故时应做到：106n1.迅速限制事故的发展，尽快消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁，保持正常设备的继续运行。2.用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。3.尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户供电。13.1.2事故汇报制度1.系统发生事故或异常情况，有关单位值班员应立即向地调调度员简要报告开关动作情况，在事故或异常发生后5分钟内报告事故时间、开关跳闸状态、故障相别、设备主保护及重合闸动作情况以及出力、潮流、频率、电压等变化情况。尽快查明有关情况后再汇报以下内容：事故现象、保护具体动作情况、其他安全自动装置动作情况、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、开关跳闸次数、负荷损失情况，并向值班调度员汇报跳闸设备是否具备送电条件（按照监控规程在必要时到现场核实跳闸设备状况），以及所辖范围内设备现场处理意见和应采取的措施。当无法判断故障情况时应在事故或异常后1小时之内将故障录波和保护动作报告（含文字、图形报告及必要的图片或影像资料）传至地调。2.省调管辖及许可设备发生事故或异常时，地调调度员应在5分钟内向省调初步汇报：故障发生时间、发生故障的具体设备及其故障后的状态、相关设备潮流变化情况、有无设备越限或过载、现场天气情况。15分钟内向省调详细汇报：二次设备的动作详细情况（包括主保护、后备保护动作情况、线路故障测距，二次设备的复归情况等）、相关设备检查情况、是否具备送电条件、现场是否有人工作、站用电安全是否受到威胁。3.发生事故单位的值长或值班长应留在中(主)控室进行全面指挥，并与地调值班调度员保持联系。如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。4.地调调度台应将事故的简要情况及可能的影响电话告知相关调度对象。非事故单位应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大，除向地调报告发现的异常情况外，不应占用调度电话，以免妨碍事故处理。13.1.3事故处理期间，凡符合下列情况的操作，可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报：1.将直接对人身安全有威胁的设备停电。2.将已损坏的设备隔离。3.系统频率低至49.6赫兹，将备用机组或具备运行条件的已解列机组恢复同期并列。4.将已知故障线路的拒动开关三相断开。5.电压互感器保险熔丝熔断时，将有关保护停用。106n6.发电厂厂用电部分或全部失去时，恢复其厂用电源。7.本规程或现场规程中有明确规定的其他操作。13.1.4因电网事故必须紧急拉荷限电省调调度员下达拍停机组或拉停220千伏负荷指令，地调调度员应在规定时间内执行完毕。紧急情况下地调调度员可根据相关规定采取拍停机组或拉停线路切负荷等快速方式处理事故，以避免电网、设备事故进一步扩大或人身遭受伤害。13.1.5事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班；交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班调度员负责处理，接班调度员协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许继续交接班。13.1.6厂、站内发生设备故障跳闸，若查不到原因又需送电时，现场值班人员应向所属调度机构值班调度员书面报告该设备检查情况及能否试送电的结论，并经分管领导签字确认。13.1.7省调管辖及许可设备发生事故或异常时应按本规程13.1.2条规定进行汇报。地区发生其它下列事故或异常情况时，当班地调调度员应在1小时内向省调电话简要汇报，同时应立即汇报地调领导。事故的具体原因和处理结果应在24小时内汇报。1.地调及所辖县调调度人员发生误调度、误操作事故。2.地区内变电站发生误操作、误整定、误碰、误接线等事件。3.地区电网发生人员伤、亡事故。4.110千伏变电站全停事故或母线跳闸、母线失压、主变跳闸，110千伏变电站内设备起火爆炸。5.110千伏线路跳闸后强送不成或明确规定不能强送的110千伏线路（如电缆等）发生跳闸。6.35千伏变电站主变跳闸、35千伏变电站全停、35千伏变电站内设备起火爆炸。7.电网非正常解列、系统振荡、全县及以上范围内停电事故、重要岛屿供电全停。8.因台风、强对流、水灾、覆冰、污闪等自然灾害造成的10千伏及以上供电馈线集中跳闸。9.因电网故障原因造成省市政府机关、重要电台、高危企业、重要会议及活动场所失去全部电源供电造成较大社会影响，以及其他重大保供电事故。10.地市公司或县公司层面启动应急预案的事件。11.其他对电网安全运行产生较大影响的事件。13.1.8发生下列事故时，地调领导应尽快将事故情况向公司领导汇报。1.地区电网发生六级以上电网、设备事件。2.地区电网发生220千伏及以上主变跳闸。3.地区电网内发生误调度、误操作事故。106n4.地区电网发生人员伤、亡事故。5.公司或县公司层面启动应急预案的事件。13.1.9县公司发生其它下列事故或异常情况时，当班县调调度员应在45分钟内向地调电话简要汇报，事故的具体原因和处理结果应在24小时内汇报。1.县调调度人员发生误调度、误操作事故。2.县域变电站发生误操作、误整定、误碰、误接线等事件。3.县域电网发生人员伤、亡事故。4.35千伏变电站主变跳闸、35千伏变电站全停、35千伏变电站内设备起火爆炸。5.因台风、强对流、水灾、覆冰、污闪等自然灾害造成的10千伏及以上供电馈线集中跳闸。6.因电网故障原因造成政府机关、重要电台、高危企业、重要会议及活动场所失去全部电源供电造成较大社会影响，以及其他重大保供电事故。7.县公司层面启动应急预案的事件。8.其他对电网安全运行产生较大影响的事件。13.1.10事故发生后，厂、站运行人员应密切关注设备跳闸原因查找情况，并在得到跳闸初步原因的第一时间，向地调调度员汇报，完整的事故原因分析报告可稍后报告地调调度员。第二节频率异常处置原则13.2.1系统低频率的处理原则1.当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.80赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告地调值班调度员，以便及时控制线路的潮流不超过允许限额。在频率恢复后，各发电厂应按地调值班调度员的指令调整出力。2.当系统频率降至49.50赫兹且有继续下降趋势时，或者低于49.80赫兹连续15分钟以上时，地调调度员应根据省调调度员下达的限电指令使用紧急事故限电序位表拉荷限电，并在规定的时间内完成，努力使频率恢复至49.80赫兹。3.当系统频率降至49.00赫兹及以下时，地调调度员应立即自行按对应的紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00赫兹以上。4.当系统频率紧急调整结束后，地调调度员应按具体情况作如下调整：（1）继续启动备用机组。106n（2）如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。（3）恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。13.2.2系统高频率的处理原则1.当系统频率升至50.20赫兹及以上时，各发电厂应立即主动降低机组出力直至机组允许最低出力，使系统频率恢复正常。2.当系统频率升至50.50赫兹及以上时，装有高频切机的发电厂机组应立即停止该机的运行。3.当系统频率升至51.00赫兹及以上时，在各电厂出力已降至最低的基础上，地调调度员应立即发布停机指令，努力使系统频率在15分钟内恢复正常。13.2.3为保证系统频率质量和稳定，对水电厂的要求：1.装设有高频切机、低频自启动装置，正常应投入。2.在接到调度员开机指令后，正常情况下非贯流式机组10分钟内并网运行，贯流式机组15分钟内并网运行；事故情况下非贯流式机组5分钟内并网运行，贯流式机组10分钟内并网运行。13.2.4当系统因事故解列成几个独立片时，如果独立片与省调通信中断，则该独立系统的频率恢复工作由地调调度员按上述原则处理。若独立片区相关厂站与地调失去通信联系时，孤立网内各发电厂应主动按上述原则控制频率，并尽可能为区域内水电厂机组腾出调频容量，各水电厂应严格执行13.1.7要求，并尽一切可能取得与地县调的联系。第三节电压异常处置原则13.3.1当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，厂站运行值班人员应立即退出AVC装置、自行降低发电机、调相机的无功出力直至安排具备进相条件的机组进相运行，并退出电容器。当电压不见下降或继续升高时，应报告地调或配县调调度员。调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电站补偿电容器，投入电抗器，改变变压器有载调压分接头，甚至改变系统运行方式，在1个小时之内将电压调至允许偏差范围内。若采取措施后220千伏系统电压仍越上限，地调调度员应立即报告省调处理。13.3.2当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，厂、站值班人员应立即退出AVC装置、自行加大发电机、调相机的无功出力，投入电容器。当电压不见回升或继续下降时，应报告地调或配县调调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电站补偿电容器，退出电抗器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1个小时内将电压调至运行偏差范围内。若采取措施后220千伏系统电压仍越下限，地调调度员应立即报告省调处理。13.3.3106n当220千伏变电站220千伏母线电压低于214千伏时，应充分利用发电机、调相机的允许过负荷能力和系统无功备用容量等办法，增加无功出力尽快使电压回升，当已达到设备的最大限额时，应立即汇报有关值班调度员，采取调整措施。地调及各县调应避免通过调整220千伏及以下分接头来提高地区电网电压；若220千伏电压水平进一步恶化并低于209千伏时，地调应采取限荷措施；若220千伏电压低于198千伏（额定电压值的90％）时，为防止电压崩溃，省调调度员下令限制负荷或按电网事故紧急限电序位限制负荷，地调调度员应在规定时间内执行完毕。限电原则是：在电压最低地区先执行。13.3.4系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电(全部或部份)与系统解列，并汇报相关调度。13.3.5电网发生严重事故情况下，若发生区域电压异常，地调AVC系统运行对事故处理不利时，地调应退出主站AVC运行，待事故处理完毕后再投入。13.3.6当发现地调主站AVC控制出现异常并威胁电网运行安全时，地调调度员应及时退出主站AVC运行并通知地调自动化值班人员处理，待处理完毕后恢复主站AVC正常方式运行。第四节线路故障处置原则13.4.1当发生以下情况时，值班调度员严禁对故障线路实行强送电：1.非台风、强对流等恶劣天气期间，含有电缆的线路发生跳闸。2.已知线路有带电作业且未确认具备送电条件。3.线路仅有后备保护动作而纵联保护未动作。4.线路跳闸同时伴随失灵（远跳）保护动作。5.变电站10千伏线路大电流闭锁重合闸动作。6.现场汇报存在其他不能送电的情况。包括：故障发生在站内，断路器有缺陷或遮断容量不足，线路倒塔或导线严重损坏、人员攀爬等。13.4.2若流经主变故障电流超过其允许短路电流值或变电站35千伏线路大电流闭锁重合闸动作，若同时发生以下情况，经请示本单位分管生产领导同意后，值班调度员可对线路强送一次：1.线路跳闸后造成变电站全停。2.线路跳闸后造成部分厂站通过单线与主网连接，或者系统间单线连接。3.线路跳闸后电网其他重要元件或断面超稳定限额，且无法在短期内通过调整电厂出力、转移负荷等手段有效控制。13.4.3除13.4.1、13.4.2所列情况外，线路跳闸强送电按以下要求执行：106n1.220千伏线路跳闸，值班调度员经确认线路两侧纵联保护（全线快速保护）有动作，且保护无异常信号，可不经变电站和线路现场检查确认，即下令强送一次。2.110千伏线路跳闸，应从监控系统确认开关一二次设备无异常信号、线路纵联保护（若有）正确动作，调度员即可下令对跳闸线路强送电。保护范围超出线路全长的保护动作，强送电前应注意排除对侧变电站站内设备故障的可能性。3.35千伏线路SF6开关或铠装封闭式真空开关跳闸后，强送电参照110千伏线路开关强送原则执行。4.台风、强对流等恶劣天气期间，为避免网架结构快速削弱，可下令多次强送，但原则上不得超过3次。13.4.4线路跳闸禁止强送或强送不成时，值班调度员应待现场检查确认站内设备和输电线路无明显异常后，方可试送一次。具备条件的，必要时可考虑对线路进行零起升压。13.4.5线路故障跳闸后，现场值班人员应立即收集故障相关信息汇报所辖调度，并且立即通知人员到现场检查，经检查后，再详细汇报如下内容：1.事故跳闸时保护装置及安全自动装置动作情况。2.开关动作情况及外部有无明显缺陷。3.对故障跳闸线路的有关设备进行检查的情况。4.其他线路状态及潮流情况。5.故障录波器、故障电流、故障测距情况。13.4.6线路强（试）送端的选择要考虑以下因素：1.若系统发生解列，应待各网稳定运行后，选择大网一侧送电。2.合理选择强（试）送端，选择电网接线较为坚强、离电源远的一侧送电。若流经主变故障电流超过其允许短路电流值，应尽量选择远离该主变的一侧送电。3.避免在振荡中心和附近进行送电，应降低有关联络线的潮流使系统稳定不致遭到破坏。4.送电端必须有变压器中性点接地，如确需对终端变压器和220千伏线路一起送电，终端变压器中性点必须接地。5.选择强送的开关跳闸次数未达到允许开断次数（N）（油开关跳闸次数未超过N－2次）。现场应做好开关实际切除故障的次数的记录，若开关跳闸次数已达到允许开断次数（N-1），相关厂站应及时向值班调度员汇报，并向地调提报申请。13.4.7具备远方操作条件的，应进行远方遥控操作。调度员可根据情况下令现场集控站或运维站值班员进行遥控操作，原则上接令人应在接令后5～10分钟内完成操作。13.4.8106n线路故障跳闸后不论送电成功与否，调度员均应发布巡线指令，发布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，并明确是否为带电巡线。接令部门在接到巡线指令后最迟3日内应将巡线情况汇报相关调度。13.4.9当35千伏及以上输电线路在2小时内反复出现故障跳闸（不论是否重合成功），次数达到3次时，调度员应及时解除该线路重合闸或调整运行方式，做好线路停役预案；要求运维人员尽快查明、汇报故障原因。调度员应依据设备运维单位提报的应急处置申请，综合考虑电网实际情况予以安排，当涉及六级及以上电网风险或其他可能影响电网安全运行、用户可靠供电的情况时，应汇报地调领导同意。地调领导遇重大安全情况难以决策的，会同安监部领导，及时请示公司分管领导。13.4.10省调直调线路走廊发生一、二级山火跳闸风险时，当班调度员应根据线路故障N-1或同一走廊线路全停情况调整运行方式，预控电网潮流，转出可能受影响的重要负荷，做好线路跳闸应急预案，对非重要线路可以退出重合闸，但原则上不停运线路。13.4.11线路超满载的处理：1.电力线路应不超过长期允许载流量，设备运维单位及相关调度应严格做好负荷电流的监视，并利用自动化系统设置设备超载报警功能。2.因负荷增长导致线路超过长期允许载流量，调度员应按照《有序用电管理办法》启动有序用电流程，由营销部门在30分钟内将线路负载降至限额之内。若有序用电控制不力，调度员可根据地方政府批准的超电网供电能力限电序位表拉停负荷。负荷高峰已过、或营销部门已确实采取措施限制负荷，线路已不会超载后，调度员应及时将所拉的馈线恢复送电。3.电网事故造成线路过载但未超过短时允许载流量，各级调度员应迅速采取机组出力调整、调整系统运行方式、优化无功补偿等措施，在30分钟内使其降至限额之内。预计在30分钟内无法消除设备的过载情况，调度员可根据政府批准的超电网供电能力限电序位表拉停负荷。4.电网事故造成线路超过短时允许载流量，可能导致过载设备损坏或跳闸以及跳闸后引发电网稳定破坏或连锁恶性事故时，调度员可根据地方政府批准的电网紧急限电序位表拉停负荷，在10分钟内使其降至限额之内。第五节母线故障处置原则13.5.1母线故障失压后，厂站值班员应立即向调度员作继电保护动作、开关跳闸等情况的扼要汇报，同时立即通知人员到现场检查，调度员应根据汇报情况判断是否母线故障。106n母线故障后，运行人员应对停电母线、故障母线上母差保护范围内的各元件设备(含二次部分)进行检查，查明情况立即报告值班调度员。13.5.2母线事故处理原则1.双母线其中一组母线故障停电后，应尽快将已确认无故障的元件改接至运行母线并恢复元件的并列、合环或送电。2.找到故障点后尽快隔离，然后对停电母线恢复送电。3.对GIS母线及发电厂母线经检查找不到故障点时，应检查SF6的充气压力和密度，并尽量利用电源对母线进行零起升压，无升压条件时经领导同意方可对母线进行试送电。4.母线试送电原则：首先确保本站母差保护正常并投入，尽可能用外来电源进行试送电，220千伏试送电开关应有0秒跳闸功能，110千伏及以下试送电开关应有完备的保护，并优先选择保护动作时限较短的开关；当使用本厂（站）电源试送电时，应首先使用带0秒充电保护的母联或旁母开关；若线路跳闸同时母线失灵保护动作，不得用本线路开关对母线试送电。对于35千伏及以下电压等级母线的试送电，若受条件限制可使用主变开关，但应更改主变保护定值，提高灵敏度，缩短动作时限。5.无人值班站母线跳闸后，必须到现场查找确认并消除故障点后再送电。13.5.3母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，或相邻元件故障该跳闸的元件开关拒动，引起越级跳闸所致。判别的依据是同时出现下列现象：1.该母线电压指示(如：电压表、遥测等)消失。2.该母线各元件负荷、电流指示为零。3.由该母线供电的厂(站)用电消失。13.5.4变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，处理原则是：1.拉开查明是拒动的开关。2.对于220千伏母线，在确认相邻故障元件可靠隔离后，如下处理：（1）断开主变110千伏侧开关，保持10千伏和220千伏母线上无异常开关的原有状态。（2）对于单一220千伏变电站全站失压，完成以上第（1）点措施后，可安排对220千伏母线、主变以及低压侧负荷同时送电一次。（3）多个相连220千伏变电站同时失压，除靠近充电侧的首个变电站执行以上第（1）点措施，相连变电站主变220千伏侧开关均应断开，此时可安排对首个220千伏变电站的母线、主变低压侧负荷，以及相连变电站220千伏母线同时送电一次。（4）以上同时强送的220千伏主变不超过三台，且中性点均接地运行。若强送不成，则应断开失压变电站主变220千伏侧开关。106n3.对于220千伏变电站110千伏母线，在确认相邻故障元件可靠隔离后，如下处理：（1）保持母线上无异常开关的原有状态，合上220千伏主变110千伏侧中性点接地刀闸。（2）用220千伏主变的110千伏侧开关对110千伏母线及所供馈线、主变进行同时送电一次；送电部分涉及的35千伏及以上的厂（场）站机组应先确认已与系统解列。（3）同时送电的110千伏主变不宜超过5台，必要时可选择断开110千伏母联开关后再送电。（4）对于因上级电源消失导致110千伏多级串供厂站全停，一次同时送电的110千伏主变不超过3台。13.5.5发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部断开，并设法恢复厂用电。利用机组对母线零起升压，正常后待线路有电压，即恢复与系统同期并列。有条件时，也可利用外来电源对停电母线进行试送电。第六节变压器故障处置原则13.6.1变压器开关跳闸时，根据变压器的保护动作情况作如下处理：1.变压器主保护（包括重瓦斯、差动保护）同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。2.变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次。有条件时，应尽量进行零起升压。3.变压器过流保护等后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。13.6.2变压器轻瓦斯保护发出信号应进行检查，应适当降低变压器负荷。有载轻瓦斯发信还应禁止档位调整，并禁用其AVC功能。13.6.3变压器过负荷及其他异常情况时，现场按规程规定进行处理，并汇报调度。变压器的事故过负荷倍数及时间应严格按变压器运行规程规定控制。13.6.4无人值班站的变压器跳闸后，必须到现场查找确认并消除故障点后才能送电。13.6.5运行中的变压器出现下列情况，现场运行人员应立即将异常或故障现象汇报当值调度员，并立即向当值调度员明确该变压器是否紧急停役，调度员应根据现场要求安排该变压器立即停役。1.变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。2.变压器严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。3.变压器套管有严重的破损和放电现象。4.变压器冒烟着火。106n5.发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。6.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时。13.6.6运行中的变压器出现下列情况，现场运行人员应立即将异常或故障现象汇报当值调度员，并密切跟踪异常发展情况；当值调度员在得到汇报后应做好停役主变的准备工作，并汇报部门领导。1.变压器声音不正常。2.变压器油温及绕组温度骤然升高。3.变压器套管有破损裂纹及放电痕迹。4.变压器引线接头有过热发红、发黑现象。5.变压器压力释放阀隆起变形。6.变压器油枕和瓷套管油位不正常、油色变黑等现象。7.变压器出现“本体轻瓦斯动作”，同时伴随“油位异常”或“油温高”等信号。13.6.7运行中的变压器出现下列告警信号，调度员应立即禁用该主变AVC功能，禁止进行主变的有载调压操作。运行人员应立即对变压器非电量保护装置、本体油枕、调压油枕油位指示情况、压力释放阀以及主变外观进行巡视检查，并将初步检查结果汇报当值调度员。1.变压器出现“本体轻瓦斯动作”信号。2.变压器出现“本体油位异常”信号。3.变压器出现“主变压力释放”信号。4.变压器出现“铁芯接地”信号。5.变压器出现“排油注氮装置动作”信号。13.6.8运行中的变压器附属设备出现异常时，如有载调压滤油机故障等，现场运行人员应立即将异常现象汇报当值调度员，并根据现场设备情况提出禁止主变进行有载调压操作，调度员应同时禁用该主变AVC功能。如排油注氮装置油、气回路发生漏油现象，现场运行人员应立即将异常现象汇报当值调度员，并提出处置措施及要求。13.6.9变压器满超载的处理：1.当变压器负载率超过90%，或达到设备运检部门根据变压器工况（发热、油硫腐蚀等缺陷）提出的重载标准时，有关单位值班员应及时汇报值班调度员，并加强变压器监视和设备巡视，需要时应开启备用冷却器加强变压器散热。值班调度员应根据负荷升降规律，采取利用下级网络转移负荷或启动备用机组顶峰等措施，控制好主变负荷不超载。所辖调控中心还应向营销部门发布有序用电预警通知，营销部门应根据预警通知单组织开展有序用电方案编制。106n2.当变压器负载率超过100%但不超过变压器短时过载能力，或达到设备运检部门根据变压器工况（发热、油硫腐蚀等缺陷）提出的过载标准时，有关单位值班员应及时汇报值班调度员，值班调度员应马上采取调整运行方式等各种措施降低变压器负荷，避免变压器持续重载、带病重载运行。所辖调控中心还应向营销部门发布有序用电预警通知，营销部门应根据预警通知单启动有序用电。3.当变压器负载率超过变压器短时过载能力，或达到设备运检部门根据变压器工况（发热、油硫腐蚀等缺陷）提出的短时过载能力标准时，有关单位值班员应及时汇报值班调度员，值班调度员应参照运检部门提供的变压器负载能力表，依据超供电能力限电序位表，开展过载主变拉荷限电，直至退出运行，避免变压器发展成内部故障。营销部门应迅速启动有序用电，必要时通过负控系统采取限电措施，保证电力供需平衡。13.6.10油浸式变压器正常运行上层油温不得超过表1规定温度（制造厂有规定的按制造厂规定），当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的上层油温一般不宜超过85℃。当自然循环自冷、风冷变压器、强迫油循环风冷变压器上层油温达到75℃后，现场运行人员应投入备用冷却装置；自然油循环风冷变压器风机故障全停后，上层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行，变电监控员应密切监视上层油温；当超过65℃且负荷、油温呈明显上升趋势时，调度员应在20分钟内转移部分负荷，控制上层油温不超过65℃。强迫油循环风冷的变压器当油泵和风扇全部停止运行时，调度员应令运行人员密切监视上层油温，调度员应在20分钟内转移负荷，控制变压器上层油温不超过75℃，并做好主变停役准备，冷却器全停后持续运行时间不能超过一小时。以上情况均应立即汇报部门领导。表1油浸式变压器顶层油温一般限值冷却方式冷却介质介质最高温度(℃)最高上层油温(℃)自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷4085强迫油循环水冷307013.6.11并列运行中的变压器高压侧电流达到额定电流85%以上，调度员应将该主变AVC自动调节功能禁用，严禁进行主变的有载调压操作。开启备用机组，通知运方人员调整系统运行方式。13.6.12电抗器（电容器）事故处理可参照变压器的处理原则，一般不得试送，须经现场检查处理，汇报具备送电条件后方可送电。第七节开关异常处置原则13.7.1106n开关异常是指由于开关本体机构或其控制回路缺陷而造成的开关不能按调度或继电保护及安全自动装置指令正常分合闸的情况，主要考虑开关远方操作失灵、闭锁分合闸、非全相运行等情况。13.7.2开关远方操作失灵时现场应及时联系检修人员处理，并按现场规程作好安全及预防措施。13.7.3开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”，尚未出现“跳闸闭锁”时，现场应尽快消缺，值班调度员可视电网运行情况下令断开此开关。13.7.4开关因本体或操作机构异常闭锁跳闸时，现场应断开开关的跳闸电源，并按现场规程进行处理。如果无法消除故障，则应设法尽快隔离故障开关：1.采用旁路断路器旁代后断开故障断路器两侧隔离开关。2.双母线接线变电站母线倒排后母联断路器串故障线路断路器，断开母联断路器。3.双母线接线变电站合上某一线路间隔另一把隔离开关，断开故障母联断路器两侧隔离开关。4.若负荷侧断路器故障，转移负荷后并符合本规程规定允许用刀闸操作条件的，可断开故障断路器两侧隔离开关。13.7.5开关非全相异常运行处理原则1.开关操作时或运行中发生非全相运行，集控站值班员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并做好汇报。2.若断开非全相开关将导致供电负荷损失，则集控站值班员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即试合一次该开关，若仍合不上应汇报调度并经调度同意后断开该开关。13.7.6运行中的断路器出现保护装置闭锁或者装置直流电源消失时，运行值班人员经综合信息判断开关确已失去保护后，应立即汇报值班调度员，申请将该开关退出运行。第八节互感器故障处置原则13.8.1运行中的母线电压互感器出现油色油位异常、渗漏油、接头发热异响、套管有裂纹及放电现象时，调度员应做好因电压互感器绝缘下降或放电引起主设备跳闸的预想以及分析对相关保护、安全自动装置的影响，尽快安排该电压互感器停役，不得停用该电压互感器所在母线的母差保护。若母线电压互感器出现冒烟或着火，且伴随电压不断变化，或其他不宜直接断开该电压互感器一次侧的情况，现场应立即汇报值班调度员，提出采用停电隔离该电压互感器的方式。13.8.2运行中的电流互感器出现油色油位异常、渗漏油、瓷套有裂纹、破损、放电、接点发热、发红、内部有异响现象时，现场运行人员应立即将异常现象汇报当值调度员，并提出处置措施及要求，调度员应做好该间隔停役的准备。106n第九节发电机故障处置原则13.9.1发电机事故及异常处理应按发电机事故处理及现场运行规程进行处理，并将故障原因和处理意见及时向当值调度员汇报。发电机跳闸后在未查清原因并消缺之前不得并网。13.9.2发电机进相或高功率因数运行时，由于受到干扰而引起发电机失步，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机重新拖入同步，否则将发电机解列，重新并入电网。13.9.3发电机失去励磁时的处理1.凡装设失磁保护的机组，失磁后若失磁保护应动作而未动作，现场人员应立即手动将失磁的发电机组与系统解列。2.当机组失去励磁不会导致系统失去稳定，在系统电压允许的情况下，机组可短时运行，此时必须迅速降低有功出力，同时设法恢复励磁。允许无励磁运行时间及允许的有功出力应在现场运行规程中规定。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，发电厂运行值班人员应将失磁的机组解列。13.9.4发电机组过负荷的处理1.当发电机严重过负荷时，现场值班人员应立即调整机组的有功、无功出力，并将原因和处理意见及时向当值调度员汇报。2.当个别地区电压降低，使发电机严重过负荷时，有关发电厂应与相关调度值班调度员联系，采取适当措施（包括降低有功，增加无功及限制部分负荷）来消除发电机的过负荷。第十节中性点不接地系统电压异常处置原则13.10.1在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统发生单相接地故障时：1.发现母线接地信号时变电监控员应检查母线电压、接地相别、选线装置及消弧线圈动作情况等，同时应利用辅助综合监控系统调取现场视频，初步检查母线及母线上设备。若需紧急停役应立即汇报值班调度员。2.综合站内接地选线装置及站外配网接地研判，优先对判断为接地的线路进行试拉路。3.如无接地选线装置、该装置无选线结果、配网无接地研判信息，则按所供负荷重要性依次拉路判断。4.确定接地馈线后，应充分利用配网自动化信息、分段开关尽量缩小故障查找范围；城区35千伏线路立即通知线路运维单位组织巡线处理。5.找到接地故障的线路后，在隔离故障前不再恢复该馈线运行。对于停电状态下无法查到故障的，允许接地线路短时恢复运行供带电查找故障点，但运行时间不得超过2小时。6.若确认失地点不在馈线上，且所有出线均已转热备用,则应按站内设备失地的情况进行处理。106n13.10.2当母线出现谐振时，应采用断开电容器、电抗器、停运空载线路、改变线路运行方式等方法破坏谐振条件，消除谐振现象。第十一节潮流越限处置原则13.11.1正常运行中发电厂、地调值班员，应按规定的允许限额监视系统联络设备的负荷，当达到最大允许值时，应报告省调值班调度员，省调值班调度员应按事先规定调整出力或负荷，或采取其他措施进行处理，使其不超过最大允许值。设有联络设备跳闸联切或远切负荷装置者应进行现场检查，确保其正常运行。13.11.2处理系统联络设备过负荷及超稳定限额的一般原则1.增加受端系统发电厂的出力，直至限制或切除部分负荷，并提高电压，必要时发电机可按事故过负荷方式运行。2.降低送端系统发电厂的出力，直至切除部分发电机，并提高电压，其中若有调频厂应停止其频率调节任务。3.调整系统运行方式，降低过负荷设备的潮流。4.当输电线路超长期载流量运行且过载量不超短时允许载流量时，采用调整电厂出力或转移受端负荷等手段，预计30分钟内无法控制线路潮流在线路长期载流量范围内，应立即采取拉荷限电措施。5.事故情况下，输电线路超短时允许载流量运行，应采用一切必要手段，在10分钟之内将线路电流控制在长期载流量以内。6.系统联络变压器过负荷时的处理措施应参考其过负荷的允许范围及允许持续时间。第十二节系统独立网处置原则13.12.1若因电网事故造成主网系统解列时，地调应积极配合省调进行事故处理，采取一切必要的措施尽量保证解列后各部分系统的稳定运行，各有关调度、发电厂、变电站应加强与上级调度的沟通联系工作，密切监视系统运行信息，及时汇报异常情况；当值调度运行人员应注意监视相关片区频率等重要信息，发现异常时应采取下列办法尽快实现解列系统的同期并列：1.降低频率较高系统内发电厂出力直至解列发电机组甚至解列整个发电厂以降低其频率，但不得低于49.50赫兹。2.启动备用机组，无备用机组时短时切除部分负荷或采用停电方式将负荷切换至频率较高系统供电以提高频率较低系统的频率。106n3.在系统事故情况下，经过长距离输电线路的两个系统，允许在电压差20%、频率差0.5赫兹范围内进行同期并列。13.12.2当系统某些联络线路故障跳闸造成局部片区独立网运行时，应按如下原则进行处理：1.若事故不涉及省调管辖或许可范围设备的，由地调负责处理，必要时可提请省调协调。2.若事故涉及省调管辖或许可范围设备时，省调将指定地调为独立网运行的临时调度指挥机构，地调应予以积极配合。省调将独立网范围、独立网开始时间、运行要点等注意事项通知有关单位。地调担任临时调度指挥时应做好如下工作：（1）全面负责组织、指挥、指导、协调独立网的正常运行。（2）负责独立网内的调频、调压任务，控制独立小网的频率在规定的范围之内，电压在额定电压的±10％之内，不应出现调整不当引起高频切机、低频减负荷的情况，必要时应退出独立网内电厂的高频切机功能，待与主网恢复并列运行后重新投入。（3）经省调同意后，将具备并网条件的110千伏系统独立网恢复与省网的同期并列；220千伏系统独立网一般情况下由省调负责组织与省网的同期并列操作，当临时调度指挥机构的条件具备的情况下，省调也可将此操作委托其进行。13.12.3当系统某些联络线路故障跳闸造成县网局部区域独立网事故时，若事故不涉及地调管辖或许可范围设备的，由县调负责处理，必要时可提请地调协调。第十三节系统振荡处置原则13.13.1系统发生振荡的主要原因：1.系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏。2.系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）。3.故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵。4.长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路等）。5.大机组失磁，再同步失效。13.13.2系统发生振荡的一般现象：1.发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15～3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。2.振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗。3.失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1赫兹或以上（振荡周期T＝1/△f）。106n13.13.3系统振荡处理原则1.系统稳定没有破坏时，利用人工方法再同步处理：（1）装有机组AVC控制的各发电厂应禁用AVC功能，充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许的最大值。（2）各级调度应调整系统无功补偿容量，尽可能多地提高无功支持。（3）频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.5赫兹为止。（4）频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.5赫兹，并使振荡消失。2.在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：（1）振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。（2）主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷。（3）采取人工再同步，在3～4分钟之内未能恢复同步运行。解列点选择原则：（1）解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行。（2）各电网内应尽可能保持功率的平衡。3.发电厂运行值班人员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度员汇报。4.系统发生振荡时，任何发电机、调相机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。5.若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。13.13.4当地区网络出现振荡情况，地调应立即汇报省调振荡情况和当时地区网倒闸操作以及开机等情况。13.13.5发电厂及变电站发现振荡现象时，应立即判明情况并向所辖调度简要汇报本厂、站的频率、电压、出力、潮流等波动情况，如发现可能是本厂、站的原因引起振荡时，还应向所辖调度汇报引起振荡的可能原因。13.13.6为防止计划性独立网运行期间的振荡，在接到独立网运行通知的前一日，调频电厂应详细检查机组各方面(含公用系统、二次系统)运行工况，确保良好。独立网所在调度应做到：1.对独立网主干网络(110千伏/35千伏)进行特巡，避免发生多重故障。2.停止独立网内所有检修申请的审批，避免进行倒闸操作。106n3.核查独立网主干网络(110千伏/35千伏)的继电保护及安全自动装置和网内各机组自动调节装置正常。4.所辖各机组应严格按计划发电，确保调频电厂具备足够的调频容量。第十四节通信中断处置原则13.14.1厂、站及县调与地调失去通信联系后，各单位应主动采取措施，用一切可能的方法尽快与地调取得联系。凡能与地调取得联系的厂、站及各级调度有责任转达地调的调度指令或联系事项。失去联系的单位，应尽可能保持接线方式不变，并密切监视频率和电压以及潮流，事故时按本规程有关规定处理。13.14.2当系统发生事故而通信中断时，各厂、站及县调的值班人员应主动加强相互间的联系，主动按系统各种事故处理原则进行本厂站、本地区电网的事故处理。一般由县调负责联系各厂站，并和相邻县调协商，当涉及两个已解列电源的事故处理时，应与对侧联系，按线路跳闸事故处理原则进行试送电和并列。13.14.3地调调度员发现通信中断后，应暂缓对停电设备的试送电，直至恢复通信联系后才能进行送电操作。同时，地调调度员应立即通知通信调度员通信中断情况。通信调度员负责全程协调、跟踪监督通信系统故障处理，必要时可在请示有关领导后启动相关应急预案，相关单位及部门应给予积极配合。故障处理完毕，通信调度员应及时通知地调调度员。13.14.4在调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前失去通信联系，则该操作指令不得执行；值班调度员已经同意执行的操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在发布了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则认为该操作指令仍然正在执行中。13.14.5通信中断时，通信值班人员应按相关通信规程规定，尽快进行故障抢修，并优先恢复与电力调度业务直接相关的重要通信通道。各级通信运行维护部门应坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则进行故障抢修处理。13.14.6为保障调度通讯畅通，地、县公司调度室以及运维站值班室应配备公网固话、公网手机等多种通讯设备。在公司发布Ⅲ级及以上应急预警通知后，通信专业应按照省公司应急指挥中心的安排和要求，做好应急通信车、卫星电话等应急通信设备的调配。第十五节调度自动化异常处置原则13.15.1调度自动化系统主要功能失效处置106n1.调度自动化系统主要功能（SCADA、AVC等）失效时，应立即切换至备用调度自动化系统，并组织相关专业人员进行故障抢修。2.如备用调度自动化系统功能切换不成功，采取以下处置措施：（1）通知相关直调电厂退出AVC，根据调度指令调整有功、无功出力。（2）通知所有下级调度机构、直调厂站加强设备状态及线路潮流监视，发生异常情况及时汇报。通知相关变电站对电压进行人工调整。（3）检查备调是否具备备用调度自动化系统使用条件，根据相关规定要求，必要时启用备调。3.调度自动化系统全停期间，除改善系统运行方式的重要操作和电网故障处置外，原则上不进行电网操作、设备试验，同时应根据应急预案采取相应的电网监视和控制措施。4.值班调度员应将异常情况及时汇报上级调度机构。13.15.2调度管理系统异常影响到调度业务流程及生产数据分析统计等功能时，值班调度员应及时与自动化值班人员联系，自动化值班人员应及时通知有关人员处理，短时无法恢复时应采用电话、传真等应急方式进行线下业务流程流转，并采用人工方法统计生产数据。13.15.3厂站远动通信装置、测控设备等故障或异常时，厂站运行值班人员应立即汇报调度机构值班调度员和自动化值班员，并按相关规定处理。故障或异常导致调度机构无法正常监视厂站运行状况时，厂站立即恢复有人值守。13.15.4涉网电力监控系统网络安全处置1.电力监控系统网络安全管理平台发现紧急告警，运行值班人员应立即对告警设备断开调度数据网连接，如影响厂站正常监视，厂站立即恢复有人值守。厂站应按照国家、调度机构有关规定及时处理和迅速报告，告警处理完毕后应经测试验证安全后，相关系统方可恢复接入运行。重要告警应在24小时内完成处理，多次出现的一般告警应在48小时内完成处理。2.当遭受网络攻击，生产控制大区的电力监控系统出现异常或者故障时，调管厂站应按照应急预案立即处置，同时向上级电力调度机构报告，并联合采取紧急防护措施，接受电力调度机构的安全应急处理，防止事态扩大。13.15.5厂站与调度机构的调度数据网通道中断处置1.厂站与调度机构的调度数据网通道中断时，利用备用调度自动化系统进行厂站监控，并组织相关专业人员进行故障抢修。2.如该厂站与备用调度自动化系统通道也中断，采取以下处置措施：（1）退出所中断的厂站AVC，通知其根据调度指令调整有功、无功出力。（2）通知厂站所属的下级调度机构、直调厂站加强设备状态及线路潮流监视，发生异常情况及时汇报。106n第十六节系统黑启动处置原则13.16.1系统黑启动必须在确定故障源、隔离故障点后，按照事先确定的黑启动电源机组及启动路径，分成多个子系统并行启动，并优先恢复重要地区重要负荷的供电；待各子系统启动成功后，再组织相邻子系统间并列，并逐步恢复系统正常运行方式。13.16.2进行黑启动前，应先断开启动范围内的各电厂升压变高压侧开关及各220千伏变电站主变高压侧开关。220千伏变电站按照黑启动方案要求，一般只保留一回220千伏线路等待受电，其他220千伏线路断开。13.16.3地调负责组织所辖110千伏系统的启动工作，110千伏系统设备状态按年度黑启动方案要求操作至对应的状态，以及保留或停运直流系统负荷。启动成功后，向省调申请与主网并列。13.16.4水电机组是系统黑启动的关键电源。黑启动范围内的水电厂、火电厂及各变电站均应按现场规程要求做好保厂用电（站用变）措施，并调整直流负荷运行方式，尽量延长直流使用时间。13.16.5黑启动过程中，火电机组带上孤立电网运行时，电厂运行人员应加强机组运行工况的监视，注意低负荷稳定运行及孤立电网频率、电压的调整，防止机组运行超过最大进相能力、发生自励磁及低频振荡现象。13.16.6已经送电的110千伏线路所供的110千伏变电站，变电运维人员可以恢复必要的站用电负荷，高压用户仅能恢复最低限度保安负荷；未经地调当值调度员允许，县调不可擅自恢复其它馈线负荷，电厂不能擅自恢复近供区负荷。13.16.7各电厂应根据黑启动，结合运行实际（含本年度设备及自动化系统变动实际），修订黑启动应急预案，配合开展年度黑启动调试。第十七节遥控操作异常处理1.电网发生事故或重大设备异常需紧急处理时，应停止遥控操作。处理告一段落后，监控员应再次核对运行方式、操作票执行情况方可进行后续操作。2.远方遥控操作过程中，出现异常信号后，监控员应根据异常信息的性质综合判断是否继续操作。调控系统出现通道中断（调控系统与现场远动机）、防误功能异常、遥控对象变位有误、软压板状态不正确及无法正确判断设备状态等情况时，应立即停止远方遥控操作，并向调度员汇报，同时立即通知运维人员到现场进行检查处理，若属调控系统的缺陷则通知自动化人员检查处理。3.对于执行监控转令操作的调控中心，远方遥控操作不成功时，监控员应根据实际情况，判断监控操作是否由远方遥控操作转由现场操作，并向运维人员下达监控操作指令；确因现场设备异常而无法继续操作的，监控员应立即将异常情况汇报调度员；现场异常处理所需的安全措施由运维人员直接向调度员提出申请，调度员下达调度操作指令。4.106n对于非执行监控转令操作的调控中心，远方遥控操作不成功时，调度员应将遥控操作指令取消，并下令至现场操作。5.6.2一次设备遥控异常处置1.远方遥控操作出现异常无法继续进行操作时，监控员应立即汇报发令人，同时通知运维人员前往现场确认设备情况。现场运维人员应及时将设备检查情况向调度汇报。2.远方遥控刀闸不到位但未出现刀闸拉弧放电时，监控员应立即通知运维人员到现场确认刀闸情况。现场运维人员应及时向调度汇报，并提出现场处理措施。3.远方遥控刀闸不到位且出现刀闸拉弧放电时，监控员根据调控系统情况决定是否试分/合刀闸一次，未消除拉弧现象时须立即将异常情况汇报调度员，调度员应根据电网实际情况，采取以下隔离措施：（1）采取隔离措施对系统无明显影响时，应立即下令监控员远方遥控将上一级电源切除。（2）采取隔离措施可能造成负荷损失或重要线路过载时，应立即调整系统运行方式或转移负荷，尽快隔离故障刀闸。5.6.3二次设备遥控异常处置1.二次设备远方遥控操作不成功时，监控员应将已操作过的软压板恢复至调度下令前的状态，并将异常情况汇报调度员，同时在调控系统相应二次设备挂“禁止遥控”标示牌。2.二次设备转至现场就地操作时，对于线路主保护功能投/退操作，调度员或监控员应将该套保护转至现场操作；对于线路重合闸功能投/退操作，调度员或监控员应将本间隔所有保护（两套线路或开关保护）均转至现场操作。3.二次设备遥控现场设备异常消缺后，现场运维人员应向调度员汇报设备异常处理情况，并根据调度指令执行后续操作。运维人员操作前应与监控员核对二次设备状态，并按现场运行规程要求执行。4.线路主保护功能远方遥控操作不成功时，为保证线路两侧保护一致，调度员应立即通知对侧操作单位停止操作，并恢复到操作前的状态。第十八节常见异常信号辨识（熟悉）弹簧未储能：可分闸但不能再次合闸，影响重合闸保护电源消失/直流电源消失/保护运行灯不亮：保护装置已失效，无法故障跳闸，应尽快处置或停役一次设备控制回路断线：开关无法分合闸，无法故障跳闸。可尝试就地机械分闸保护装置A、B网中断：保护可正常动作，无法获取软报文（距离I段），硬接点信号正常（保护动作，重合闸动作）测控装置A、B网中断：保护可正常动作，遥测遥信不刷新，开关无法遥控，硬接点信号无法上传保护通道中断：影响差动或纵联保护、不影响后备保护开关SF6压力低闭锁重合闸/合闸/分闸：影响开关重合或跳闸，应尽快补气或停役一次设备GIS气室SF6压力低告警：极端泄露导致带电设备与外壳放电，设备跳闸线路PT空开跳开：影响线路重合合闸，影响负荷侧开关检同期并列，影响负荷侧备自投正确动作母线PT空开跳开：影响PQ遥测值，影响备自投正确动作，影响主变后备的复压判据，影响线路距离保护，影响母差保护的电压判据FOX装置故障：影响902保护收发信及正确动作全站五防通道中断：影响刀闸顺控、不影响开关分合智能变电站合并单元A、BGOOSE中断：对应遥测遥信档位不刷新智能终端A、BGOOSE中断：对应开关无法跳闸106n第六部分检修管理第一节申请单申报管理基本要求（熟练运用）1.申请单应填明停电设备的名称、工作内容（停电项目）、停电范围、安全措施以及对其他设备的影响等具体要求，并符合设备双重编号、调度术语、调度命名、设备状态等规定。2.申请起止时间、安全措施填报应遵循最大化原则，满足设备停电所有工作需要。申请起止时间包括设备停复役操作时间，指从开始操作设备至检修工作结束设备恢复送电完毕（或恢复至要求状态交还调度）的时间。3.各单位应根据月度（周）设备停电计划等信息准确提报申请单。线路及两侧厂站的申请单安全措施应遵循唯一性、一致性原则，属省调管辖的设备还应按照最大化原则配合填写，不得只依据本站端侧工作要求申报，造成与对侧或线路工作安全措施不一致。4.一次设备停役时，其对应二次设备有工作，且不影响其他正常一、二次设备运行时，应由现场自行许可开工，工作结束后恢复原运行状态，不再向调度机构提报申请。5.二次设备检修工作应遵循“综合平衡、一停多用”的原则，结合一次设备停役进行；对无法结合一次设备停役的二次设备检修工作，应做好阶段性多专业检修工作的融合，最大限度减少单套保护运行时间以及保护投退操作次数。6.对地调直调变电站（含用户变）、具备条件的直调电厂除线路、机组外设备的检修工作，申请安全措施应按最大仅转至冷备用状态填报。7.对于因设备异动，使得复役时需安排零升、核相、全压冲击、向量测试等启动调试项目的情况，各单位应向地调提交施工改造方案及异动单，说明设备异动范围、启动调试项目及要求，提报启动调试申请。8.各单位应综合平衡各停电项目，按设备调度管辖范围，向相应调度机构提报停电申请，并做好申请单的审核把关，对申请单提报的正确性负责。（1）公司所属变电站的申请单由运维站值班长提报；公司所属输电线路的申请单由运维单位指定联络人提报；各配（县）调管辖设备停复役影响地调管辖或许可设备的，申请单由配（县）调调度员提报；发电厂（站）的申请单由值长提报；用户专用变的申请单由值班长提报。106n（2）对于地调直调，并且全部资产归属电厂（或专供用户）的送出线路的申请单，由电厂（或专供用户）值班人员向地调办理，其中站内间隔与线路走廊的申请应分别提报；对于地调直调，并且与电网公司共有产权的电厂（或专供用户）送出线路的申请单，由安全措施涉及的停电杆段所属产权（运维）单位向地调办理申请手续，若共有产权方均有涉及的，应分别向地调办理申请手续。9.各单位应做好现场施工管控，防止设备停电期间擅自扩大工作范围，导致恢复送电时临时提出启动调试要求。10.凡地调直调的设备停电及方式变化，应向地调提报申请单；符合书面许可范围的地调许可设备相关工作，也应向地调提报申请单。11.同一设备有两份及以上申请或与之有关联的申请时，运方、调度专业批复申请时应提示调度员注意相关工作的核对。地调调度员发布批复申请时，应告知接令人申请主要内容及批复意见。接令人员应立即履行批复申请确认手续，并及时将相关批复意见通知本单位有关部门。省调申请单的批复意见，地调调度员还应通知地调运方、保护专责。申请单应提前2个工作日批复并传达给申请单位，涉及供电承诺的应至少提前8天批复。12.地调值班调度员可视电网需要，经与现场协商后，下令停电工作推迟开工或暂停检修，必要时可将相关申请作废并恢复设备运行。13.由于现场工作需要借用地调设备时，相关单位应按规定向地调办理借用申请。地调需要借用配（县）调管辖设备时，应与配（县）调协商后，以调度指令形式下达。第二节计划性申请管理要求（掌握）1.属省、地调直调或许可的设备停电，运行单位应在停役前5个工作日11时前提报设备停电及启动申请，11时后提报的申请视为下一个工作日提报申请。对于涉及到五级及以上电网风险的重大计划检修、技改项目及基建施工停电安排，运行单位应在停役前7个工作日提报申请；若设备复役时需安排启动调试的，运行单位应在复役前7个工作日提报启动调试申请。2.各单位应组织人员学习并落实省、地调编制下达的启动送电方案；对上报省、地调的重大停电方案、设备启动调试方案，应经本单位有关部门负责人审核及单位领导批准。第三节临时性申请管理要求（掌握）1.临时性申请指未纳入月度、周停电计划平衡的紧急申请、消缺申请、结合申请等临时停电申请。2.106n运行单位对于需尽快安排消缺的设备缺陷，应及时向所辖调度机构提报消缺申请，经批准后方可开工。若设备严重缺陷无法持续运行，厂站值班人员应按照现场规程自行处置，并报告所辖调度机构，同时在设备事故停役后24小时内向所辖调度机构提报申请。3.对于电网运行造成较大影响的临时性设备停电，运行单位应在停役前5个工作日向所辖调度机构提交书面申请报告，经批准后方可安排。4.对于省调管辖线路，仅要求线路跳闸不强送且当天能够完工的线路带电作业，只需向省调值班调度员口头申请，说明工作地点和时间，并在工作结束后及时汇报。现场工作负责人应根据线路安规向相关调度机构值班调度员办理工作许可。第四节申请延期、顺延管理要求（熟练运用）1.运行单位应按批复的开始、结束时间完成停电相关工作。若由于客观原因确实无法完成的，应向地调值班调度员说明情况，并办理顺延或延期手续。对于无法按时开工，但仍可在原批复时间内完工的，原申请可继续使用。对于按时开工，但无法在批复时间内完工的，运行单位需办理延期手续。对于无法按时开工，且无法在批复时间内完工的，运行单位需办理顺延手续。2.运行单位应于原申请批复开始时间前一天17时前，向地调值班调度员办理顺延手续。对于顺延时间不超过24小时，且不会与已有批复申请发生矛盾的顺延申请，地调值班调度员可直接予以批复，否则应重新流转并履行审批手续。3.运行单位应于原申请批复结束时间前一天11时前，向地调值班调度员办理延期手续。设备年度大、小修无法按期完成时，运行单位应于设备原检修工期过半前办理延期手续，延期申请须重新履行审批流程。106n第五节检修申请分类（熟练运用）课后思考题1.紧急申请与消缺申请的区别？紧急申请相较消缺申请而言，在时效性要求上更为迫切，需要立即停役设备进行处理，可由调度台直接开工，若设备缺陷严重不能坚持运行到地调批准时，现场应按现场有关事故处理规定开展处理，但仍应在设备事故停役后24小时内补报检修申请；而消缺申请针对的是设备发生不危及正常运行的缺陷，后续有计划的安排处理，一般应按照正常申请流程流转发布后，方可开工。注意：现场不得利用紧急申请方式处理非紧急性的临时性工作，一旦发现，地调将从重考核。2.继电保护及二次回路投退原则规定？①　一次设备运行转冷备用、检修时对应二次设备保留原运行状态。②　一次设备运行而其二次设备检修时需要报申请。③　一次设备冷备用及检修时对应二次设备有工作，二次工作不单独填报申请。若影响其他设备运行状态应将本间隔保护改投信号并做好相关二次安全隔离措施后进行工作，工作结束后本间隔保护功能确认正常后恢复原运行状态。④　一、二次设备工作若需要本站其他运行保护陪停或需要线路对侧运行保护配合操作时应将受影响设备按调度管辖范围向对应调度机构报申请。3.炼化自备电厂3号发变停役，应由炼化自备电厂向地调填报申请安全措施为：3号发变转冷备用。由地调向省调调填报申请的安全措施为：3号机组转冷备用。4.什么是申请延期？什么是顺延？申请开工后无法在批准时间内完成时需要办理申请延期以继续工作，申请单无法按时开工，则需要将申请单顺延，推迟开工时间，批准的总时间长度不变。申请单原则上只能延期两次，顺延一次，且顺延不超48小时，否则需作废另报计划及申请。5.申请单填报、延期顺延有哪些规定？申请单可延期两次，顺延一次，有风险预警单的申请单顺延不得超48小时，以免需要重新发布风险预警单。106