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1、附件：QB福州电业局企业标准Q/FJGA10075-2006福州地区电力系统调度规程2006-03-03 发布2006-03-08 实施福建省福州电业局发布IQ/FJGA10075-2006目录第一章 总则 .1第一节 前言.1第二节 调度管理的任务和职责.3第三节 调度管理机构.4第二章 调度管理 .5第一节 基本原则.5第二节 调度管辖范围的划分.7第三章 电厂的并网管理.9第一节 并网管理.9第二节 电厂并网运行技术要求.9第四章 电力系统运行方式编制和管理.13第五章 设备检修管理 .16第一节 设备检修管理的任务.16第二节 设备检修管理的要求.16第三节 设备的停役与批复.17第六
2、章 新建、改建、扩建设备启动投产管理.25第一节 启动投产的过程管理.25第二节 启动投产应具备的条件.26第七章 无功及电压管理.28第一节 基本原则.28第二节 电压的监视和调整.28第八章 继电保护及安全自动装置的管理.32第一节 基本原则.32II第二节 要求继电保护及安全自动装置的管理.33第九章 倒闸操作规定 .39第一节 操作制度.39第二节 操作的基本规定.40第十章 异常及事故处理.46第一节 异常及事故处理的一般原则.46第二节 异常及事故处理规定.47第十二章 负荷管理 .54第十三章 事故、超电网供电能力拉荷限电序位和低频、低压减载装置的调度管理.55第十四章 无人值班
3、变电站的调度管理.56第十五章 调度自动化管理.57第十六章 调度通信管理.58附录 A调度设备管辖范围划分明细表.63附录 B厂、站设备的状态及其综合指令.71附录 C主要设备名称表.79附录 D操作术语表.81附录 E调度术语表.831Q/FJGA10075-2006福州地区电力系统调度规程第一章 总则第一节 前言1.1.1 电力系统发、供、用电是一个不可分割的有机整体，必须实行统一调度。福州地区电网内各发、供、用电单位必须服从福建省福州电力调度所（以下简称福州地调或地调）的调度指挥，严格执行调度指令。为保证福州地区电力系统安全、稳定、优质、经济运行，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，坚持
4、保人身、保电网、保设备的原则；维护福州地区电力系统发、供、用各方的合法权益，依据中华人民共和国电力法 、 电网调度管理条例等电力行业的有关标准、规范，按照公平、公正、公开的原则处理调度工作各方面问题，结合本地区电网实际情况，制订本规程，1.1.2 本规程是对 2001 年版福州地区电力系统调度规程的修订。本规程自实施之日起原规程同时废止。1.1.3 本规程在原规程的基础上结合电网结线变更、现场设备更新、所有 110KV 变电站实行无人值班、五区配电网络统一调度、三县（福清、平潭、永泰）调度管辖权划转福州供电区等情况，主要对调度管辖范围的划分、电厂和电力设备并网、继电保护和安全自动装置的调度管理
5、、 无人或少人值班变电站的调度管理进行了补充和修改， 其它章节也做了相应的补充和修改。1.1.4 本规程由福州地调组织修编和制定，经福州电业局生产副局长批准后颁布执行。1.1.5 本规程适用于福州地区电力系统内属福州电业局调度所调度管辖的所有发、供、用电单位。 福州地区调度系统包括： 地、 县 （配） 两级调度机构和福州地区电网内的各发电厂 （站） 、变电站（集控所） 、琅歧供电局工区值班机构等并入福州地区电网的有关运行单位。下列人员必须熟悉本规程：地调：主任、副主任、主任工程师、电网运行管理专责师、通信专责师、自动化专责师、调度员、继保运方组全体人员、自动化人员、通信有关人员；2发电厂（站）
6、 ：值长、电气班长和电气值班人员，主管生产厂长、总工及有关技术专责负责人；局属单位： 各变电站（集控所）站长、运行值班人员， 送电部线路运行维护及检修人员，琅歧供电局工区值班人员；县（配）调：主任、副主任、调度值班人员、运行方式人员、继电保护专职人员；下列人员应熟悉本规程的有关部分：本局局长、分管生产、基建的副局长，总工程师，副总工程师，生技部、安监部、各部（室）主任、副主任、专责工程师，继电保护及综合自动化人员，有关工程技术人员和生产管理人员；各县（市）电力公司及厂（站）领导、生产运行人员；有关高压用户调度员和变电站值班人员。1.1.6 本规程是福州电网运行操作和事故处理的基本原则，各发电厂
7、（站） 、变电站（集控所）和各县（配调）等运行单位的规程均不能与本规程相抵触。本规程将根据国网公司安全工作规定定期修编，本规程解释权属福州电业局。1.1.7 本规程的附录 A 是规程的附录。本规程的附录 B、C、D、E 是提示的附录。本规程由福州电业局规程化领导小组提出。本规程由福州电业局调度所归口管理。本规程起草部门：调度所。本规程主要起草人：陈亦凡、黄旭明、何莆、陈辉、胡晓辉、林金挺、柯天兵本规程审核人：林向阳、谢聿琳、张丰、李利贤、周力、冯玉、周琳、陈秀凤本规程审定人：王永明。本规程批准人：王智敏。本规程引用标准：电力法法律-1996电网调度管理条例法规-1994电网调度管理条例实施办法
8、电力部-1994动力系统调度管理规程电力部-1981电力生产事故调查规程及有关规定汇编国电公司-2005电力供应与使用条例电力部-19963国家电网公司电力安全工作规程 （变电站和发电厂电气部分）国家电网公司-2005国家电网公司电力安全工作规程 （电力线路部分）国家电网公司-2005电气事故处理规程水电部-1972继电保护及安全自动装置运行管理规程水电部-1982变压器运行规程电力部-1995有载分接开关运行维修导则电力部-1995关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定（试行） 电力部-1994电力系统电压质量与无功电力管理规定能源部-1993福建省电力系统调度规程省电力公司-2004福
9、建电力通信网路管理办法闽电调2004810福州电业局通信工作使用电气第二种工作票的补充规定（试行） 榕电业调2004405操作票、工作票实施细则省电力公司-2005第二节 调度管理的任务和职责1.2.1 福州地区电网调度管理的任务是组织、指挥、协调和监督本地区电网运行操作和事故处理，以保证实现下列基本要求：1.充分发挥系统内发、供电设备能力，最大限度地满足负荷的需要；2.使电网按照有关规定安全、稳定、正常运行，保证供电可靠性；3.使电网供电质量（频率、电压）符合规定标准；4.根据电网的实际情况，合理调整运行方式，充分利用小水电资源，尽可能使电网在经济方式下运行；5.按照调度公平、公正、公开的原
10、则，依据国家有关政策和法律、法规以及有关合同或调度协议要求，保护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益，督促各有关方面履行应尽的义务，协调电网与各方的关系。1.2.2 福州地区电网调度的主要职责：1.接受福建电力调度通信中心（以下简称省调）的指挥和协调，执行跨区域 110KV 联络线的操作；42.组织编制和执行电网运行方式和调度计划；3.指挥调度管辖范围内设备的操作；4.指挥管辖范围内的电压调整；5.编制调度管辖范围内的设备检修计划，根据情况批准其按计划进行检修；6.指挥电网的事故处理，参加电网事故分析，制定并组织实施提高电网安全稳定运行的措施；7.参与电网规划编制、审查工作；参加新建、改建、
11、扩建工程设计方案审查，参加电力工程验收工作，制定或审定新设备投入运行的调度启动方案，根据规定审核、批准新设备投入运行；8.负责调度自动化设备以及通信设备的运行管理和技术监督； 负责对下级调度机构和对联网的非直接管辖的上述设备的配置、 运行进行技术管理和指导； 负责调度管辖范围内继电保护的整定计算和定值管理及全局继电保护运行管理工作。9.负责福州地区主网电力通信和调度自动化规划的编制工作， 指导并组织审查下级电力通信和调度自动化规划的编制工作；10.负责福州地区模拟电力市场运营的相关工作，在有序用电期间严格控制各调度对象按指标用电，执行省调的调度指令，对调度对象开展“三公”调度工作。11.由福州
12、电业局授权后依法与并网各方签定并网（供电）调度协议。第三节 调度管理机构1.3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用省调、地调、县调三级调度管理，福州地区电网采用地调、县（配）调二级调度管理，各级调度机构在电网运行工作中是上、下级关系。1.3.2 福州地调既是福州电业局直接领导下的生产单位，又是福州电业局的职能部门，以实现对福州地区供电和联网地方小电网、 小水电的调度管理， 并代表福州电业局在电网调度管理中依法执行公务。1.3.3 福州地区电网在各县（含县级市）设立县级调度机构（简称县调） ，负责各县行政区域内调度管辖电网的安全、优质、经济运行。1.3.4 福州地区电网在福州电业局配电运行部内
13、设立区级调度机构（简称配调） ，配调负责管辖区域内 10kV 配电网络的安全、优质、经济运行；在福州电业局琅歧供电局内设立工区值班机构，琅歧工区机构负责琅歧供电区内 10kV 配电网络的安全、优质、经济运行。5第二章 调度管理第一节 基本原则2.1.1 凡接入福州地区电网的发电厂（包括企业自备电厂） 、变电站（集控所） 、和地区电网内各级调度机构均应服从统一调度。严格遵守调度纪律，接受福州地调指挥，任何单位和个人不得非法干预电网调度；严格执行调度指令，确保电网安全、稳定、优质、经济运行。在福州地调的统一指挥下，实行“统一调度、分级管理”的原则。2.1.2 地调调度员在其值班期间，接受省调值班调
14、度员的指挥，为福州地区电网运行操作和事故处理的指挥人，县调、配调及厂、站值班人员在调度关系上均应受地调调度员的指挥。福州电业局领导发布的一切有关调度业务的指令， 应通过调度所领导转达给调度员， 调度所领导不在场时，则调度员可直接接受指令，同时报告所领导后执行。2.1.3 地调调度员发布指令的对象 （具有接令资格） 是： 县调和配调调度员、 发电厂值长 （或机组长、电气班长） 、集控所值班长（或正值） 、变电站值班长（或正值） 、有建立调度关系的电力用户值班人员以及琅歧供电局工区值班人员。2.1.4 地调调度员与各厂、站有关单位的调度联系要互报单位、姓名，使用统一调度术语和操作术语，地调调度员应
15、对所下达调度指令的正确性负责。各县、配调、发电厂、集控所、变电站和用户的值班人员在接受调度指令时， 应主动复诵调度指令并与发令人核对无误， 核对发令时间后才能执行。指令执行完毕后应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。重要联系、事故处理也要做好记录和录音。调度业务联系应讲普通话。2.1.5 地调调度员发布的调度指令，必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。 如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时， 应立即向发令人提出意见
16、， 如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或系统的安全时，受令人可拒绝执行，并将拒绝的理由和自己的建议报告发令人和本单位领导。2.1.6 地调管辖设备的管理地调管辖的设备只有得到地调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。 除了对人身或设备安全有威胁外，厂、站值班人员可以按照有关规程规定立即处理，并迅速将处理结果向地调调度员报告。否则不得自行操作或擅自改变设备状态。62.1.7 地调许可设备的管理地调许可的设备只有得到地调调度员的同意后，管辖该设备的单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报地调调度员。 地调许可设备故障或威胁人身安全时， 现场可不待地调同意自行按现
17、场规程处理。 地调许可的机组出力应严格按照地调编制的或经地调许可的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应征得地调调度员同意后修改。2.1.8 汇报及联系制度1.地调严格执行省调汇报联系制度，并按规定将电网的运行情况汇报局领导和有关部门。2.县调及各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向地调报告电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据向省调报告。3.地调调度员和调度系统各级值班人员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行地调规定的电网运行情况汇报制度及规定外， 各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、 电网运行中的异常情况向地调调度员反映； 地调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或
18、厂、站的影响情况通知有关县（配）调和现场值班人员。2.1.9 为保证电网的安全和稳定运行及供电质量，地调调度员根据系统异常及事故情况和省调的指令，依法发布拉闸限电指令时，所有厂、站、县（配）调值班人员和负荷控制装置的值班人员应迅速地按调度指令进行限电， 并如实汇报限电拉闸情况， 对不执行限电指令或者达不到要求限电数值者， 地调调度员有权采取越级直拉上一级线路或整个变电站等更为严厉的措施， 由此引起的一切后果由不执行指令或达不到限电要求者负完全责任， 并应追究有关领导人员的责任。2.1.10 地调管辖设备的异动管理线路及变电设备的异动由运行维护单位在异动后 24 小时内办理设备异动通知单分送地调
19、及有关单位； 但对改变系统结线的异动或施工当日需要由运行维护单位给予配合送电的设备异动， 筹建单位或施工单位应提前向设备所属运行维护单位办理设备预异动， 运行维护单位于施工前两个工作日将设备预异动单送交调度所， 并于施工当日工程结束后由运行维护单位立即向地调调度员办理正式异动手续。网改工程或改变系统结线（包括拆、装开关和刀闸）和改变运行方式的检修工程，有关单位应事先向调度所申报停电计划并随同报送设备预异动单， 调度所方予审批， 对未经同意安排更改系统结线的工程，调度所有权拒绝安排停电计划。新装输变电设备安装不合格，送电将影响安全时，运行维护人员有权拒绝送电，但应及7时汇报值班调度员和本单位领导
20、进行处理。2.1.11 35kV 及以上双电源用户，一般应按供用电合同或调度协议指定的一路电源用电， 如因故需要倒换到另一路电源用电， 必须事先取得值班调度员的同意， 并严格按照 调度协议有关规定进行操作。2.1.12 当电力系统出现下列紧急情况之一时：1.发电、供电设备发生重大事故或者电网事故；2.电网频率或者电压超过规定范围；3.输变电设备负载超过规定值；4.主干线路功率值超过规定的稳定极限；5.其他威胁电网安全运行的紧急情况。值班调度员可以调整日发、供电调度计划，发布限电等指令，当电网发生危及安全运行的紧急情况时， 地调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令， 厂站值班人员
21、不得 0 拒绝。在未得到地调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速告知设备所辖调度的调度员。2.1.13 被地调直拉的馈线，未经地调值班调度员的同意，各县（配）调及变电运行值班员不得自行恢复，送电时由地调发令或由地调通知变电值班员后委托县（配）调发令。2.1.14 与本局配调管辖的变电站 10kV 母线有联系， 但属地调管辖的各变电站主变 10kV 侧开关单元的倒闸操作，原则上均由地调委托配调发令操作， （即：仅主变停电时，主变低压侧开关委托操作至热备用；主变随低压母线的停电、送电时，其低压侧开关委托的起始与终了状态均为冷备用。 ）配调调度值班人员和变电运行人员不得拒绝
22、。2.1.15 合解环操作的管理：不同变电站 35kV、 110kV 系统合解环会造成电磁环网的操作应征得省调调度员的许可；跨地区 110kV 系统的合解环操作及开环点的变更应根据调度协议及省调的规定执行；10kV 系统的合解环操作，应先调整合解环母线的电压差（绝对值）至合适值，两侧电压差不超过 7%范围，合解环操作前应征得地调调度员的许可。第二节 调度管辖范围的划分2.2.1 福州地区电网调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，并充分考虑电力系统结构的特点和管理体制， 要有利于系统管理， 有利于电网整体性和调度管理权利和8义务的一致性来确定， 它不受制于资产所有权和设备经营权；
23、继电保护和安全自动装置等二次设备原则上跟随一次设备，按照“统一调度，分级管理”的电网运行原则。2.2.2 福州地区电网设备调度管理（管辖和许可）范围划分原则如下：1.福州地区内系统骨干发电厂，220kV 变电站内的 220kV 母线及母线设备，220kV 母联、旁路开关单元，220kV 馈线的开关、刀闸及其上述设备的继电保护和安全自动装置，地区内的 220kV 线路属福建省调调度管辖；2.福州地区电网内中小容量的发电厂、琅岐供电区内的变电站、市区 220kV、110KV、35kV 变电站的 10KV 母线以上设备（220KV 变电站省调管辖设备除外） 、35110kV 网络设备属福州地调管辖；
24、3.连江、长乐、罗源、闽清、闽侯、福清、平潭、永泰县（市）内的非主要发电厂（站） 、变电站、地区性网络分别由所在县调管辖；4.福州市鼓楼、 台江、 马尾、 仓山、 晋安供电区内变电站的 10kV 母线及母线设备、 10kV配电网络及设备属配调管辖；5.琅歧供电区内的所有 10kV 配电网络及设备属琅歧工区值班机构管辖；6.发电厂（站） 、变电站的厂（站）用电由各单位自行管辖，在线路上的备用厂（站）用电分别由线路所属调度机构管辖；7、福州电业局送电部运行维护范围内的 220kV 输电线路属省调管辖，但日常工作联系由地调代为转达。2.2.3 属于县调、发电厂管辖的 35kV、110kV 变电站其管
25、辖的设备如运行方式的改变将影响到地调管辖的设备安全或电能质量时，列为地调调度许可范围。2.2.4 地调调度员口头许可的范围：1.不同变电站或同一变电站但不同母线的 10kV 系统合解环；2.配调管辖的变电站 10kV 母联开关的运行方式；3.35kV 及以上电压等级的用户自备发电机组的运行方式；4.县调及用户管辖变电站的 35110kV 系统合解环操作及因倒闸操作引起的 110kV 主变中性点个数变化；5.配调管辖的 10kV 电容器消缺停役影响 AVC 系统、电压和无功力率的；6.新港变 10KV 备自投的运行方式；2.2.5 配调管辖的 10KV 备自投装置需进行带负荷做试验，应向地调办理
26、申请手续。2.2.6 福州地区电力系统调度管辖范围的划分应经福州电业局总工程师批准，变更时亦同。2.2.7 福州地区电网调度管辖范围的具体划分详见附录 A。9第三章 电厂的并网管理第一节 并网管理3.1.1 发电厂与电网并网协议是发电厂与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（或地方电网）并入福州地区电网运行，必须与福州电业局或所属县电力公司签订并网协议方可并入电网运行。3.1.2 发电厂并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同） 。根据平等互利、协商一致的原则，签订购售电合同 、 并网调度协议 。购/售电协议涉及电力市场运作、运行管理考核、
27、电网安全稳定等问题，商谈时应有电网调度部门代表参加，并在协议（合同）中体现相关的内容。3.1.3 对新建和改建的电厂，福州电业局根据发电厂建设项目立项批准文本，以及电厂向福州电业局提出接入电网运行的申请报告，与电厂签订并网调度原则协议 (作为机组并网前的调度协议),以规范并体现电厂接入电网的一、二次设备在设计、选型、建设等阶段电网对并网电厂的要求，以满足电网的安全运行需要。并网调度原则协议应在工程的设计、设备选型前完成签订。3.1.4 发电厂正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。福州电业局根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议,与发电厂正式签订并网调度协议。3.1.5
28、 签订并网调度协议，实行分级管理：1. 机组、升压站属地调管辖的电厂，应与福州电业局签订并网调度协议。2. 机组属地调管辖、升压站属县调管辖的电厂，应与福州电业局及相关电力公司签订三方调度协议。3. 机组属地调许可、县调管辖的电厂，应与相关电力公司签订并网调度协议并报地调核备。第二节 电厂并网运行技术要求3.2.1 并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及福建电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。3.2.2 地调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、10运行特性满足电网安全运行需要。3.2.3 频率变化的要求：发电厂设备满足：电网频率
29、48.5Hz 51Hz 范围能够连续运行；事故情况下，电网频率 47Hz48.5Hz、51Hz52Hz 范围不会跳闸。3.2.4 电压变化的要求：并网设备应满足电力系统电压和无功电力技术导则 （SD325-1989）和电能质量供电电压允许偏差 （GB12325-1990）的要求。在事故等特殊情况下，电网电压可以不受上述标准限制，但一般应不超过额定电压的 10。正常情况下并网点电压根据规定的电压范围运行。3.2.5 励磁系统要求：1. 发电机自动励磁系统要能稳定控制机端电压在规定的范围内运行。2. 为满足电网稳定要求，并网发电机的短路比不应小于 0.5。3. 并网机组的励磁方式应满足电网的运行要
30、求。4. 并网机组自动励磁装置至少应满足但不限于下列技术要求：（1） 励磁装置的额定电流应不低于发电机转子额定电流的 1.1 倍。（2） 对长线路零起升压时发电机的空载调压应有较低的下限，手动调节发电机的机端电压，最低电压应不大于 0.3 标么值。（3） 励磁系统的顶值电压为机组额定电压时的励磁电压的 2 倍以上(强励倍数)。（4） 励磁调节器的工作应是自动、连续动作，没有死区，自动和手动之间能平滑无扰动切换。（5） 调压精度应高于 1。（6） 励磁调节系统具有进相能力。（7） 应具有多种保护与限制功能。3.2.6 继电保护和安全自动装置要求发电厂应根据设备和电网的要求安装相应的继电保护及安全
31、自动装置。基本要求是：1.发电厂的继电保护及安全自动装置必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和福建省电网技术标准。设备选型、设计、调试、运行管理应遵循继电保护技术原则和有关反措要求。对于机组的失磁失步保护、过励磁保护、负序过流保护、低阻抗保护、主变零序保护等有关电网的重要保护技术方案及跳闸模式，在初设阶段就要报地调确认后进行设备选择，以满足电网运行要求。112.对于新建电厂，要求同步建设电厂和电网安全需要的安全稳定自动装置（含机组及电网故障录波）等二次系统，满足规定要求的接口规约和数据传输模式，并应完整、准确、可靠地接入地调主站。3.为提高电网频率稳定水平及电网解列后的快速恢复供电能力，水
32、电厂应配置高频切机和低频自启动装置（功能） 。3.2.7 调度通信要求并网电厂应按规定具备调度通信系统和信息通道，基本要求是：1.发电厂必须严格遵守国家有关法规、行业标准、电网运行准则和电力专用通信网规划及有关通信设备的设计、技术标准和运行管理规程。2.发电厂应严格遵循“福建并网通信系统并网实施管理办法”，按照光纤通信为主、调度交换系统与行政交换系统分离、 与地调通信网互联的通信设备选型和配置方案应按有关地调核准的文件执行， 配置的设备或系统必须能直接接入通信网管系统， 实现监视、 控制等功能。3.并网电厂涉网有关通信系统的设备配置、接入方案、长途电路全程联调大纲、工程验收范围和标准等内容，应
33、由并网电厂组织、地调参加涉网通信系统的初步设计、施工图设计审查会形成书面意见后方可实施。4.并网电厂通信站应投产达标（标准通信站） ，并通过地调组织的标准通信站复查。3.2.8 调度自动化要求：1.发电厂根据设备和电网要求，安装相应的调度自动化装置及关口计量装置。其中包括：（1） 远方终端装置（RTU）或计算机监控系统（包括：电厂与 AGC/AVC 相关的控制系统及设备） 。（2） 专用变送器或测控单元。（3） 关口计量装置。（4） GPS 卫星授时装置。（5） 功角/相位监测装置。（6） 网络及相应的安全装置。（7） 其他与电网及电厂安全有关的自动化装置。（8） 调度数据网设备。2.远动自动
34、化设备应具有满足与地调 EMS 系统通信所需的通信规约； 确保电力调度自动化信息完整、准确、可靠地传送至地调。123.电能量采集终端，必须满足与地调电能量计费系统通信的要求，采用满足地调规定要求的电量采集装置。4.并网电厂必须按照要求安装网络路由器，实现地调调度数据网的接入。电厂计算机监控系统以及接入调度数据网的有关系统应满足 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定和电力二次系统有关安全防护的要求，采取安全防护措施，部署防火墙、安装防病毒软件、备份系统等。5.并网电厂必须安装调度生产管理系统（DMIS） 或其终端，开通专用 DMIS 网络通道，利用 DMIS 实现调度生产管理流程。
35、6.所有发电厂内部的各类自动化系统，应设计合理，其整体必须能保证通过二次系统安全性评估。3.2.9 水情上报的要求并网水电厂应根据地调“水电站管理信息系统”的要求，按时上报水情信息。13第四章 电力系统运行方式编制和管理4.1.1 为了保证电力系统安全、稳定、优质、经济运行，依据上一级电网调度机构的要求和有关规定，并结合电网的实际情况，编制年度运行方式、月度调度计划、周、以及日调度计划和重要保电期运行方式。4.1.2 电力系统运行方式是指导电力系统生产和运行的技术方案，电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。4.
36、1.3 福州地区电网年度运行方式由地调负责编制，经福州电业局总工程师批准后执行。4.1.4 电力系统年度运行方式的编制要求应参照国家电网公司的规定，编制工作应规范化。电力系统年度运行方式全篇可分为上一年电力系统运行情况分析、本年度新（改）建项目投产计划和本年度运行方式三部分。4.1.5 编制年度运行方式内容：4.1.5.1 上一年运行情况分析：1.上一年内新（改）建项目投产日期及设备规范。2.上一年底地区电网规模。3.主要生产运行指标。4.地区电网生产运行指标的分析和评价。5.重要水电厂运行情况。6.地区电网安全情况总结和分析。7.地区电网在上一年运行中出现的问题。8.上一年度运行方式执行情况
37、。4.1.5.2 本年度新（改）建基础上的投产计划：1.110kV 及以上各项预计投产日期、设备规范。2.年度末电网地理接线图。4.1.5.3 本年度运行方式编制：1.福州地区按年及分月电力电量平衡。2.网络结构。3.潮流分析。4.短路容量计算。5.重要线路断面稳定水平分析。6.无功与电压分析。7.年度经济调度及经济分析。8.地区电网线损分析及预测。149.安全自动装置及低频减载装置配置方案。10.年度地区网络运行中存在的问题及改进措施。4.1.6 为了编制好下年度的运行方式,地调编制年度运行方式所需基础资料由有关部门和各县（配）调度提供，各部门和县（配）调应在 12 月 5 日前将有关资料提
38、供给地调，其它需要到年终统计后才能提供的数据须在元月 10 日前提供。4.1.7 计划部提供下列资料：1.上一年度的生产统计报表。2.本年度新（改）建项目投产计划及日期。3.本年度全系统主设备检修计划。4.本年度各厂站发电量计划及购电计划。5.本年度售电量、线损率指标。6.本年度大用户投产计划进度表。4.1.8 变电运行管理部门应提供的资料：1.所辖各变电站一次主结线图。2.所辖各变电站内的设备参数（包括主变、开关、刀闸、CT、PT、阻波器等） 。4.1.9 送电部应提供的资料：1.35kV 及以上的网络接线图。2.35kV 及以上输电线路及电缆的参数。4.1.10 各县（配）调、电厂应提供的
39、资料：1.配调所辖 10kV 配电网络接线图；2.配调所辖重要双电源用户的资料；3.配调应在每年元月 15 日前上报配电网年度运行方式；4.各县调应在每年元月 15 日前报各县网年度运行方式，并附上一年底的电网主结线图与地理接线图；5.地调下达切荷量安排的安全自动装置及低频减载配置与整定方案；6.地调下达切荷量安排的事故紧急及超电网供电能力拉荷序位；7.各水、火电厂年度检修计划及上网发电计划。4.1.11 季（月）调度计划的编制：4.1.11.1 本地区系统应编制季（月）运行方式的内容如下：1.根据预计的季（月）最大负荷、新设备投产日期、发电设备可调出力表以及设备检修进度表，按季（月）编制有功
40、、无功电力（电量）平衡表；2.季（月）地区系统设备检修进度表。3.季（月）重要设备检修的运行方式。4.发电设备可调出力表，可调出力应考虑季节性的变化和最大及最小出力限额；155.下达考核点、监视点的电压曲线。6.其他重要情况的说明。4.1.11.2 为了编制好下一季（月）的调度计划，各有关部门应于每季（月）末的 15 日前向地调送交有关资料：1.各部门报送下一季（月）的主设备检修进度表。2.基建部门送交下一季（月）新（改）建项目投产时间安排表。3.各有关部门提出对中枢点电压的偏移要求。4.1.12 计划部应于每月开始前两天将月度供、购电计划下达地调，以适应省电网内部模拟电力市场运营规则的要求。
41、4.1.13 日调度计划的编制：4.1.13.1 日调度计划应包括下列内容：1.福州地区电网每 15 分钟网供用电负荷曲线及日发电量预计。2.各管辖电厂每 15 分钟有功出力安排。3.各管辖电厂每 5 分钟无功出力安排。4.各变电站电容器的投、切方式（或 AVC 控制方式） 。5.批准设备的检修停役申请。6.主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求。7.预定的重大操作计划。8.检修方式出现薄弱环节的反事故措施。9.重要注意事项。4.1.14 为了编制好次日的调度计划，各有关部门应按设备检修管理中的规定时间向地调办理设备检修的停役申请。各县（配）调及各电厂应在每日 11：00
42、时前上报后两日检修停电负荷、预计用电量、发电厂每小时预计出力及日发电量。4.1.15 为优化电网调度，确保电网安全、优质、经济运行，调度部门应预先编制年度、季（月）度、日运行方式和节假日及特殊时期保电运行方式。4.1.16 遇节假日及特殊时期保电时期， 按照上级的要求， 地调根据省调编制的主网运行方式，制定地区电网保电方案，并报送省调备案。16第五章 设备检修管理第一节 设备检修管理的任务5.1.1 地调调度管辖范围内的发电、供电设备的计划停役检修应服从局生技部统一安排，按局下达的月度检修停电计划和批准的设备停役时间进行。5.1.2 设备检修管理的任务：1.结合设备运行状况，依据设备检修及预防
43、性试验规程，统筹安排检修计划，提高设备健康水平；2.合理安排设备检修计划，使地调、配调、县调及厂站管辖设备的检修安排协调一致，保证电网和设备的安全，提高供电的可靠性；3.坚持计划检修的准确性和严肃性，结合实际情况，滚动优化检修计划。第二节 设备检修管理的要求5.2.1 调度管辖设备的检修，凡影响系统出力、改变系统运行方式、涉及对用户停电，都必须纳入设备检修计划。5.2.2 各县（配）调、琅歧供电区值班机构、发电厂（站） 、涉及地调管辖或许可范围内的设备检修工作、 次月技改需停电的工作以及当月检修因故未排上但仍需次月重新安排的检修工作，均应纳入调度检修计划。5.2.3 各单位次月有关地调管辖设备
44、停电检修计划应于每月 15 日前报局调度所，由调度所汇总后上报局停电平衡会进行平衡确定，由生技部于月底前下达各单位。5.2.4 各单位次月有关地调管辖设备滚动停电检修计划应于每月月底前上报局调度所，由调度所汇总后上报局滚动停电平衡会进行平衡确定，由生技部每月十日前下达各单位。5.2.5 主变或主变开关停役有影响 10kV 电压等级，变电站(集控所)向地调办理该申请时，应同时向配调办理申请报备手续，以便地调与配调相互协调。当全站停电检修需地调或配（县）调安排倒供线路站用电时，应在办理停役申请时特别说明，以便地调或配（县）调安排。手车开关办理检修申请时，应说明现场有无备用开关替代。5.2.6 地调
45、管辖范围设备检修引起局配调运行方式的变化，地调检修专责应于检修前两个工作日向局配调计划管理人员传达初步意见，正式操作由值班调度员下达配调值班调度员。175.2.7 地方电厂的设备检修申请应根据调度协议的规定办理。5.2.8 向地调办理设备停役申请时，术语应简单、明了、规范。5.2.9 按计划的线路停电工作，其工作票应在停役前两个工作日送交调度所。但星期一的停电工作票应在星期五 16 时前（节假日后第一天的检修在节假日前两个工作日 16 时前）送交调度所。5.2.10 月度停电检修计划下达后各单位不得任意更改。凡停役检修后将影响系统结线、设备参数或改变有关相序、 相位的检修工作， 均应在办理停役
46、申请手续时附上异动前后的图纸和说明，否则调度所将按正常情况处理，引发的后果由办理该停役申请的单位负责。5.2.11 与一个设备的计划检修相配合而不影响运行方式的其他设备检修，可随时向值班调度员提出申请， 但配合进行的设备检修时间不应超过计划检修设备的时间， 这类检修申请当值调度员可根据实际情况批准。这类检修不作为临时检修统计。5.2.12 值班调度员有权批准当班能完成且对用户和系统运行无明显影响的临时性检修。5.2.13 在运行中发现设备缺陷必须立即停电检修时，可随时向当值调度员说明情况并提出申请。 凡影响用户用电者应向调度所申请， 并由停电通知人员负责通知有关主要用户后予以批准。但对影响面大
47、的临时性检修，应报局分管生产的领导批准。如果设备缺陷严重，不能坚持运行到调度批准检修的开始时， 现场值班人员应根据现场事故处理规程处理， 并立即向值班调度员报告。第三节 设备的停役与批复5.3.1 属地调管辖设备在月度检修计划中虽有安排，各单位仍应(通过数字变电系统)办理设备停役申请手续， 未开通网络办理申请的单位， 也应按规定提前时间通过电话向地调办理申请，要求如下：1.地调管辖的厂、站设备检修申请，统一由各申请单位在规程规定的时间内(通过局数字变电系统)向地调提出申请，局配调管辖的设备检修需停用地调管辖设备时，由局配调在规程规定时间内(通过局数字变电系统)向地调提出申请， 各县调 （电厂、
48、 琅歧工区值班机构）管辖的设备检修需停用地调管辖设备时，由各县调调度员（电厂值班长、工区值班员）在规程规定时间内(通过调度电话)向地调值班调度员办理申请手续。2.220kV 线路检修申请由送电工区值班员或工作票签发人按省调规定提前时间向值班调度员提出,值班调度员接到申请后，应立即(通过省调检修管理系统)向省调办理申请手续。183.设备检修或试验在月度检修计划中虽有安排， 各设备运行单位仍须按规定时间由运行人员通过“数字变电系统”提出申请，若因通道或网络故障及设备故障无法登陆“数字变电系统”时，可由运行人员向地调值班调度员提出电话申请（事后仍应进入系统补办申请） ，设备的检修申请， 运行单位应在
49、检修前 2 个工作日 10 时前提出， 地调应在前一个工作日 17时前批复。运行单位 10 时后提交的申请则视为下一个工作日提出申请处理。4.凡涉及供电承诺的检修工作应提前 10 个工作日提出申请，由地调检修专责于前 8 个工作日向有关县（配）调、琅歧供电局工区值班机构计划管理人员传达初步批复意见，正式批复仍由值班调度员通知申请单位。超过以上规定的停役申请时间调度可以不予批准。5.停役申请单应填明停役设备的名称、工作内容（检修项目） 、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、设备状态等规定，且内容应完整、准确、明了。6.电厂设备的停役申请由值长提出，集控
50、所、变电站的停役申请由值班长提出，线路工作的申请由工作票签发人提出。电厂、集控所、变电站接受已批准申请、接受工作许可令和汇报工作结束等事宜， 均应由上述人员与地调调度员联系； 线路工作许可令和汇报工作结束由工作票负责人与地调调度员联系；7.属局配调、 各县调管辖地调许可的设备检修， 均由设备运行单位向局配调、 县调提出，局配调、县调接到此类申请后，应及时向地调办理申请，该设备的检修申请管理视同地调管辖设备的检修管理。10kV 电容器组的停役检修，当日内能够完成的，配调只要向地调办理口头许可手续；当日内不能完成的，配调应按规定向地调办理（或补办）设备停役申请；电容器组具备投运恢复到热备用后，配调
51、应及时通知地调调度员，以便将该电容器组纳入 AVC 系统的管理。5.3.2 地调调度员通过数字变电系统发布检修申请批复的同时，通过电话通知受令人登陆数字变电系统确认， 各厂站值班人员及配调调度员应立即上网确认停役申请的批复， 并及时将地调批复的有关事宜通知本单位有关人员。5.3.3 重大计划检修及技改、基建施工停电检修及申请管理：1.对于重大计划检修、技改项目及基建施工停电安排，有关单位应至少提前 7 个工作日上报施工停电方案及申请。施工停电方案应包括停电施工及检修内容、停电措施、进度安排及现场施工的安全措施等；2.若该设备停役期间现场一、二次设备异动，造成设备复役时需要安排设备全压冲击、核相
52、、带负荷调试（如带负荷校核有关保护向量）等试验项目，在安排设备停役前，有关单19位除提供上述施工停电方案外，还应同时向地调申报调试方案（包括设备异动范围、新设备启动范围、调试进度安排及需要安排的试验方式及试验项目） ，并至少在设备恢复送电前 7个工作日办理设备启动申请；5.3.4 设备运行单位应按批准的检修时间开始检修，如不能按时开工，应该取消该设备的检修计划。由于客观原因确实无法按时开工者，且在原批准时间内可以完成检修的，说明原因后原申请仍可继续使用；否则应另行申请或提出申请时间顺延，但必须重新得到批准。设备的检修内容已经结束但设备因故仍然不具备送电条件的，设备运行单位应提出申请时间延期，或
53、将该申请办理终结后随即重新办理新的申请，否则地调不让该申请办理终结。发电机组和 35kV 及以上输变电主设备非计划性检修 （不包括由于开关跳闸达到规定极限次数的临修）必须提前 6 小时向地调办理申请手续，经调度平衡后确定是否批复。凡需延长设备检修工期的单位， 除应说明延长工期的原因外， 还必须在原检修结束时间的前一天11 时前办理延长手续，地调将于当天下午 17 时前批复。凡未按规定时间提前办理发电机组和 35kV 及以上输变电主设备非计划检修或计划检修延期的申请手续， 即使调度批复了该申请，也不影响事故调查规程对其的考核规定。地调对未批复的申请可保留 12 天，超过 12 天未批复则作废，若
54、设备运行单位仍需检修应重新申请。5.3.5 发电厂和变电站内的设备停役检修和试验时间的计算是从设备开关断开或退出备用开始到设备重新投入并网运行或恢复备用时为止。 断开设备开关和投入运行的操作时间以及检修前后的试验工作时间都包括在停役检修或试验时间内（不包括配合设备检修的系统转电、负荷转移和倒排等操作时间） 。电力线路检修时间的计算是从线路开关、刀闸断开并接好地线具备工作许可条件时开始，到值班调度员得到有关线路的检修人员已全部离开，临时接地线已全部拆除，可以恢复送电的报告时为止。5.3.6 带电作业工作负责人在带电作业开始前应与值班调度员联系，经许可后方可开始工作，带电作业结束后应及时向值班调度
55、员汇报；在带电作业过程中如设备突然停电，带电作业人员应视设备仍然带电，工作负责人应尽快、主动地与值班调度员联系，值班调度员未与带电工作负责人取得联系前不得强送电。220kV 送、 变电设备的带电作业不需停用线路重合闸或特约跳闸不强送时， 无须按 5.3.1条规定预先提出申请，要求特约线路跳闸不强送时应在作业前向值班调度员办理口头申请，地调调度员应尽速向省调调度员转达申请， 取得省调调度员的同意后方可许可带电作业； 对停用继电保护、改变结线等带电作业应按 5.3.1 条规定办理申请手续。110kV 及以下带电作20业须停用线路重合闸或特约跳闸不强送时， 可以随时向值班调度员提出申请， 经值班调度
56、员同意后方可进行带电作业。5.3.7 地调管辖省调许可设备的检修，由设备运行单位向地调提出，由地调调度员按省调规定向省调办理申请。5.3.8 设备检修虽已批准或已开工，但如系统需要，地调调度员可根据现场情况，经协商后正式指令其不要开工或停止检修，将该检修申请作废并恢复设备的运行。5.3.9 地调管辖的设备停役检修须征得省调批复或借用省调管辖的设备时，调度检修专责应提前两个工作日 10 时前批复，并通知值班调度员；值班调度员应提前两个工作日查阅运方已批复的申请单，凡涉及需向省调申请的，应按规定向省调办理申请手续。跨越节假日的申请相应提前。5.3.10 属送电部、变电部代维的用户产权的设备要求停电
57、检修时，送电部、变电部应通过签订代维协议的责任部门与用户沟通意见一致后向调度办理停电申请手续；属用户管辖且未签定代维协议的设备要求停电检修时，用户应持单位介绍信到调度所办理申请停电手续， 但对已建立有调度关系的用户， 可由用户有权与调度联系的值班人员随时电话联系停送电事宜； 属用户管辖的线路要求在我局变电站内进行工作时， 用户除向调度办理停电手续外，还应向运行设备所属运行维护单位办理进入变电站工作的工作票手续。5.3.11 外单位因基建施工等原因需要我局线路设备停电时，应由申请单位持单位介绍信向设备所属设备运行维护单位提出； 设备运行维护单位应负责审查停电的必要性， 再确定停电范围， 并向调度
58、办理停电申请手续以及将批准的停电日期通知申请单位； 调度所只根据设备运行维护单位确定的停电申请单和停电范围按规定办理停电安全措施。5.3.12 设备检修的接地管理：1.电气设备检修前，工作许可人（或签发人）应根据安规的要求审核工作负责人提出的停电范围和安全措施，并按调度规定的四种状态选择设备的检修方式，然后提出申请。2.设备停役时，现场应根据调度员下达的综合指令，做好规定的接地措施。如果工作中须将这些接地措施拆除从而影响复电综合指令的状态时，必须得到调度员的许可。3.除了按调度指令所做的安全措施外， 现场如须在同一个电气设备的停电范围内增加临时地线，而且不影响设备状态的，应由现场值班人员负责，
59、可不必请示调度员。在工作结束时必须将临时地线拆除（保留调度指令的安全措施） ，方可向调度汇报工作结束。4.变电设备检修因工作需要（如试验、拆除连接线等）改变调度指令的接地措施位置，不影响设备状态时， 可以不经调度员的许可， 但工作结束时仍必须恢复原状态后再向调度员汇报。输电设备检修因工作需要（如电缆试验、拆除连接线等）拆除调度指令装设的变电站接地措施时， 由工作负责人按工作票要求向值班调度员提出， 值班调度员按规定指令变电运21行人员进行操作，工作负责人在工作结束后（此工作结束并非工作票终结）应立即汇报值班调度员即行恢复原接地措施。5.电缆线路一端与 GIS 开关连接时，因受连接方式的限制，工
60、作过程中，如要进行电缆主绝缘检测，工作负责人应持相应的线路第一种工作票向调度值班员申请断开 x x 线路接地刀闸，在获得许可后，必须逐相断开电缆与架空线引线，并将此处的接地线保持在架空线路侧后进行， 每相绝缘检测完毕后， 即行恢复所断开的引线， 直至三相绝缘全部检测完毕后，工作负责人应立即向调度值班员汇报。 调度值班员接到汇报后， 下令合上 x x 线路接地刀闸。对以上所做的工作应在工作票中列出。 调度部门根据电缆主绝缘检测工作的需要及以上工作程序，除了特殊情况外，应许可电缆工作负责人对相应 GIS 开关转冷备用状态的申请。6.线路测参数工作由设备所属运行维护单位向调度办理停电申请手续，并将测
61、参数过程、 要求在线路工作票中列出。 地调只根据设备运行维护单位确定的停电范围和停电申请单按规定办理停电安全措施。 在实测线路参数前， 由工作负责人按相应的工作票要求向值班调度员提出将线路各侧转入冷备用状态， 值班调度员按规定指令变电运行人员进行操作， 并履行调度许可手续。工作负责人在实测线路参数工作结束后（此工作结束并非工作票终结）应立即向值班调度员汇报实测线路参数工作结束， 线路各侧可以转检修状态， 值班调度员即行恢复线路各侧原接地措施，并再次履行工作票的调度许可手续；7.厂、站、县（配）调、工区值班及专线供电用户的值班人员根据工作票上的要求在经调度批准停役后的设备上装设的临时接地线，在检
62、修工作结束后，值班人员应按安规的规定先拆除临时接地线，再向值班调度员汇报工作终结。5.3.13 继电保护及安全自动装置的定期试验和检修管理：1.继电保护及安全自动装置的定期试验和检修申请按 5.3.1 条办理。与一次设备检修相配合的继电保护及安全自动装置的定期试验和检修也应履行申请手续。2.继电保护及安全自动装置的定期试验和检修时间的计算，是从装置退出时开始,到装置重新投入运行时为止，装置投退所进行的一切操作时间均计入检修时间内。3.经批准的继电保护及安全自动装置的定期试验和检修， 在试验与检修时间内，若工作票要求解除该装置所属的某些出口压板,且这些出口压板的解除并不影响其他运行设备的保护方式
63、时，可以不经调度员的许可，但工作结束时仍必须恢复原状态并向调度员汇报。5.3.14 电力通信网路的检修管理：1.与地调有业务关联的通信网路（电路、设备）异动、检修、停役均由地调负责审批，与县调有业务关联的异动、检修、停役由县调负责审批。222.电力通信网路 （电路、 设备） 检修是指针对本机及其直接互联通信链路进行指标检测、故障修理。网路异动的范围包括：在已投运设备中开通新（带宽）业务；投运设备停、退役；承载的业务内容、电路路由、时隙、接线、接口类型、速率等物理和逻辑等变更。3.福州电力通信网路（设备）的运行维护检修计划由设备所在维护单位负责编制、报批和实施。检修计划的编制、报批应与电网一、二
64、次设备检修相结合，避免重复停电。4.对于与省调有业务关联的通信网路设备且不影响电网生产的检修申请由设备所在地点维护班组向地调通信调度提出，填写福州电业局通信设备（电路）异动检修申请书，由地调通信调度报送省调通信调度审批， 经批准后， 办理通信工作票， 经许可后进行通信设备 （电路）的检修。5.地调所管辖的通信网路设备且不影响电网生产的检修申请，由设备（电路）所在通信维护班组向通信调度提出，填写福州电业局通信设备（电路）异动检修申请书，经批准后，办理通信工作票，经许可后进行通信设备（电路）的检修。6.影响电网生产（如涉及保护、自动化、安控等重要业务）的通信检修由设备所在地的维护班组向地调通信调度
65、提出书面申请，检修申请应详细描述检修时间和内容、影响范围、安全措施等，必要时可附图说明。检修申请经各相关专业专责、领导批准后，地调通信调度通过数字变电系统， 经变电运行管理部门按照省调设备检修规定报送省调审批， 地调通信调度应同时向省通调申请。通信检修如发生设备（电路）异动，应在工作完成后向通调填报设备（电路）异动申请书，并进行确认，由地调通调向省通调办理并确认设备（电路）异动申请书。7.当电网线路检修、电网建设（基建、技改等）影响通信系统运行时，由该项目实施单位书面通知地调通信调度， 通信调度在接到通知后应根据通信检修流程及相应承载的通信业务，编制迂回和转接方案，通知维护班组执行。8.通信网
66、路检修工作均需办理工作票，指定工作负责人。影响电网生产（如涉及保护、自动化、 安控等重要业务） 的通信检修应填写变电第二种工作票， 变电站运行人员许可保护、自动化、安控等重要业务的退出，地调通信调度许可通信设备的检修，工作班组经许可后工作。不影响电网生产（如涉及保护、自动化、安控等重要业务）的通信检修应填写通信工作票，经地调通信调度许可后工作。工作的开始、过程、结束各阶段，工作班组均应与许可人保持电话联系。5.3.15 电力通信网路的故障抢修管理：福州地调通信调度负责电力通信网路故障的受理工作。通信设备所在地通信维护班组23发现通信网路故障应马上向地调通信调度汇报情况，并组织紧急抢修和消缺。1
67、.对于未影响电网生产的通信网路故障， 地调通信调度员根据设备所在地通信维护班组或用户提供的情况启动通信故障处理通知单，并协调故障处理。2.对于已经影响或判断可能影响电网生产的通信网路故障， 设备所在地通信维护班组应马上向地调通信调度汇报情况， 并组织紧急抢修和消缺。 地调通信调度员应及时向故障现场所涉及的有关专业负责人、地调电力调度通报有关故障影响情况和抢修消缺工作的进展情况。3.对于影响到线路保护、安全自动装置及电网和厂、 站安全的自动化装置等系统运行的通信设备（电路）出现临时故障时，地调通信调度员应首先通告地调电力调度，如判断 24小时内无法恢复时，同时组织应急通信通道，通信设备（电路）所
68、在地的通信维护班组应按照地调通信调度员的要求组织调试开通、 启动应急预案且在测试合格后交予现场保护和变电运行人员，并由其确认完毕，方可由电力调度下令操作通信通道投入。应急通信通道应在原通信通道抢修成功后办理倒换申请。4.当保护专用载波机出现异常或保护装置出现通道异常等缺陷时， 变电运行人员应同时及时通知调度部门及检修部门，有关人员应积极快速反映，及时组织缺陷处理，对于 I 类缺陷，应保证 24 小时内消缺。在故障定位困难时，保护、通信两个专业应不分界面密切配合共同解决问题。保护、通信专业在各自负责管理的设备上进行工作时，其工作票的签发及工作负责人由负责管理的相应部门专业人员担任， 需要另一方配
69、合相关的工作时， 应事先通知其专业所在的部门， 配合的专业部门的人员应做为工作班成员列入工作票并积极主动地配合做好相应工作。5.因临时检修、紧急抢修、消缺等处理所引起的福州电力通信网路需要发生异动时，通信维护班组应立即向地调通信调度员办理口头许可手续并按照现场工作规程进行操作， 在异动工作结束后，检查有关资料、图纸与实际是否相符、是否详细，依照工作现场规程做好现场移交给有关专业（用户） ，并经有关专业（用户）校核、确认异动后的通信网路是否可用、能否投入，工作完成后向地调通信调度汇报，并补办通信设备（电路）异动手续。5.3.16 自动化设备的检修管理：1.自动化装置及其相关设备检修，对不影响四遥
70、功能的工作，在检修开始前，检修单位应电话通知地调自动化人员，得到许可后方可开始工作；对影响到四遥功能的检修工作，应由检修单位通过 “数字变电系统” 提前提出申请， 并在申请中对影响四遥功能情况予以说明，由自动化组人员批复后方可开始； 涉及省调信息的， 由地调自动化人员接到检修的申请后应24尽快通过 DMIS 向省调进行检修申请，得到省调批准后，方可批复工作，检修工作完毕投入正式运行前，检修单位应与（省调）地调自动化人员校对自动化信息的正确性，确认后方可办理工作终结手续。2.输电线路改造或通信设备检修等，如影响自动化通道时，通信专业在审批时应列出受影响的通道清单，并由通调值班人员通知自动化人员；
71、当通道恢复后，通调值班人员应及时通知地调自动化值班人员；3.更换关口电能表、PT 及 CT 前后，厂、站运行人员应及时异动通知地调值班人员，由地调值班人员通知自动化人员修改数据；4.断路器、 隔离开关以及 PT、 CT 二次回路检修完成后检修人员必须及时与地调自动化人员核对远动信息的正确性。5.调度主站系统、调度数据网络进行检修时，进行影响到通道的工作时，须提前通知通调值班人员，得到确认后方可开始工作。进行影响到变电站四遥的工作时，须提前通知地调值班人员和变电巡检站（集控所）监控人员，得到确认后方可开始工作。工作完成后，必须通知通调值班人员、地调值班人员和变电巡检站监控人员，确认后方可工作终结
72、。25第六章 新建、改建、扩建设备启动投产管理第一节 启动投产的过程管理6.1.1 系统内新建、改建或扩建工程，必须由地调按设备管辖范围参加设计审核工作。6.1.2 属地调管辖的新建、 改建或扩建的设备投入运行， 应在投入前 60 天(两个月前)由筹建单位向地调提供下列书面资料：1.设备一次电气结线图；2.继电保护和安全自动装置二次接线图以及保护说明书（包括厂家的白图） ；3.主要电气设备规范和参数：（1）变压器：额定容量、电流、电压，型式，相数和接线组别，铜损、铁损，短路电压，空载电流，零序电抗，实测零序阻抗，有（无）载调压器分接开关数据等。（2） 架空线路： 导线规格、 排列方式及线间距离
73、， 线路长度及路径图， 110kV 和 220kV线路实测正序和零序阻抗、电容电流。（3）电缆线路：型号，额定电流、电压，电缆长度，实测正序和零序阻抗、电容电流。（4）开关刀闸：型号，额定容量、电压、电流和开断容量。（5）CT、PT：型号，额定电压、额定电流，绕组数量，磁饱和特性等。（6）负荷资料：总容量及重要用户情况。（7）发电设备：型号，额定容量、电压、定子电流、转子电流、力率、转速、同步电抗、暂态电抗，惯性常数，空载特性、短路特性、调速器转速自动调节系统特性，P-Q 曲线，火电机炉特性，水电水库调节特性等。调度所在收到上述资料后于预定的投运日期前 5 个工作日内书面下达继电保护定值。6.
74、1.3 新建、改建和扩建设备应在投入电网运行前 20 个工作日由筹建单位向调度所报送启动调试方案和预定的投运日期， 运行单位向调度所报送现场运行规程 （包括开关允许切断故障电流的次数） 、已批准的运行人员名单、通信电话号码、并在投运前 7 个工作日向调度办理启动申请手续。调度所在试运行前下达下述规定及方案：1.调度管辖范围的划分和具体业务联系的规定。2.新设备的正式命名和编号。3.新设备投入电网试运行的启动方案。4.地调值班调度员名单。266.1.4 新建、改建和扩建设备投入运行时的现场操作联系人为：在发电厂为当值值长，在变电站为当值班长。6.1.5 凡是由于资料不全或未交接清楚的、或在安全上
75、和经济上不具备独立运行条件的新设备以及不具备传递远动信息和调度通信手段的新工程， 调度有权拒绝安排该设备或工程投入电网试运行。6.1.6 在原有的带电母线上接入新的设备（如接入母线的隔离开关，新延伸的母线等） ，凡接入带电系统后， 无法再进行检查和操作验收的设备， 应在接入前由筹建单位组织生产单位经过验收合格，确认相序相位正确可以接入带电系统时，方可提出停电申请，经批准后，再进行接入系统安装工作。6.1.7 待用间隔（母线连接排、引线已接上母线的备用间隔）应有名称、编号，并按设备管辖范围列入调度管辖。6.1.8 新设备试运行完毕经检验合格后，设备运行维护单位应向地调调度员报告 24 小时试运行
76、正常。6.1.9 非地调管辖的与电网连接的 110kV 电压等级的线路、 变电站新建、 改建和扩建设备投运前，均应由县调向地调报送新设备并网结线图、命名编号、线路、变压器的主要参数、启动申请报告和启动方案等，经批准后方可投运。若启动过程中对地调管辖设备有要求的，应提前 3 个工作日向地调办理申请手续。6.1.10 地方小电网、小水电和小火电联网前应与地调签订并网调度协议，并报省调备案。新增 35kV 及以上用户送电前应与地调签订供电调度协议。第二节 启动投产应具备的条件6.2.1 凡接入福州地区电网运行的新建、改建或扩建工程，其设备应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及省电网有关技术和安
77、全性评价的要求。6.2.2 凡接入福州地区电网的新建、改建或扩建工程，在项目可行性研究及设计阶段，应由项目管理单位通知有关调度部门参加审查； 项目设计技术资料应由项目管理单位在审查会议召开前 10 个工作日提供给有关调度部门。6.2.3 对新建、改建或扩建工程，启动投产前必须具备的条件如下，并由福州电业局生技部组织现场验收：1.现场设备验收工作已经完成，工程质量符合设计及安全运行要求，一、二次设备具备27启动条件，经启动委员会批准同意启动；2.对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前 10 个工作日向调度部门及运行维护单位提供实测报告（包括线路导线型号、长度、路径、与相邻线路同杆架设情况
78、及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数） ，对于开断接入线路，项目管理单位应在新设备投产前 5 个工作日向调度部门及运行维护单位提供上述实测报告；3.投产运行的各项自备工作已经就绪；调度关系及管辖范围的划分、设备调度命名核对无误；现场运行规程、事故规程以及制度等均已齐全；运行人员配齐且经过相关技术培训并考核合格；4.已提供给有关调度部门各专业及运行维护单位所需的技术资料齐全；5.现场已经收到有关继电保护、安全自动装置的整定通知单，并完成整定和调试工作；6.通信通道及自动化信息接入工作已经完成，调度通信、自动化设备运行良好，通道畅通，实时信息的数量和质量能满足调度运行的需要。7.新建、
79、技改、 扩建变电站相关自动化系统的接入申请（包括调度数据网的开通， 综自、电量 IP 地址的申请、至调度主站及所属集控所的通道、规约等相关问题） ，由筹建部门在开始接入前 3 个工作日向地调自动化组提出申请，其中涉及省调部分的，由自动化人员通过DMIS 向省调自动化处申请。申请批复后，在 15 个工作日内（110kV 变电站 7 个工作日）完成厂站端与省调、地调的自动化主站、集控所的联调。启动前 3 个工作日，筹建部门应向地调自动化组提交新设备接入自动化系统的验收（220kV 变电站需省调自动化处确认）及调试书面报告。 （筹建部门应向局生计部门（变电站自动化专责）提供综自系统及其设备接入集控系
80、统的验收报告，向地调自动化组提交新设备接入地调自动化系统（220kV 变电站需向省调自动化处提交）及电量采集系统的验收报告。 ）6.2.4 电厂机组首次并网前应具备的条件要符合省调规程的要求。28第七章 无功及电压管理第一节 基本原则7.1.1 电压是电能质量的重要指标，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 、 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 ，各级调度机构应对电网的无功配置加以分析，提出合理无功规划的建议，按照调度管辖范围划分，实行“统一调度、分级管理”的原则，做好电压和无功的运行管理。7.1.2 各级调度值班人员及现场运行人员应
81、经常监视并及时调整母线电压。按“逆调压”原则合理调整电压，在高峰负荷时，应使母线电压逼近上限运行；在低谷负荷时，应使母线电压逼近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之中均匀变化。控制母线电压的调整在满足电压曲线上下限的同时，还应注意使其他各侧电压值不超过额定电压的5%。7.1.3 地调调度员应掌握系统各中枢点、地区电网电压质量考核（监视）点的电压，当发现母线电压超出允许偏差范围时，应采取下列方法进行调整：1.调整发电机的无功出力曲线。2.改变变电站电容器的补偿容量。3.适当改变系统的运行方式。4.调整小水电出力。5.汇报省调调整。第二节 电压的监视和调整7.2.1 调整有载调压变压
82、器的调压开关位置。调整分接头时，应遵循下列规定：1.当变电站 220kV 母线电压低于-3（214kV）或超过+7（234kV）额定电压时，调整主变分接头，应经省调调度员的许可。2.有载调压主变并联运行前后，分接头位置应置于同一档位。调整分接头的操作一般应在 85%主变额定电流及以下的情况下进行。当主变过载 1.2 倍以上时，禁止调整分接头。3.有载与无载调压的主变须并联运行时，应将有载调压主变分接头位置调整到与无载主变相应的分接头位置（即两台主变并联运行后环流最小）后，再行并联。4.220kV 主变分接头每天变换次数一般不超过 10 次，110kV 主变分接头每天变换次数29一般不超过 20
83、 次，35kV 主变分接头每天变换次数一般不超过 30 次。5.属地调管辖又未纳入 AVC 控制的 110kV 双圈主变分接头由 10kV 母线所属配调调度员下令调整， 调整主变分接头前应经地调调度员许可。 地调调度员应经常监视地区电网电压，并督促配调及时调整电压， 必要时地调调度员有权直接下令调整主变分接头， 事后通知配调。7.2.2 电压监测考核以每月连续自动采集的表计为主，现场电压连续监测表抄得表计数据作为核对与分析， 人工手抄表数据应初步过渡到全自动传输数据， 调度所远动专业人员要经常检查远动设备的运行情况，及时形成并核对报表，于每月 1 日报送调度所电压专责人。7.2.3 各级调度值
84、班人员应经常监视本县 （配） 网无功力率和电压曲线在合格的范围内运行，并按照无功分层分区就地就近平衡和逆调压的原则进行调整。 无功力率和电压曲线超出合格范围时，首先应投切辖区内各变电站的电容器组，以改变本地区无功补偿量，不能满足时才调整主变分接头。需要调整地调管辖的主变分接头时，可随时向地调调度员申请。7.2.5 地区电网在低谷负荷时段因用户电容补偿装置没有退出造成功率因素指标超过考核要求时， 值班调度员应指令负荷控制中心值班员切除用户电容补偿装置。 负荷控制装置应将用户的电容补偿装置置于监控范围之内。7.2.6 未纳入 AVC 控制范围的 10kV 电容器组的常规性投、 切操作由变电运行人员
85、负责， 因系统需要超出常规性操作范围时，由配调负责下令操作。10kV 电容器组常规性的投、切原则如下：系统负荷高峰期时段（821 时） ，在电压不超过 10.7KV 或分区功率因素低于 0.95（滞相，下同）时，要求电容器组应尽量做到全部投入运行；低谷时段（22次日 7 时）在电压满足要求或分区功率因素高于 0.97 时，电容器组应尽量全部退出运行。投、切电容器组的操作必须遵循逆调压的原则。35KV 电容器组的常规性投、切操作由变电运行人员负责，因系统需要超出常规性操作范围时，由地调负责下令操作。35kV 电容器组常规性的投、切原则如下：系统负荷高峰期时段（821 时） ，在电压不超过 38.
86、5KV 时，要求电容器组应尽量做到全部投入运行；低谷时段（22次日 7 时）电容器组应尽量全部退出运行。投、切电容器组的操作必须遵循逆调压的原则，保证不向 220KV 系统倒供无功。7.2.7 电压管理曲线规定了每日不同时段电压控制点、 电压监视点允许电压偏差的上、 下限。7.2.8 各变电站中枢电压监视点值班人员应按下达的电压曲线认真监视母线电压，当电压水平超出偏差范围时，应立即报告有关调度员。7.2.9 发电厂应按地调下达的无功出力曲线带负荷， 并监视其母线电压， 自行调整无功出力。30当调整无效时应报告地调调度员。7.2.10 当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，发电厂值班人员应立即
87、自行加大发电机的无功出力（直至设备的最大限度） ，变电站值班人员应立即投入电容器组。当电压不见回升或继续下降时，应报告调度员迅速处理。7.2.11 发电机的自动调节励磁和强行励磁装置，均应正常投入，未经地调调度员的许可，不得任意停用。7.2.12 无功电压自动控制系统的管理：福州电业局目前无功电压自动控制方式的有：变电站自动化系统通过监控软件或 VQC装置进行就地电压无功自动控制简称 VQC 系统、 调度自动化系统通过高层应用软件 （PAS）进行远方遥控变电站主变分接头、电容器组以实现全网在线无功电压优化控制系统简称AVC 系统等两种无功电压自动控制方式，局生产管理、运行、检修部门、规划、设计
88、、基建等有关部门在无功电压自动控制系统运行管理工作中应遵照局 无功电压自动控制系统运行管理规定严格执行，做到各司其责，严格验收、精心运行、维护、保证设备投运率以满足电能质量，要求如下：1.地调负责无功电压自动控制系统的无功、电压边界定值的整定；负责 AVC 系统主站端及 SCADA 系统的运行维护；负责电网的网络拓朴及系统参数的修改和维护， 并做好相应数据库的维护；2.配调负责 AVC 子站系统的运行维护；3.检修一、二部应按检修管理制度做好检修工作。负责 AVC 系统的检修管理，按调度下达的定值单进行整定；4.电容器停役申请配调应在停役前征得地调许可， 工作结束后，恢复正常热备用状态时要及时
89、汇报地调，以便地调更改 AVC 系统中设备状态；5.配调申请主变低压侧停役申请时应注明或说明母线是否转检修， 停役前还需经地调许可；工作结束，电容器应在恢复正常可投热备用状态后及时汇报地调，以便地调更改 AVC系统中的设备控制状态；6.变电站（含变电集控所） 在主变或电容器组转到冷备用或检修状态时应先切到就地位置后再进行其他操作，设备复役后应切到远方位置；7.变电站（含变电集控所）发现 AVC 系统工作异常或电压越限仍未进行正常的控制时应立即汇报配调，由配调汇报地调，未经地调值班调度员同意，不得对电容器或主变分接头进行人工干预或自行投入 VQC 系统，地调值班调度员接到 AVC 系统异常的报告
90、时，应立31即将 AVC 系统中相应变电站退出“遥控”改发“不可控” ，并通知配调、变电站（含变电集控所）恢复该变电站人工控制模式；8.当变电站设备运行情况影响 AVC 系统正常运行时： 如主变分接头异常无法进行调整、主变过负荷、电容器因故停役、电容器因故减小容量、主变停役等情况时，变电站（含变电集控所）运行人员应将设备运行状况汇报地调、配调值班调度员，地调值班调度员应根据情况改变 AVC 系统的设置。 （改为“不可控” 、 “闭锁” 、或改变电容器容量） 。32第八章 继电保护及安全自动装置的管理第一节 基本原则8.1.1 电力系统继电保护及安全自动装置（简称保护）是保证电网安全运行的必备手
91、段，系统中任何运行设备不得无保护运行， 特殊情况需要在无保护状态下运行的， 必须采取措施并经总工程师批准。8.1.2 继电保护和安全自动装置（简称保护）的运行是电力系统、发电厂及变电站运行工作的重要组成部分。厂、站运行人员应熟悉保护整定值、基本原理及其接线，熟悉保护的运行规程和规定，并按规程和规定对保护进行正常监视、操作、运行检查和动作登记；监视交流电压回路，防止失去电压；监视负荷电流，防止超过规定值。各级调度人员应熟悉保护的运行规程和规定。8.1.3 继电保护必须满足国调及网、省调颁发的有关规程和反事故措施规定。8.1.4 继电保护装置的整定范围划分原则：1.继电保护整定范围一般与调度管辖范
92、围一致。按定值管理分工界面，各级管理部门必须负责对相应保护进行配置确定、接线审定、整定计算、定值编制、技术监督和运行管理。当整定范围与调度管辖范围不一致时（如主设备保护等） ，整定部门应将整定值、整定说明、运行规定、资料和图纸等，完整地提供给所属调度部门备案；2.调度管辖范围变更时，相关继电保护和安全自动装置应同时移交有关图纸、资料和定值单；一个月内由接管单位复核定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应；3.各级继电保护部门保护整定范围的分解点及其整定限额和等值阻抗网络（包括最大、最小正序、 零序） 应以书面形式明确， 共同遵守。 制定或更改时，
93、必须事先向有关各方提出，经各方协商确定。 上级调度部门必须在每年年初向下一级发布分界点系统侧的等值阻抗和定值配合条件和边界定值单； 下级调度部门应在每年年初上报地区电网侧的等值阻抗， 并将有关边界定值单报上级管理部门核备； 有交界面的同级调度部门间应相互提供等值阻抗、 边界定值配合条件及边界定值单备案。整定计算时应遵循如下原则：（1）局部电网服从整个电网；（2）下级电网服从上一级电网；（3）局部问题自行消化；33（4）尽量照顾局部电网和下级电网的需求；（5）同级电网间应相互协商，出现难以解决矛盾可申请上一级部门裁定。第二节 要求继电保护及安全自动装置的管理8.2.1 电气设备在投入运行之前，运
94、行值班人员应仔细检查并确认其保护装置在良好状态。8.2.2 地调管辖的电气设备的继电保护和安全自动装置的投入与解除、调整测试、改变定值等应按调度指令执行或征得值班调度员的同意后执行， 由现场运行人员进行压板操作。 不允许用断开直流电源的方法使微机保护退出运行。保护的试验、缺陷处理及更改定值工作，应按规定办理申请手续。如遇异常情况，应及时向值班调度员汇报，并按相关规定处理或报修，做好记录，必要时应和继电保护专责人取得联系，做好有关记录。当判明继电保护装置有误动作危险时，运行值班人员有权先解除该保护后再报告值班调度员。 当处理异常须退出已被闭锁的保护功能压板时(不影响其它保护功能的)，不必值班调度
95、员下达调度指令。8.2.3 继电保护定值的调度管理1.整定值通知单是现场整定和更改保护定值的依据，执行中带有强制性。按照谁管辖、谁整定的原则， 地调管辖范围内新投入运行的保护定值或原运行的保护定值改变， 应依照地调的定值通知单执行， 工作结束后一周内应返回定值回执单。 同时现场保护人员应向运行值班人员（或巡检人员）交底，并填写继电保护二次回路工作记录簿后，由运行人员向调度员报告，经核对定值单无误后，在定值单上签名，方可投入保护；2.当改变系统运行方式时，应考虑继电保护和自动装置的相应变更。地调管辖范围内电网结线的改变影响到 220kV 系统继电保护的协调时，地调应事先取得省调的同意后方可进行；
96、3.微机保护在运行中修改定值必须先解除出口压板，定值更改完毕后应打印新定值清单，经核对无误后方可投入运行。微机保护已固化好的成套定值，由现场值班人员进行换区更改，此时仍应先解除出口压板。4.如遇临时性运行方式或事故抢修运行方式，需要变更保护定值时，可由调度员直接下达调度指令进行更改，双方应做好记录并进行核对。5.对于省调通过调度生产管理信息系统下发所负责的继电保护定值单， 应按规定在投运前由运行值班人员与省调调度员核对定值单编号并汇报执行情况， 经核对无误签名后方可投34运；若执行定值有偏差应报告继电保护专责，由其决定是否继续执行。定值单应该按照要求的期限执行，并在 DMIS 流程中填写执行情
97、况（包括现场执行情况、软件版本等） ，执行完毕后 5 日内将流程返回。为安全及可靠备份，继电保护专责、变电站必须具备纸质的定值单 1 份。8.2.4 继电保护和安全自动装置的调整、检验、测试、更改定值等，都必须订出计划，尽可能配合一次设备停役时进行。8.2.5 在系统发生事故等不正常情况时，调度人员应根据断路器及微机保护装置的动作情况处理事故；根据短路电流曲线或微机保护测距结果，确定巡线范围，做好记录并及时通知有关人员。主设备发生事故跳闸后， 现场运行值班人员应详细检查继电保护和安全自动装置的动作情况，并详细记录。在调度未发令送电前，不得将该主设备保护的信号复归。8.2.6 每次保护动作后，变
98、电运行值班人员应详细检查保护和安全自动装置的动作情况以及微机保护打印的报告，准确记录动作时间、跳闸开关及相别、动作的保护名称、每个掉牌及光字牌信号、各保护装置的灯光信号以及液晶显示器内容等，同时向有关值班调度员报告。220kV 系统保护动作后，运行值班人员除向省调汇报外，还应向地调值班员报告。8.2.7 各县电力公司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。8.2.8 电压互感器二次回路的管理1.同一电压等级的两组母线 PT 一次侧未并列之前， 二次侧不得并列， 防止反充电失压。2.当母线停役或电压互感器停役，应向
99、地调提出申请，如由该 PT 供电的保护属于省调管辖，还应向省调申请。3.PT 失压时， 现场应按现场规程规定将会误动的保护解除 （但对于 RCS、 CSC、 WXH系列线路保护， 由于在解除距离保护的同时会将过流保护解除， 故不得将上述设备的距离保护解除） 。8.2.9 母线保护1.自适应母差保护能够适应母线的各种运行方式，母线倒排操作时，母差保护必须投入。由于隔离刀闸主触头和辅助触点事件配合差异，总差流为零，但两段母线差动回路可能出现差流，如果此时恰遇外部故障，两段母差会误动。因此，倒排时，宜先投入互联压板，待倒排操作完毕后退出。2.当母差保护电流回路所涉及的相关开关在检修而母差保护在运行时
100、，应按相关规定35做好相应的二次电流回路的安全措施。 对于 CT 二次电流没有经过刀闸位置控制而直接接入保护的主变、母差保护设备，有： （1）全部 220kV 、110kV 微机母差保护。 （2）非微机的RADSS 型东郊 220kV 母差保护。 （3）全部主变保护。上述类型的保护其电流回路所涉及的相关开关（对于母差保护指 220kV 、110kV 全部间隔开关，对于主变保护指差动保护所涉及的各侧开关）在检修而母差、主变保护在运行时，要求： （1）相关开关和其两侧检修刀闸不能同时闭合，否则感应电流将影响运行保护，须将该开关 CT 接入保护的 CT 二次回路隔离。 （2）相关开关进行高压试验、C
101、T 的通流试验等有可能因电气或电磁联系而使运行保护的 CT 二次产生电流的工作时，须将该开关 CT 接入保护的 CT 回路二次回路隔离。相关部门在现场试验等工作时应做好相应的二次电流回路的安全措施， 变电部应根据以上要求做好相关现场运行规程的补充） 。3.直流电源或逆变稳压电源消失或差动元件故障应立即停用母差保护。4.电流回路断线告警信号出现后，母差保护被闭锁；母联电流回路断线会使母差保护失去选择性。必须尽快通知保护班，查明原因进行处理。5.解除母差保护时，应退出被解除段母差保护的所有出口压板；110kV 母差保护退出而母线继续运行时，要按稳定校核结果相应修改本站主变后备保护时间，在未采取措施
102、前，未投入母差保护的母线原则上不得倒闸操作。8.2.10 高频保护1.现场运行值班人员每天应按规定时间交换一次高频保护信号，并做好记录。如发现异常应立即报告调度员，确定是否停用高频保护，并通知继电保护班进行处理。2.高频保护在投入跳闸压板前及保护动作切除故障后，应检查高频通道一次。3.通信和保护合用高频通道设备时，任一专业要求对通道设备检修测试时，应办理申请手续。4.线路两侧高频保护原则上必须同时投入或退出，操作中要尽可能缩短不同时的时间。但在向线路进行充电试送电时，送电侧可以单独投入高频保护。5.采用三相重合闸的联络线改为单电源馈电线时，原则上受端保护及重合闸应解除，但只能断开跳闸压板（不能
103、解除直流保险） ，送端高频保护仍可投入运行。对长时间充电运行的线路，充电侧高频保护投入，但对侧高频保护电源断开。6.线路开关旁代时，旁代运行的高频保护通道及收发信机可以直接切到旁路保护屏，不必退出对侧高频保护，但操作时间应尽量短。7.当收发信机收信电平异常时，运行值班人员应向值班调度员汇报，退出两侧高频保36护，并通知保护班处理。8.出现下列情况时，应报告值班调度员同时退出两侧高频保护，做好异常情况记录，通知保护人员或通信人员进行处理，当天无法恢复正常的，应办理停役申请手续：（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） 收发讯机发出“装置故障”信号。（5）
104、 微机、集成保护发出“装置故障”信号。（6） 保护复用通道接口设备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。8.2.11 电流、电压及距离保护装置：1.对于带有交流电压回路的继电保护及自动装置（电压保护、距离保护、用电压闭锁的保护和带方向元件的保护以及低频减载装置等） 运行中不得使其失去电压。 当距离保护失去电压时，不允许切合距离保护的直流电源，必要时需停用距离保护；2.交流电压切换继电器的直流电源一般不应断开，如要断开时应将可能误动的距离保护退出；当在交流电压回路上工作时，应采取防止保护误动作的措施，必要时应向调度申请将有关保护退出运行。8.2.12 重合闸装置：1.设有检
105、无压、检同期重合闸的线路，当作为联络线运行时，大电源端投检无压，小电源端投检同期。不得两侧同时投检无压；2.全电缆线路重合闸解除，但电缆和架空线混合线路仍可投入重合闸；3.线路长期充电运行时，应将重合闸退出；4.重合闸装置应与线路保护同时投退。8.2.13 变压器保护1.变压器本体、有载调压开关的重瓦斯保护正常应投跳闸，变压器在运行中补油、滤油、更换潜油泵或更换净油器的吸附剂时，重瓦斯保护应改投信号，该工作结束后，经 4 小时运行并确认瓦斯继电器内无气体时，方可将重瓦斯保护投入跳闸位置。2.因测差动保护向量等原因需要将主变全部差动保护退出时，应按启动送电方案制定相关安全措施。3.除第 1、2
106、点所述工作外，若需将运行中变压器重瓦斯保护或差动保护退出时，应预37先制定安全措施，并经总工程师批准，同时限期恢复。4.主变过流（低压闭锁、复合电源闭锁过流等）保护跳母分开关压板的投切：当其动作时限与馈线后备保护动作时限相配合时，则单台主变运行时应投入；时限不配合时，单台主变运行时应解除。5.主变中性点不接地运行时，其相应的中性点零序电流保护不投，但应投入主变零序过压保护和间隙保护。当对主变进行停送电操作时，在投入该主变中性点接地刀闸前，应投入相应的中性点零序电流保护。8.2.14 旁路开关保护：1.旁路开关旁代线路开关运行时时，现场运行人员应核对旁路开关保护型号、整定值、CT 回路极性以及保
107、护和安全自动装置的投切方式均与被代线路开关相适应。2.旁路开关空送母线时，重合闸应退出。3.旁路开关代线路开关运行时的保护操作顺序：（1） 确定旁路开关保护定值及重合闸的方式与被代线路相同， 并按被代线路方式投入。（2）将被代线路高频收发信机及通道切换到旁路开关上构成高频保护，非旁代高频保护退出。（3）解除主变保护跳旁母开关压板。8.2.15 母联开关充电保护：1.检修后或长期备用的母线或旁路母线在重新投入运行前，应使用带有充电保护的母联或旁母开关经充电试运行正常后，方可投入正常运行。2.向线路进行充电时，可利用母联（旁路）开关的充电保护向线路试送电，正常后退出。3.新主变投运或主变大修后重新
108、投入时，应尽可能使用带时限的充电保护冲击正常后，方可投入运行。8.2.16 备用电源自投装置：1.装有备用电源自投装置的有人值班变电站或备投装置装有远方操作软压板的无人值班变电站， 在符合备投条件的运行方式下， 变电运行人员应投入备用电源自投装置并使之与一次设备运行方式相适应。 如运行方式要求解除备自投装置时， 由值班调度员向集控所值班人员发令操作。2.备用电源自投装置没有远方操作软压板的无人值班变电站，在装置调试正常后，集控所值班人员应按当时的一次设备运行方式正确投入备用电源自投装置， 随后因遥控操作引38起一次设备运行方式变化需现场切换备用电源自投装置时， 由值班调度员向集控所值班人员发令
109、操作。8.2.17 微机故障录波装置及故障信息处理装置应投入运行当出现装置发生故障、死机、失去电源或软盘盘满等异常时，现场值班人员应及时通知继电保护班处理。8.2.18 寻找直流回路失地，须断开保护装置直流电源时，应先经值班调度员的同意后，停用由该直流控制的所有保护装置，待直流电源恢复正常后，再恢复保护装置的运行。8.2.19 单电源的终端变电所运行时，受电端的线路保护和重合闸应退出，但保护和控制的直流电源不断开。8.2.20 35kV110kV 线路的合环转电操作应控制在半小时内完成， 此时可不调整保护定值，相应的继电保护和安全自动装置也可按原运行方式下的投切状况保持不变， 但应注意防止因潮
110、流突变而导致保护误动作； 转电解环后， 有关的继电保护和安全自动装置应与新的运行方式相适应。8.2.21 各厂、站内经常随一次设备的停送电而相变动的继电保护和安全自动装置以及 PT的二次切换，均由现场运行人员根据规定负责执行，调度仅下达一次设备的状态指令。这种变动仅适用于本规程明文规定的保护操作。其中有：1.随开停机变化的变压器过流保护；2.随中性点接地方式改变的变压器零序（间隙）保护及其跳闸压板；3.当旁母开关由母联转为旁代开关时，主变后备保护跳母联的压板应解除；4.PT 二次停电时，母差保护的电压闭锁回路；5.母联或旁路（或旁母）开关的线路保护和重合闸：（1）仅作为双母线连接的母联开关，只
111、能投入主变后备保护跳母联的压板，其余保护和重合闸均解除；（2）当作为旁代线路开关运行时，投入代线路保护和重合闸（含高频保护通道切换或二次回路切换） ；（3）当作为旁代主变开关运行时，投入代主变开关保护，投入主变跳旁路开关的保护压板，并解除该开关的代线路保护和重合闸；（4）旁路开关空送母线时，重合闸应退出。6.220kV 旁路（或旁母）开关的非全相保护。当作为旁代主变开关运行时，应投入。7.母联或旁母开关的充电保护。向本厂站的母线或主变充电时投入，充电正常后解除。8.母线 PT 的二次切换。9. 随 10KV 母分刀闸断、合而引起的主变低压侧复压过流跳 10kV 母联保护的投退。39第九章 倒闸
112、操作规定第一节 操作制度9.1.1 为了保证倒闸操作的正确性，值班调度员对一切正常操作均应填写调度操作指令票，并经审核后方可执行（单项操作以及事故处理允许不填写操作票） ；值班调度员必须对倒闸操作指令的正确性及符合系统要求负责。9.1.2 值班调度员在发布各种倒闸操作指令前应充分考虑到由于操作所引起的系统运行方式、联络线潮流、频率、电压、继电保护、安全自动装置、中性点接地方式、通讯通道、自动化以及消弧线圈补偿等方面的影响，注意避免工频及操作过电压、谐振过电压；严防非同期并列、带负荷拉合刀闸、带电接地线或带地线合闸，并应做好操作中可能出现情况的事故预想。9.1.3 调度倒闸操作指令实行统一的综合
113、操作指令和单项操作指令相结合的形式，原则上符合操作任务四种状态的操作，都使用综合操作指令，其他用单项操作指令。所谓综合操作指令系指在同一个操作单位内， 为了完成同一个操作目的， 必须由一个或多个设备单元（包括应操作设备单元所属的继电保护、安全自动装置以及 PT、CT 二次回路的切换）进行不可分割的倒闸操作指令。所谓单项指令系指为了完成某个操作目的， 仅需操作一个设备 （这个设备可以是一次设备，也可以是二次设备）的倒闸操作指令。综合操作指令和单项操作指令的现场具体操作步骤由运行值班人员根据调度操作指令的内容和目的按现场倒闸操作的有关规定拟定， 并对操作票与调度操作指令的内容、 目的之一致性和正确
114、性负责。值班调度员应按预先拟定的操作指令票发布操作指令， 指令票一般由副值填写， 正值审核。临时性的操作，应由当班拟写指令票，经审核后执行。9.1.4 调度操作指令不论采取何种形式发布，都必须使现场值班人员能够完全明了该操作的目的和要求；受令人如对指令的内容和目的不能明了时，必须立即向原发令人提出，直至弄清为止，严禁盲目操作。9.1.5 调度员在发布操作指令前，必须根据系统实际运行方式核对审查所拟操作指令票是否正确。操作后应及时改变模拟盘的运行方式，使其与现场运行方式相对应。9.1.6 发布和接受调度操作指令时，值班调度员和现场运行值班人员均应严格执行互报姓40名、单位、记录、复诵和录音制度。
115、在指令执行完毕后，受令人应立即汇报。9.1.7 对于大范围或较复杂的操作，如现场要求或操作本身需要预发操作指令时，值班调度员应提早发布预令。 对于同一个单位又不可连续操作的逐项操作指令 （需等待另一单位操作）可以一次预告完毕，但要在两条指令的中间加入“待令” ，表示前项操作指令完成后应立即汇报，同时必须等待正式接到调度指令后，才能接下去操作后一项指令。9.1.8 在执行倒闸操作中，涉及两个以上单位时，调度员必须在得到一个单位操作汇报完毕后，才能对另一个单位下指令进行下一项的操作，严禁无根据的跳项操作。9.1.9 正常倒闸操作应尽量在低负荷时进行，尽可能避免在雷雨、大风等恶劣天气、高峰负荷期间、
116、交接班期间和系统发生事故时进行操作，在进行复杂倒闸操作时不得进行交接班。9.1.10 地调管辖的设备操作，各单位必须按地调值班调度员的指令执行。属地调许可的设备操作，各单位只有得到地调的许可后方可进行。属省调许可的设备操作，地调调度员在发令前应得到省调值班员的许可后进行。 地调值班调度员在借用省调管辖设备进行操作时， 应与省调调度员核对借用设备的实际状态（包括继电保护定值、重合闸方式和保护 CT 方向） ，借用完毕后，应按原状态归还省调。9.1.11 现场运行人员同时接到两级以上调度发布的操作指令时，原则上应先执行最高一级调度机构发布的调度操作指令，如执行有冲突时（特别是对用户停送电考核有影响
117、时） ，应向发布调度指令的各级调度员报告， 由相关调度机构的调度员协商决定先执行哪一级的调度操作指令。9.1.12 严禁“约时”停送电， “约时”拆除地线和开工检修。第二节 操作的基本规定9.2.1 发电机或电网的并解列操作1.发电机与电网并、解列的操作，调度员只发布可以并、解列任务，具体步骤由现场值班人员按现场规程执行。2.准同期并列的条件：并列开关两侧的相序、相位相同，频率、电压基本相等。一般规定允许频率相差不大于 0.2Hz、电压相差不大于额定电压的 20；3.凡新投入或检修后的设备可能使相序紊乱时， 必须经核相正确后， 方可进行同期并列。检修后的设备核相工作由运行维护部门或检修单位提出
118、申请；414.系统解列时， 需将解列点电流调整至近于零， 并使解列的各部分电压均在允许范围内，方可进行解列操作；5.并解列前后调度员应通知有关单位。9.2.2 合解环操作：1.闭式网络或双回线须相序、相位相同始可合环操作；2.环状网络合环的电压差一般允许在额定电压的 20以内，也允许有一定的电角差，但必须考虑合解环时环路功率和冲击电流对负荷分配和继电保护的影响， 防止设备过载和继电保护误动作；3.凡跨越两个及以上 220kV 变电站的合解环操作都可能影响到系统的保护配合和运行操作，除报请省调调度员同意外，合解环应选择在有通讯条件的变电站进行，操作过程不得超过半小时；对于由单条 220kV 供电
119、且线路末端保护解除的终端 220kV 变电站，其 110kV网络合环时间不得超过 10 分钟；4.不同母线的线路合解环操作应使用断路器，同一母线的线路合解环操作可使用刀闸操作。与县电网或地方小水电站、小火电厂的合环操作，应使用有并列装置的开关；5.合解环前后调度员应通知有关单位。9.2.3 变压器操作：1.变压器在联接组别、相序相位相同、电压变比相等、短路电压值相等的条件下允许并列运行。 电压比在允许偏差范围内或短路电压值不同的变压器， 经计算在并列后任何一台都不过负荷的情况下， 也允许并列运行。 变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的 105%；2.对变压器送电时的要求：（1）变
120、压器的充电应尽量选在有保护装置的电源侧用断路器操作，应先合电源侧开关（停用时应先断开负荷侧开关） ；（2） 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） 。（3） 要考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。（4） 在变压器发生故障跳闸后，能保证电网稳定。（5） 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。（6） 变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸。423.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停役变压器的操作；4.110kV 及以上的变压器停送电操作均应在该变压器中性点接地时进行，用变压器开关向大电
121、流接地系统的母线进行充电时，现场运行人员必须确认变压器该侧的中性点接地，以防止操作过电压；5.110kV或220kV侧开关处于断开位置的变压器， 其110kV或220kV侧中性点应接地；6.并列运行的变压器（除自耦变）正常情况下为一台中性点接地时，当接地主变停电时， 运行值班员应自行将主变中性点倒换至另一台主变上， 地调调度员不再对中性点的倒换单独下令。当两台主变由并列改分列（或分列改并列） 、单台主变倒换时，地调调度员应发布主变中性点合、断指令。倒换中性点刀闸应遵循先合后断的原则，并缩短操作时间。南门变主变中性点接地刀闸的运行状态应根据调度具体要求投切。7.严禁主变无保护运行；变压器由运行转
122、为备用时，瓦斯保护应照常投入；变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸；8.长期停电的变压器须定期转充电运行时，运行值班人员应提前办理申请手续。9.2.4 电压互感器的停送电操作应考虑到对继电保护及安全自动装置的影响， 以及由低压向高压反充电的可能性。 电压互感器、站用变压器停电时，现场值班人员应对本厂、站继电保护、备用电源自投装置和低频减载装置的正确切换负责，防止保护和安全自动装置拒动、误动及二次失去电压。9.2.5 线路操作：1.线路停电应先断开关，再断负荷侧刀闸，最后断母线侧刀闸。送电顺序与停电相反；2.线路停电转检修时，必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT 刀闸（或 PT 二次侧开关或熔丝
123、） 完全断开后方可挂地线或合接地刀闸； 送电时则应在线路两侧地线或接地刀闸全部拆除或断开后，方可进行刀闸、开关的操作；3.双回线路中一回线路停电时，先停受电端开关，后停送电端开关；送电时相反。操作前应考虑另一回路的送电能力以及继电保护和安全自动装置的配合；4.线路恢复送电必须确知工作地点的临时地线已全部拆除，工作人员已全部离开现场，所有工作单位已办妥工作票终结手续， 始可允许进行送电操作。 输电线路两端设备归属两个调度机构管辖时， 任何一方须将所辖变电站线路侧设备转检修或由检修转运行前， 必须得到另一方值班调度员的许可后方可执行；5.35kV 线路操作时应考虑对消弧线圈的影响；436.电缆专线
124、线路的自动重合闸装置应解除；长期空载的架空线路原则上应解除自动重合闸。9.2.6 开关及刀闸操作：1.开关允许断合负荷电流、各种设备的充电电流以及额定遮断容量内的故障电流。遮断容量不足的开关，重合闸应解除；负荷开关只允许断合主变的空载电流和电容电流不超过厂家规定值的空载线路；2.开关合闸前，现场值班人员必须检查继电保护和安全自动装置已按规定投入；3.开关操作前后，必须检查有关仪表、指示灯及遥信遥测的指示是否正常；4.在回路中未设开关，而系统又无接地等故障时可用刀闸进行下列操作：（1）断、合电压互感器和避雷器；（2）断、合母线和直接连接在母线上设备的电容电流；（3）断、合正常运行的变压器中性点接
125、地刀闸和消弧线圈；（4）断、合励磁电流不超过 2A 的空载变压器和电容电流不超过 5A 的空载线路；（5）利用等电位原理断、合经开关或刀闸闭合的双母线倒排操作、旁代线路操作、母线外桥操作， 就地手动操作前运行人员必须将与刀闸并联的有关开关的操作电源解除， 对远方遥控操作的刀闸，不须解除开关的操作电源；（6）根据计算允许的合解环操作；（7）35kV 跌落式开关可断合容量不超过 3200kVA 的空载变压器。5.禁止使用刀闸试送单相接地或因短路故障跳闸停电的线路。9.2.7 母线、旁路母线操作：1.新投入或经过检修以及长期备用的母线、旁路母线送电时，应向调度提出充电要求，调度在有条件时应优先考虑选
126、择外部电源对其充电； 不具备外电源充电时应选择保护能尽快切除故障的开关试送电，如选择带充电保护的母联（或旁母）开关；只有经充电证实母线无故障时方能由刀闸操作送电。 但本身并无工作的母线、 旁路母线转检修只是做为临近设备工作的安全措施后的恢复送电，不必特意安排对母线、旁路母线进行充电。2.装有非自适应母差保护的母线，现场值班人员必须按规定的运行方式使母差保护与一次设备相对应； 如遇特殊运行方式或改变一次设备的运行方式的过程中， 非自适应母差保护无法相应配合时， 经值班调度员同意后可将母差保护改为单母差或解除母差保护。 新设备投运经核相正确后，现场值班人员应投入母差保护跳该设备的压板和闭锁重合闸压
127、板；3.正常时旁路母线宜带电运行，可按备用状态的旁路（或旁母）开关的保护整定情况44“T”接于相应线路运行；4.在运行和操作中， 为防止因线路 PT 二次并列造成反充电或影响重合闸装置的正确选择， 同一电压等级的旁路母线原则上不允许同时有两把及以上的旁路刀闸在合闸位置。 如遇检修等特殊情况需要合两把及以上旁路刀闸时，现场值班人员应按有关规定进行倒闸操作，并采取相应的防范措施；5.凡是以旁路开关（或母联开关）替代装有电网关口或用户计量装置的开关运行时，厂、站值班人员在改变运行方式前后应作好旁路（或母联开关）计量装置的截度记录工作，并应检查计量装置是否正常工作； 地调调度员应将旁代情况通知有关用户
128、， 并将 SCADA 系统的遥测量进行替换。9.2.8 电抗器的操作：1.电抗器停役时，一般情况下应使用开关进行停电操作，对于连接于三圈主变低压侧的电抗器，在确认电抗器无异常时，则允许用刀闸进行空载停电操作；2.电抗器本身检修工作结束后恢复运行时，不允许用刀闸进行送电操作。三圈变使用低压侧开关对检修后的电抗器进行充电时， 应采取措施， 防止主变差动保护动作后影响对正常用户的供电。9.2.9 消弧线圈的运行和操作：1.35kV 小电流接地系统中，当接地电容电流大于 10 安培、10kV 小电流接地系统中，当接地电流大于 30 安培时应投入消弧线圈进行补偿。在调整消弧线圈档位时，原则上采用过补偿方
129、式，当消弧线圈容量不足或特殊操作情况下允许采用欠补偿方式运行（若考虑 N-1后可能引起谐振， 应退出消弧线圈） ； 应避免出现全补偿方式。 脱谐度一般采用 10%20%。2.消弧线圈档位调整应满足以下要求：（1）单相接地故障时，通过故障点的残余电流不应超过 5 安培;（2）在正常运行情况下，中性点长时间位移电压不得超过 15。3.消弧线圈的调整及操作必须按调度指令进行;4.消弧线圈的档位调整工作，必须将消弧线圈从网络中切除隔离后方可进行;5.改变消弧线圈档位时，应按下列次序进行：过补偿运行：增加线路时，应先调好消弧线圈后再投入线路；减少线路时，应先切除线路后再调整消弧线圈。欠补偿运行时反之。6
130、.消弧线圈应在系统无接地现象时投切。网络发生单相接地故障时，禁止投、切消弧线圈。当系统中性点位移电压高于 0.5 倍相电压时，不得用刀闸切除消弧线圈。457.在经消弧线圈接地的系统中进行断开开关的操作或线路强送电时，不应把消弧线圈退出运行。8.现场运行值班人员发现经消弧线圈接地的主变中性点位移电压超过允许值时，应报告值班调度员，值班调度员接到报告后，应正确判断网络是否有接地故障发生或因投、切线路和倒闸操作等原因引起主变中性点电压增高， 而使消弧线圈动作， 判断明确后再正确进行处理。9.消弧线圈从一台主变切换到另一台主变时，现场运行人员应执行先断后合的原则，严禁将消弧线圈同时接在两台主变的中性点
131、上运行。 当中性点接有自动调谐消弧线圈的主变停电时， 运行值班人员应自行将消弧线圈切换至另一台主变上， 地调调度员不再对消弧线圈的转接单独下令。10.当电网发生单项接地故障时，若消弧线圈也发生故障，此时必须先用开关将故障线路切除后，再设法停用消弧线圈。11.10kV 配网装有消弧线圈补偿的网络与未装有补偿装置的网络之间一般不得进行合环转电，否则，应经计算再确定转电方案。12.装有微机自动调谐装置的消弧线圈在自动功能失灵时，消弧线圈应退出运行。9.2.10 核相：1.新设备投入系统前，基建单位必须进行核相；设备检修后，施工单位必须保证相位正确，如有疑问时应通过设备运行维护单位向所属调度提出核相要
132、求；2.核相工作一般在母线 PT 二次侧进行。核相时应先验明 PT 电压相位正确。46第十章 异常及事故处理第一节 异常及事故处理的一般原则10.1.1 值班调度员是处理管辖范围内的设备异常及事故的指挥人，并对事故处理的正确和迅速负责,处理事故时应做到：1.尽速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁；2.用一切可能的方法保持对用户的正常供电；3.尽速恢复厂、站用电，并尽速对已停电的用户恢复供电；4.调整电网的运行方式，使其恢复正常。10.1.2 当地调管辖范围内的设备发生事故时，事故单位的运行值班人员应在 3 分钟内向地调值班调度员报告事故时开关跳闸情况。待情况查清楚后汇报
133、以下内容：事故现象、发生事故的时间、继电保护和安全自动装置及开关动作情况、表计指示、出力、潮流、频率、电流电压变化情况等，同时应汇报根据现场规程处理其所管辖范围内设备事故的情况。事故处理期间， 发生事故单位的值长或值班长应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代替，并告知地调值班调度员。非事故单位除向值班调度员简明报告发现的异常情况外， 不应在事故的当时向值班调度员询问事故情况或占用调度电话，以免妨碍事故的迅速处理，应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。10.1.3 发电厂、变电站在处理异常及事故时，对调度管辖范围内设备的操作，原则上均应得到值班调度员的
134、指令或同意后方可进行。 为了防止异常及事故的扩大， 下列操作无须等待值班调度员的指令，可执行后再详细报告：1.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.系统低频低至 49.6Hz，将备用机组或已解列机组恢复同期并列；4.双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列；5.已知线路故障而开关拒动时，将拒动的开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或两相时可将其余未断开相断开；6.电压互感器保险熔丝熔断时，将有关的保护停用或将退出该侧电压的压板投入，并立即更换一、二次保险熔丝；477.当确认母线失压时，将母线上除指定保留的开关外其它开关断开；8.本规程或现场规程中另有明确
135、规定，可不待调度指令自行处理的操作。10.1.4 属地调管辖范围内的设备发生故障对主系统有影响时，值班调度员在处理事故的同时，应尽速报告省调值班调度员。10.1.5 为了迅速处理事故， 必要时上一级值班调度员对下一级调度管辖范围内的设备有权越级发布指令，但事后应迅速告知下一级值班调度员。10.1.6 系统发生重大事故造成市区 110kV 及以上变电站全站失压，不能在短时间内恢复供电时，值班调度员应立即向所领导报告，所领导应尽速向局有关部门和局领导报告。地区发生下列事故或异常情况时，地调调度员除向所领导汇报外还应及时报告省调调度员，包括事故原因、后果及事故处理简要情况：1.地调管辖、省调许可设备
136、故障跳闸；2.地调调度员发生误操作事故；3.110KV 变电站母线故障跳闸或变电站全停事故；4.因台风、大雪、污闪等自然灾害造成供电馈线跳闸频繁而对供电影响较大的情况；5.地区电网发生事故引起地区减供负荷达 10。10.1.7 事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落，接班者能够工作时，才允许交接班。10.1.8 在事故处理过程中，一切调度指令和联系事宜均须做详细记录和录音。第二节 异常及事故处理规定10.2.1 线路事故处理1.单电源供电线路的事故处理：（1）未装有自动重合闸或重合闸装置拒动的架空线路开关跳闸后，可强送一次；（2） 装有自动重合闸装置的线路开关跳闸重合不成时， 一
137、般情况下不强送。 但对 110kV输电架空线路的开关经现场检查无异常后，调度员可视情况下令强送一次，35KV 及以下输电线路未经巡线一般不强送；（3）全电缆线路故障跳闸后，应在电缆试验正常后方可恢复送电；（4）混合线路（电缆和架空线混合）故障跳闸重合不成时，当架空线路巡线发现故障点并排除故障后可以试送一次；48混合线路（电缆和架空线混合）故障跳闸重合不成后，当架空线路巡线未发现故障点时不能强送，必须对电缆进行试验；若无法查明原因而电网又急需送电时，经局领导同意后调度员可进行强送一次；（5）因带电工作解除重合闸或特约要求跳闸不强送的线路开关，跳闸后在与带电工作负责人联系前不得强送电。2.双电源联
138、络线路的事故处理：（1）双电源的线路开关跳闸后，不论重合不成或重合闸未动作，现场值班人员均应立即检查线路有无电压和开关是否异常，并迅速报告值班调度员，经指令再行强送；（2）双电源线路开关跳闸后，如一端重合成功，另一端开关有同期装置时，值班人员可不待调度指令立即进行准同期并列运行操作。3.线路开关跳闸重合不成，可切除支线后再试送干线。4.对于检修后的复电线路，送电时发生跳闸的开关不得强送。5.35kV 及以下线路开关跳闸重合后或强送后，随即出现单相接地故障时，应即将其断开。6.35kV 及以下线路发生两点接地故障跳闸后失地仍然存在时，应在切除故障线路后，方可强送。7.开关允许切除故障的次数应在现
139、场规程中明确规定，开关实际切除的故障次数，应由现场人员作好准确的记录。8.线路开关发生跳闸后，现场运行人员应立即向地调调度员作线路开关跳闸等情况的扼要汇报。再重点检查并汇报如下内容：（1）事故跳闸时保护及安全自动装置动作、短路电流、故障点测距情况。（2）开关动作情况及外部有无明显缺陷，开关跳闸次数是否已达规定次数（n） （油开关跳闸次数已达 n-2 次） ；（3）故障录波测距情况；（4）油开关的油色与油位；（5）遮断容量不足的油开关有无溅油、喷油或产生瓦斯等现象。9.线路开关故障跳闸后，线路设备运行维护单位应根据调度员发布的巡线指令立即组织巡线检查。不论线路是否带电，巡线人员均应将故障后的线路
140、视为带电设备。调度员在发布巡线指令时应说明继电保护动作情况， 如跳闸的线路为非正常运行方式运行时 （东电西调、南电北送、穿越供电、迂回供电等） ，调度员应将跳闸线路的运行方式告知巡线人员。4910.线路故障在未查明原因之前，不得将故障线路向正常运行的线路转移。11.开关跳闸次数已达到现场规程规定的极限，需要解除自动重合闸时，现场运行人员应向值班调度员提出申请，经批准后执行。12.带电作业线路发生开关跳闸和单相接地故障的处理：（1）根据带电班的要求，已解除重合闸或特约跳闸不强送的线路开关在运行中发生跳闸时，值班调度员在未查明带电作业情况前不得强送。（2）小电流接地系统发生单相接地故障，经判别，若
141、发生在带电作业的馈线上，应立即将该馈线开关断开， 并查明带电作业情况， 若非带电作业问题， 则按一般接地故障处理。（3）带电班在现场带电作业时，线路不论何种原因停电或发生异常情况，工作负责人应迅速主动地向值班调度员汇报。13.调度员在下令强送电之前应考虑：（1）强送电应优先选择大电网一侧的开关。（2）强送端变压器中性点必须接地，如带有终端变压器的线路强送电，终端变压器中性点无特殊紧急情况时也必须接地。（3）线路有无带电工作。（4）选择强送的开关跳闸次数未达到规定次数（n） （油开关跳闸次数未超过 n-2 次） ，经现场确认开关设备完好，保护投入完备。10.2.2 变压器的异常及事故处理：1.主
142、变压器开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将备用变压器投入运行，然后再进行处理。主变跳闸导致中性点个数减少，现场应迅速合上其他运行中主变中性点接地刀闸，并汇报当值调度员。2.变压器因差动或瓦斯保护动作跳闸，应按现场规程规定进行检查，在未查明跳闸原因之前不得强送电，不得将保护信号掉牌复归。3.变压器因过流保护等后备保护动作跳闸，现场运行值班人员除应检查变压器及母线（含连接在母线上的所有一、二次设备）有无故障外，还应检查出线开关和保护是否动作，如主变后备保护动作于跳闸是由于保护装置误动引起的， 在故障未排除前， 该主变不能恢复送电； 如主变后备保护动作于跳闸是由于线路故障越级跳闸造成的， 应立即拉开
143、故障线路开关试送变压器，但属于主变近端故障时，在未进行主变绕组试验前，原则上不恢复主变送电（关于主变近端故障的判断标准，由局文件进行明确规定） ；如主变后备保护动作于跳闸是由于母线故障跳闸造成的，应立即将故障母线转入检修状态；如经外部检查未发现问题，则50应按本规程第 10.2.6 的有关规定进行处理。 （增加近端故障是否做试验的要求）4.当变压器有较严重的缺陷（如冷却系统不正常、局部过热、油气化验分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。5.变压器允许在平均相对老化率小于或等于 1 的情况下，周期性地超额定电流运行。6.变压器应尽量避免在急救性负载方式下运行，在此情况下，电网运行方
144、式人员应设法尽快予以调整。7.变压器在允许的短期急救周期负载下运行的时间一般不超过 0.5 小时，在此情况下，现场值班人员应详细记录负载电流数值。 当短期急救负载超出允许倍数时， 现场值班人员可以不经调度员的许可立即按经批准的主变事故状态紧急拉荷序位切除负荷， 直至负载下降至主变容量的 1.3 倍以内为止，然后立即汇报当值调度员进行处理。8.变压器在各种超额定电流方式下运行，若顶层油温超过 105时，值班调度员应立即采取降低负荷的措施。9.强迫油循环风冷的变压器发生冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行 20 分钟。如 20 分钟后顶层油温尚未达到 75，则允许上升到 75，但在这种
145、状态下运行的最长时间不得超过 1 小时。10.2.3 单相接地故障的事故处理1.在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中，现场值班人员发现单相接地故障时，应立即将接地情况、相别和消弧线圈动作情况等报告值班调度员，并对本厂、站设备进行检查。2.当判明为永久性接地故障后，值班调度员应迅速寻找故障线路并通知所属线路抢修人员查找并排除故障点。经消弧线圈接地的电网，允许带接地故障运行的时间，根据消弧线圈的允许条件来决定，一般带接地故障运行时间不得超过 2 小时。3.寻找接地故障应按下列顺序进行：（1）判明是否真正接地，首先检查分路零序保护和小电流接地寻找装置是否动作，消弧线圈动作及绝缘监视表计指示情况；（
146、2）两台主变并列运行时，断开母联开关分割网络；（3）试拉空载线路；（4）把电网分割成电气不相联的几个部分；（5）利用环状线路或并列线路判别故障点；（6）用倒换母线的方法检查母线上的互感器；51（7）按拉负荷序位利用重合闸试拉馈线寻找故障点；（8）试拉线路后不管故障是否消除，应立即合闸。4.用自动重合闸试拉线路可不通知用户（调度协议有特殊规定者除外） ，无自动重合闸的线路试拉前，应通知重要用户，判定接地故障线路后应通知重要用户做好停电工作。5.线路发生接地故障时，值班调度员在得到关于故障馈线供电范围内发生高压断线威胁人身安全的报告后，应立即将故障馈线拉闸停电。6.判定接地故障线路后，可以使用线路
147、断路器分段试拉线路寻找故障点。7.严禁在两系统都有接地的情况下，互相并列倒负荷。8.分割电网及系统解列时应注意消弧线圈补偿是否恰当。9.当电网出现铁磁谐振过电压时，可按下述措施进行：（1）投入或断开母联开关以及改变结线方式。（2）投入或切除线路（非重要用户线路） ，以改变谐振条件。10.2.4 系统频率异常时的事故处理1.系统频率出现异常时，地调调度员应迅速执行省调紧急拉负荷指令，各县（配）调同样也应迅速执行地调下达的紧急拉负荷指令。2.当系统频率48HZ 时， 各发电厂、 变电站值班人员应不等调度指令立即按紧急拉荷序位切除负荷，而后汇报调度员。各级调度员甚至可以下令切除整个次要变电站。地区发
148、电厂可按经地调批准预定方案执行保厂用电的措施。3.当系统频率降至 49.00 时，地调当值调度员不待省调下达限电指令立即主动按地区紧急事故拉荷序位限制负荷（首先应限超用电的地区） ，直至频率恢复至 49.80HZ，以保证整个电网的安全。4.当系统频率降至 49.60 时，当值调度员应按省调下达的限电指令、限电量立即按地区紧急事故拉荷序位限制负荷（首先应限超用电的地区） ，直至频率恢复至 49.80HZ。5. 若系统事故频率确已低于按频率自动减载负荷装置整定值而装置未动作时， 各级运行值班人员应在低频时立即手动切除该动作而未动作的线路，并向有关调度员报告。10.2.5 通讯中断的调度办法和事故处
149、理1.在正常情况下通讯设备失灵或中断时，各厂、站应保持当时的运行方式，不得变动；并应采取主动措施，尽快与地调恢复通信联系。2.当系统发生事故而通信中断时，各厂、站的值班人员应根据事故情况及保护动作情况按本规程及现场事故处理规程的有关规定主动采取措施进行处理，但要严防非同期合闸，52并采取一切可能的办法与所属调度取得联系。3.值班调度员在下达操作指令或履行工作许可手续时，通信突然失灵，还未完成复诵指令和许可手续，接受指令者不得执行该项指令或视为工作已许可。4.台风或洪水期间，1035kV 馈线开关跳闸重合不成时，一般不再强送；若重合成功后随即出现单相接地故障， 应立即进行判别并断开故障馈线 （包
150、括未装设重合闸线路的强送电） 。5.台风或洪水期间，若发生通信失灵，现场值班人员应按拉荷序位判别单相接地故障，并断开故障线路开关。10.2.6 母线失压的事故处理1.母线失压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本该跳闸的开关拒动，引起主变或更高一级的开关越级跳闸所致。2.母线失压时现场运行人员应根据继电保护动作情况、开关跳闸情况以及现场声、光等信号，判断是否为母线故障，并将开关跳闸情况立即报告调度员。母线失压后，现场运行人员应对失压母线上的各元件设备进行外观检查（装有母差保护的则应对母差保护范围内的各元件设备进行外观检查） ， 查明情况后立即报告值班调度员，以便调度尽
151、快对停电用户恢复供电。3.母线失压的处理原则：（1）结合 10.2.2 条进行处理。（2）找到故障点后应尽快隔离，对失压母线恢复送电。（3）双母线运行，其中一段母线故障停电后，应将已确认无故障的元件改接至运行母线并恢复送电。（4）对 GIS 母线或经检查找不到故障点的母线，应尽量利用电源对母线进行零起升压；全压试送电时应尽可能使用外部电源（对没有明显故障点的，要采用外电源） ；当必须使用本厂（站）的电源试送电时，应首先使用带 0 秒充电保护的母联或旁母开关，对母线进行全压试送电；只有在没有外部电源且母联开关不具有 0 秒充电保护功能且现场确认母线确无故障的前提下，方可使用主变开关对母线进行全压
152、试送电，但应更改主变保护定值，提高灵敏度，缩短动作时限，此时，若主变高压侧联接在有效接地系统中运行，则主变高压侧中性点必须投入，待试送电正常后再退出。（5）地调值班调度员在进行地调管辖的母线失压的事故处理时，可指令现场运行人员先行断开失压母线上属下级调度管辖的设备， 而后按上述原则进行处理， 待失压母线恢复53送电后，再通知有关下级调度进行下一步的处理，且应说明设备当时所处的状态。4.多电源变电站母线失压时，在确定非本母线故障时，为防止各电源突然来电引起非同期并列，现场运行人员应按下述办法自行处理，而后立即将处理结果报告值班调度员：（1）拉开查明确实拒动的开关；（2）单母线运行时仅保留一路电源
153、开关，断开所有其它电源开关；（3）双母线运行时应先断开母联开关，每一段母线各保留一路开关（并列运行的变压器其中、低压侧开关亦应断开） ；（4）保留的开关应尽量满足电网黑启动方案的要求。5.单电源供电的终端变电站母线电压消失或全站失压时，在确定非本母线故障时，同样应由现场运行人员先断开查明是拒动的开关， 母线上其余的开关可不断开， 而后立即报告值班调度员，等待来电。6.发电厂母线电压消失后，电厂运行人员应立即将可能来电的主变开关全部断开，然后利用机组对 6kV 厂用母线零起升压，正常后待线路有电压，即可恢复与系统的同期并列。10.2.7 用户事故的处理签有调度协议的用户内部设备发生故障导致本局变
154、电站开关跳闸后， 用户值班人员应立即断开电源进线开关， 而后再按现场事故处理规程进行处理， 并迅速将事故情况向地调调度员汇报，同时还应向当地电力管理部门的用电监察人员报告。属于本局维护的线路，经线路巡线确认无故障后， 可先行恢复线路送电， 地调调度员在未得到用电监察人员确认用户设备可以恢复送电的报告前， 不得下令对该用户的供电， 同时用户值班人员也不得擅自将调度许可的进线开关合上。54第十二章 负荷管理12.1 日负荷预计是编制电网调度日计划、安排设备检修以及潮流、电压分布计算等运行方式的基础，负责负荷预计的专业人员应经常深入调查研究、加强分析、了解气候变化和地区重要用户的动态、不断提高预计工
155、作的准确率，以满足内部电力模拟市场的考核要求。12.2 日负荷曲线应根据本地区主要工矿企业预计的负荷加城镇居民生活用电等进行编制。12.2.1 为及时掌握邻县、联网小水电的供用电和发电情况，各趸售县和小水电应按规定要求做好预计负荷曲线和预计发电量工作。12.2.2 各趸售县应提前 2 天 11 时前向地调预报次日县网联络线负荷曲线， 联网小水电应按同样要求预报次日发电量,地调于 11 点前下达次日发电曲线，若遇来水情况变化，机组调整出力，应及时通知地调修正曲线。12.2.3 各县调、配调应提前两天 11 时前向地调预报次日本地区负荷曲线。12.3 各县调、配调应严格按照地调下达的日负荷曲线运行
156、，控制负荷限额。如执行有困难需要变动3及以上时，应提前两个小时向地调申请修改负荷曲线。当系统运行方式与原计划有出入时，地调调度员有权变更县网小水电的出力曲线。12.4 各厂、站值班人员应经常监视负荷的涨落情况，发现接近或超出设备的允许电流值时，应加强监视并报告值班调度员，值班调度员应设法给予调整。12.5 设备过负荷时，值班调度员应首先考虑采取转移负荷的措施，当受设备限制无法解决时， 应提出限制负荷数额及完成时间通知三电办及无线电负荷控制中心负责执行， 三电办及无线电负荷控制中心应在调度指定的时间内将完成情况汇报给当值调度员， 上述办法仍无效时，调度员可下令拉掉部分次要负荷。12.6 各厂、站
157、值班人员应按本局及调度的要求及时准确地记录各种表计数值，并定时报于值班调度员。12.7 在系统正常运行的情况下，应连续向用户供电，因故需要停止供电时，各级调度部门应按下列要求事先通知用户或进行公告：12.7.1 因供电设施计划检修需要停电时，应提前 7 天通知用户或进行公告。12.7.2 因供电设施临时检修需要停电时，应提前 24 小时通知重要用户。12.7.3 因系统发生故障需要限电、停电时，当值调度员应按照事先确定的限电序位进行限电或者停电。引起限电或者停电的原因消除后，各级值班调度员应当尽快恢复供电。12.8 每月 15 日定为系统典型潮流记录日，各厂、站运行值班人员包括 35kV 以上
158、的用户变电站均应按有关规定记录 24 小时负荷潮流，并于每月 20 日前报送调度所，35kV 及以上用户表计应每年定期校验一次。55第十三章 事故、超电网供电能力拉荷限电序位和低频、低压减载装置的调度管理13.1 地调应会同用电管理部门、县调和配调根据省调下达本地区电网事故限电量、超电网供电能力限电量、 低频及低压减载各轮次切荷整定值的规定、 用户的特点和电网安全运行的需要，编制本地区电网事故限电序位表、超电网供电能力限电序位表及低频、低压减载切荷方案表， 表中应列出拉荷顺序， 低频及低压切荷轮次、 馈线名称， 每条馈线控制负荷的数值，并经市经委审核，报市人民政府批准后，由地调执行。各序位表、
159、低频减载切荷表原则上每年修订一次（但如系统情况和用户性质变化不大时，也可延期继续使用） 。13.2 按规定系统内所有低频及低压减载装置和负荷联切装置由省调统一管理。地调负责按照省调下达的切荷指标及有关管理规定对福州地区电网低频、 低压减载装置进行整定及管理工作， 各级低频及低压减载装置和联切装置应按地调整定方案投切， 各级调度应保证切荷总量及各轮次切荷量符合整定值的要求，不得擅自更改或减少切除量，未经地调同意，各级值班调度员和运行值班人员不得擅自将该装置自行停用。13.3 低频减载装置动作跳闸后要恢复送电时，原则上应得到省调值班调度员的同意，但当通讯失灵而系统频率已恢复到 50Hz 及以上时，
160、地调值班调度员可通知各有关县、配调先将低频减载装置跳闸线路从轮次最高的一轮开始依次逐轮恢复送电， 同时要监视系统频率， 以保持在 500.2Hz 为原则。13.4 各厂、站低频减载装置的投入、停用和改变定值，均应依据各级调度员的指令进行。因主要用户转电、线路检修或装置停用等原因，影响地区电网切除总容量时，应提前两个工作日 11:00 前向地调办理申请，地调应将同等负荷量的备用馈线或装置投入，以保证切荷量满足省调要求。13.5 地调所属的 SCADA 系统应能实时监测低频、低压减载装置中所有馈线的有功负荷以及各轮次有功负荷总加实测值，以便跟踪福州地区低频减载装置的切荷量。13.6 每月 15 日
161、为典型考核日，地调应汇集每月 15 日 5 时、10 时、20 时设有低频、低压减载装置的馈线实测有功负荷（或电流）值，并计算各典型点的低频、低周切荷量完成率报省调校核。13.7 低频减载装置动作切负荷时，配调、各县（市）调值班调度员应主动收集情况，及时汇报地调调度员， 由地调调度员汇总后向省调报告动作参数、 切除负荷总量及当时的最低频率。专责人员应及时进行统计，并书面报告省调运方处。56第十四章 无人值班变电站的调度管理14.1 属地调管辖的无人值班变电站的开关控制、电压调整、继电保护及安全自动装置的软压板和主变中性点、消弧线圈的刀闸等远方操作，以及巡视检查、倒闸操作、继电保护和安全自动装置
162、的投入与解除均由变电部所属的各集控所值班人员负责。14.2 对于无人值班变电站预先安排的非集控所提出设备检修申请的倒闸操作任务，值班调度员应在正式发令的前一天，通知集控所值班人员做好准备工作。14.3 正常时集控所值班人员应将遥控操作设备置于“远方”位置，设备检修时置于“就地”位置。当无人值班变电站的遥控失灵或退出运行，以及值班调度员认为必要时，可由值班调度员下令，集控所负责就地操作，巡检人员不得拒绝接受调度操作指令，操作完毕后仍置于“远方”位置。14.4 无人值班变电站的直流系统出现故障时,集控所值班人员应立即通知有关人员迅速处理。14.5 当自动化系统出现异常，影响值班调度员正确判断事故时
163、，可指令集控所人员在现场进行事故处理，待告一段落后汇报当值调度员。14.6 当自动化系统或通信失灵造成无人值班变电站不能实现远方监视时，有关集控所值班人员应立即汇报所属部门领导、值班调度员及检修部门，集控所在此期间应加强巡视，必要时应缩短巡视周期。值班调度员也应通知自动化及通信人员立即前往现场处理。14.7 无人值班变电站因设备故障引发远方监控打印机频繁打印时，远方监控值班人员应报告设备所属值班调度员，值班调度员应通知有关人员到现场检查。14.8 无人值班变电站发生线路开关或主变跳闸事故时，集控所值班人员应立即赶赴事故现场，详细检查事故设备和继电保护动作情况，在复归线路开关保护掉牌后，汇报值班
164、调度员进行处理。14.9 主变中性点接地刀闸不能进行遥控操作的无人值班变电站，当主变需由运行转热备用时， 值班调度员应先下令巡检人员现场合上中性点接地刀闸， 且得到巡检人员已执行的报告后，才能下令主变开关的操作（紧急事故处理除外） 。14.10 无人值班变电站开关大修或因跳闸次数达到规定值需要临修时， 集控所值班员应向所属调度办理设备临修申请手续。 集控所值班员在开关临修或更换手车后， 应及时更改开关跳闸的统计数据。14.11 遥控操作指令一经确认并输出执行,在未收到遥控已执行的信息前,不能认为遥控指令已执行或未执行，而应通知巡检人员进行现场确认。14.12 无人值班变电站全站停电时,为防止
165、UPS 电源因过放电造成设备损坏， 应尽可能安排10kV 系统倒供站用变，否则应通知运动人员到现场处理。57第十五章 调度自动化管理15.1地调是所辖电网调度自动化专业的技术归口管理部门， 对全网调度自动化系统实行专业管理。其主要职责包括：15.1.1 负责监督所辖电网调度自动化系统的安全、稳定、可靠运行；15.1.2 负责所辖电网调度自动化系统运行中重大问题的协调、处理，参与事故调查；15.1.3 负责审批所辖电网调度自动化设备的停复役和变更方案；15.1.4 负责所辖电网调度自动化系统运行情况的监测和调度指挥；15.1.5 负责组织制定调度自动化主站系统反事故措施的实施；15.1.6 负责
166、所辖电网调度自动化系统的运行统计、分析、评价和考核；15.1.7 负责所辖电网调度自动化系统主站端的运行、维护管理工作；15.1.8 负责编制所辖电网调度自动化主站和集控系统技改、大修计划并组织实施；15.1.9 参加调度自动化、电力市场技术支持系统的规划、设计、选型及实施工作。15.2 本规程所指调度自动化设备包括调度端自动化设备和厂站端自动化设备。15.2.1 调度端自动化设备主要包括调度端 SCADA/EMS 管理系统、电能计量系统和电力调度数据网络系统以及相关设备。15.2.2 厂站端调度自动化设备主要包括：（1）远动装置及其相关设备（包括电源设备、连接电缆及屏柜等） ；（2）变电站监
167、控系统及其相关设备；（3） 电能量采集终端及其相关设备 （包括电源设备、 与电能表计的连接电缆及屏柜等） ；（4）变电站端电网调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及电缆；（5）其它用于调度自动化系统的设备。15.3 电力二次系统安全防护要求15.3.1 电力二次系统是指电力监控系统、调度数据网络、管理信息系统和电力数据通信网络构成的大系统。15.3.2 申请接入调度数据网的应用系统要严格遵守 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定和全国电力二次系统安全防护体系总体方案 。15.3.3 应用系统无法满足安全防护要求时， 不允许接入调度数据网络， 只能采用专用通道
168、等非网络连接方式通讯。58第十六章 调度通信管理16.1.1 福州电力通信网遵循“统一调度、分级管理；统一规划、分步实施；统一建设，同步配套；统一调配、高效应用”和“属地运检维护、全程联合作业；统一操作标准、全网专业管理”的原则，坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则。16.1.2 各级调度通信管理部门的运行管理必须遵照上级通信管理部门以及省公司的有关规程、规定及标准。16.2.1 福州地调负责对辖区内的各县调电网通信系统实行专业化管理。 福州地区各县调以及并网各有关单位都应建立相应的通信管理机构， 对管辖职责范围内的通信管理工作实行统一调度、分级管理。16.2.2 福州地调通信主
169、要职责：1.贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。制定相应的通信管理办法、规程、规定。2. 负责提出福州地区（包括地调到县）通信网的规划，报省调审查批准后组织实施，并按福州地区电网实际情况以及通信技术的发展，每一至两年制定相应的通信网滚动规划；负责所辖范围内的通信设施技术改造或大修工作； 参加本地区内与地调有关的通信配套或专项通信工程（项目）的验收，负责所辖范围内新建和改造工程的通信设备验收。3. 负责所辖通信设备、省电网落地通信设备的监视、运行维护和检修申请；负责对县电网中与地调有关的通信设备运行维护进行监督与指导； 组织编写所辖通信网的故障处理预案。4. 组织专业技术培训和技术考
170、核，指导和协调县调、直调电厂的通信运行管理工作。5. 负责福州地区电网 110 千伏及以下电压电网载波频率管理和核配。6. 负责所辖电路、设备的运行统计、分析、评价、考核等管理工作，定期提出运行报告；负责本地区各县调通信系统运行管理的考评工作。7.负责所辖各县电力公司电力通信网的规划审查，并指导实施；负责所辖各县电力公司电力通信网通信资源的使用审批工作； 负责所辖各县电力公司电力通信网基建通信配套内容、 通信技改工程的审批和指导工作； 负责所辖各县电力公司通信设备并网的选型和指导工作。16.2.3 县调通信主要职责：1.贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。2.负责所辖范围内通信网的
171、规划并上报地调审核，负责所辖范围内通信网的技术改造；参加所辖范围的配套或专项通信工程（项目）验收。3.负责所辖范围通信设备及省、地调落地通信设备的监视、维护和检修申请；组织编59写县通信网的故障处理预案。4.县调通信管理应按标准通信站建设和管理。16.2.4 并网电厂职责：1.执行国网公司、华东电网公司及省公司颁布的有关电力通信规程、规定和管理办法，并满足有关涉网安全运行的工作要求。2.负责区域内各级调度部门落地通信设备的运检维护工作；组织对本站通信事故、障碍的调查分析，制定改进措施；依照省调要求报送有关表报资料。3.按照检修计划要求，负责提出电厂涉网通信电路的检修计划和异动的申请；提出并实施
172、区域内通信网路的投退、停复役、异动、消缺及应急迂回转接工作；服从上级通信调度指令。4.通信站应按标准化建设和管理。16.2.5 福州地区网通信电路包括福州电业局直接管辖的通信网、 与福州电业局生产业务关联互连电路和与地调直调业务有关的通信电路。县网按照管辖范围比照定义。16.2.6 为了充分发挥福州地区电力通信资源的作用，福州地调对所辖通信资源进行优化、合理配置，对福州地区电力通信专业实行全过程技术监督管理。16.2.7 福州地调负责福州电网通信系统、县级电网通信系统以及地调直调电厂的电路、设备（又称“网路” ）的运行统计、考核；及时申报无人值班通信站。有关评定规定依照福建省电力系统通信运行统
173、计和考核评比规定和福建省电力系统标准通信站验收标准执行。16.2.8 福州电业局的无线电频率管理均应遵照无线电管理委员会有关规定和文件执行。 福州电业局向当地无线电管理委员会申请无线频率时，须报省电力公司无委办协调。16.2.9 福州地调负责满足各专业用户对电力通信网的业务需求。 对于福州地区网通信网路的物理（包括功率、时隙配置、接线、端口、接口类型、速率、传输媒介等） 、逻辑变更（包括路由、时隙等） 、业务内容变化、设备投退停复役和检修、消缺等实行审批制度，只有在取得地调批准后方可进行操作。16.2.10 福州地调参加与并网单位组织的有关并网通信系统的项目可行性审查会；参加并网通信项目初步设
174、计审查会（含专项工程） 、设计联络会、标书审查、招评标相关工作；会同有关部门对相关并网通信设备的施工图进行审查， 核对施工现场资料的准确性， 会商调度生产业务信息的需求种类、通信接入方式、接口类型（包括：端口速率、电气类型、传输电平）等，审核是否依照初步设计技术要求制图，组织对全程长途电路调试大纲、新建并网设备的并网安装调试方案进行审查。16.2.11 福州地调参加有关单位组织的并网通信站的投产启动验收工作，确认并网通信系统（站） 是否依照各阶段审查会要求实施、 是否具备投产启动条件， 接收工程竣工和运行资料。6016.2.12 并网单位通信系统（站）应按照省调制定的通信规划要求，在互联通信设
175、备中，包括技术参数、设备选型、频率需求（系指：电力线载波、无线电频率）等均应符合福建省网系统通信技术规范和管理要求。16.2.13 语音交换网管理,依照福州电网自动交换网运行管理规程执行。16.2.14 通信传输系统管理，依照福州电网通信设备运行管理规程 、 福州电网通信线路运行管理规程 、 福建电力通信系统通信网路管理办法以及福建电力系统数字微波通信工程验收暂行规定 、 福建省电力系统电力线载波通信工程验收暂行规定 、 福建电力系统光缆通信工程竣工验收暂行规定执行。16.2.15 电视电话会议系统的管理，依照福州电网电视电话会议系统运行管理规程执行。16.2.16 通信监控系统管理，依照福州
176、电网通信监控系统运行管理规程执行。16.2.17 无人值班通信站的管理，依照福建省电力系统通信网无人值班通信站管理规定执行。16.2.18 通信站防雷技术管理按照福建省电力系统通信站防雷运行管理规定执行。16.2.19 全程电路管理按照福建电力通信网路管理办法执行。16.2.20 福州地调通信调度是福州地区电力通信网的通信调度管理机构，下级通信维护管理机构必须服从上级通信调度的业务领导和指挥，按照调度令操作。通信调度实行 24 小时有人值班。有关运行管理依照福州电网通信调度管理规程执行。16.2.21 福州地区主网通信设备维护工作由通调班（负责中心区） 、通信一班（负责东区） 、通信二班（负责
177、西区） 、通信三班（负责南区）共同完成。福州地调通调班负责福州地区通信调度、 福州地调中心区管辖范围内通信设备的维护、 通信设备的接入管理以及福州地调管辖范围内通信监控网管系统的监视、主站设备的维护、端站设备的接入管理。福州地调其他区域的通信设备的运行维护按照属地运行、 检修、 管理的原则由通信设备装置所在地的单位、班组负责。16.2.22 电力福州地调通信电路（设备）的使用由地调制定和批准，其运行方式不得随意变更，有关通信电路的停、复役必须按规定手续执行。在通信电路发生异常时，各有关通信维护班组必须及时到位、积极配合，严格服从地调通信调度通信调度命令及全程统一指挥，使通信电路及时恢复正常运行
178、。16.2.23 在福州电力通信系统所辖的各类通信工作地点（包含 1：220KV、110KV、35KV变电站独立通信机房或通信设备区域；2：局大楼中心机房；3：其他场所独立通信机房或通信设备区域）进行的维护、施工工作，必须依照福州电业局通信工作使用电气第二种工作票的补充规定（试行） 执行。16.2.24 对于通信与自动化、继保复用通道的建设、运行应做到：1.对于 500 千伏线路保护、220 千伏及以上线路安控装置信号、主保护采用光通信传送时，其光缆只能为 OPGW，不得采用 ADSS、普通架空或地埋光缆等。612.对于新建工程在移交光纤时，必须提供光纤线路的总损耗、每一个光纤接头的损耗、接线
179、盒和跳纤位置、编号等有关技术资料。3.复用通信设备应在面板、机架、端子牌、接线板的显著位置准确清晰地标明所承载的信号业务名称。4.通信维护班组必须健全完整的通信通道技术资料文档，如：通道路由走向、光缆芯编号。5.通信连接继电保护、安全自动装置的传输电缆应屏蔽，通信和保护装置在同一接地网的应两端接地，不在同一接地网的应采用光传输技术互联。6.复用设备的停、复役以及运行维护检修，只能在申请中所列出的范围内进行，严禁超范围无批准的任何操作。16.2.25 通信设备的终端用户（包括：继保、自动化、MIS 等） ，其接入终端设备必须符合通信通道传输标准（电平、阻抗、速率、同步等） ，其需求参数应得到福州
180、地调的许可，如不符合标准，由有关部门协商解决。对通信故障进行处理过程中，如出现大面积、多业务、多站点、大带宽的业务传送中断时，发生涉及可能严重威胁一次安全稳定运行的通信网路时， 地调通信调度应立即分别向分管领导和通信专责汇报。16.2.26 通信站应按照福州电网标准通信站管理规程进行管理， 无人通信站在无人值守条件后须向省调提出申请，获得批准后方可实施无人值守。16.2.27 应定期进行仪器仪表校验、备品备件的通电检测、设备机房的防雷接地检查测试。16.2.28 电力线载波传输设备运行界面分工：1.载波电路的耦合电容器或电容式电压互感器、线路阻波器，接地刀闸的巡视、维护、拆装和电气性能试验（含
181、避雷器）均由设备所在地的变电站负责。线路阻波器的高频特性调试，接地刀闸的操作由通信专业负责。2.电力线载波通信终端设备（电力载波机） 、结合滤波器、高频电缆的运行维护、检测由通信运检维护负责。继电保护、安全自动装置专用终端机（收发讯机） 、结合滤波器、高频电缆的运行维护、 检测由继电保护专业负责； 通信专业应协助继电保护部门进行设备的定期检验和事故处理，提供技术指标和故障分析。现场安全措施等工作由继电保护专业负责。3.安装在电力载波机内的继电保护音频接口设备、远动转发设备（选频网络、数/模转换设备等）和室内通信电源，由通信专业负责。4.继电保护和远动装置至电力载波机（或音频配线架）之间专用信息
182、传输电缆，含隔离变压器，由继电保护、调度自动化专业负责，在载波机侧的连接由通信专业负责，继保或自动化专业人员应具体保证电缆线对和标牌的正确性，并现场进行监护。5.合相运行并装设在户外的分频滤波器、高频差接网络、结合滤波器、高频电缆公用部分的运行维护检测由通信专业负责。6216.2.29 电力特种光缆传输设备运行界面分工：1.架空地线复合光缆（OPGW） 、缠绕光缆（GWWOP） 、加绑光缆包括线路及引下线、预绞丝、耐张线夹、悬垂线夹、防震垂、加绑光缆线夹、缠绕金属丝、线路中间光纤接续箱、盘留光缆等的巡视、维护、检修分界点为升压站或变电站出线构架（门形架）地线耐张线夹外 1 米处，该点往输电线路
183、方向的日常巡视由送电部负责，该点往升压站或变电站方向由电厂或变电站的变电部负责；通信专业负责全程光纤纤芯、各终端接续箱、进站接续普通光缆的日常运检、维护、测试，以及牵头组织特种光缆消缺工作（不含金具消缺。金具消缺工作由输电线路维护部门负责组织） ，其它部门在专业范围予以配合。2.与中低压输电线路同杆架设（包括自承式无金属 ADSS）光缆或同沟、管敷设的光缆的巡视，以厂站围墙为界，围墙外线路部分为由线路维护部门负责，围墙内部分由电厂或变电站（变电）部门负责。光纤接续箱（盒）或光纤配线架（ODF）及全程光纤纤芯（含光纤通路的衰耗、色散等指标）的运检、维护、测试由通信专业负责，输电线路或变电专业负责
184、相关专业工作。3.通信专业与不同专业共用一条光缆时，以通信机房总光缆光纤配线架（ODF）输出端法兰盘为界，法兰盘至其他专业的装置的光纤尾纤，由该专业负责，通信运检维护部门给予配合。光纤配线架（ODF）端子以内及光纤跳线由通信运检维护部门负责。4.继电保护、安全自动装置、调度自动化复用的数字传输通道时，以通信机房内的综合配线架 MDF(DDF/VDF)的最外侧端子为专业间分工管理界面，继电保护、安全自动装置、调度自动化等终端设备至通信机房 MDF 出口端子的连接线缆，包括匹配变量器、光电转换器、光电调制解调器等由继电保护、调度自动化等相关专业负责。63附录 A调度设备管辖范围划分明细表几点说明：
185、A1发电机：包括水轮机、柴油机、燃汽轮机以及发电机的开关、刀闸。A2主变：包括变压器各侧开关、刀闸、连接于变压器的 PT、避雷器及中性点刀闸。A3母线：包括各段（组）母线、母联开关、母线 PT、避雷器及其刀闸。A4旁路母线：包括旁路开关及其刀闸。A5线路：包括线路开关、刀闸、旁路刀闸、线路 PT、避雷器、耦合电容器、阻波器。A6开关：包括两侧刀闸及旁路刀闸。A7继电保护和安全自动装置跟随一次设备的管辖关系。A8厂、站用变由各发电厂及变电站自己管辖。A9空间隔（指没有名称、编号的间隔）或已命编但未投产的新间隔由各发电厂或变电站自己管辖。一、发电厂设备单位地 调 管 辖 设 备地调许可设备省调直调
186、及许可设备明达电厂110kV 母线；#13 机；红明线、明航线、旗明 I、II线#13 主变#13 机出力省调直调； 影响#13 机出力的为省调许可榕昌电厂南榕线#16 机#1、2 主变#16 机出力省调直调； 影响#16 机出力的为省调许可古田四级电厂古大线华林溪水电站华福线#14 机溪下水电站瑞溪线#1、2 机瑞峰水电站宦瑞线64#1、2 机安仁溪水电站#1、2 机许村水电厂#1、2 机山仔水电厂#13 机塘坂水电厂#1、2 机嵩滩浦水电站110KV 闽嵩线路， #1 主变，10KV 母线#12 机省调直调，影响#12 机出力的为省调许可大洋、 春光水电站机组出力属地调直调110KV 永嵩
187、线大洋分线及大洋电站 141 开关间隔设备马头台机组出力属地调直调35kV 马头台线路及马头台电站301 间隔设备长江澳风电场机组出力属地调直调65二、变电站设备地 调 许 可 设 备单位地 调 管 辖 设 备许可设备管辖单位省调许可设备东郊变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 线路；35kV 母线及 35kV 线路；35kV 电容器组及接地变231、 232 开关、#1、 2 主变中性点个数变化北郊变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 线路；35kV 母线及 35kV 线路；35KV 电容器组201、 202 开关、#1、 2 主变中性点个
188、数变化南郊变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组配调25A、25B 开关、#1、 2 主变中性点个数变化125 线路连江县调128 线路罗源县调130 线路华映光电红山变电站#1、2 主变；110kV 母线及线路62K、62M 开关10kV 电容器组配调22A、22B 开关、#1、 2 主变中性点个数变化旗山变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 开关；10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路长乐县调27A、27B 开关、 #1、 2 中性点个数变化南门变电站#13 主变；110kV 母线及
189、 110kV 线路66M、66K 开关10kV 电容器组配调#13 主变中性点个数变化（261、263、26K、26M 开关及 220kV 母线 属 省 调 管66辖）建新变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 线路68M 开关10kV 电容器组配调28A、 28B 开关#1、 2 主变中性点个数变化鼓山变电站#1、2 主变；110kV 母线及 110kV 线路67M 开关10kV 电容器组配调27A、 27B 开关#1、 2 主变中性点个数变化黎明变电站#1、2 主变；110kV 母线及 110kV 线路65M 开关10kV 电容器组配调#1、 2 主变中性点 个 数
190、 变 化（251、252、25M开 关 及220kV 母线属省调管辖）林中变电站#1、2 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 开关；10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路福清县调26A、 26B 开关#1、 2 主变中性点个数变化城头变电站#1、2 主变；110kV 母线及 110kV 开关； 10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路福清县调28A、 28B 开关#1 主变中性点个数变化上迳变电站#1 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 开关；10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路福清县调24A 开关#1
191、主变中性点个数变化江田变电站#1、2 主变；110kV 母线及 110kV 开关； 10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路长乐县调23A 开关、 23B#1、 2 主变中性点个数变化闽清变电站#1 主变；110kV 母线、旁路母线及 110kV 开关；35kV 母线及 35kV 开关；110kV、 10kV 线路闽清县调21A 开关#1 主变中性点个数变化6735kV 电容器组白花变电站#1 主变110kV 母线及 110kV 开关10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路罗源县调25A 开关#1 主变中性点个数变化浦口变电站#1 主变110kV 母线、
192、旁路母线及110kV 开关10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路连江县调23A 开关#1 主变中性点个数变化高歧变电站#1 主变110kV 母线、旁路母线及110kV 开关10kV 母线及 10kV 开关110kV、 10kV 线路闽候县调29A 开关#1 主变中性点个数变化地 调 许 可 设 备单位地 调 管 辖 设 备许可设备管辖单位西郊变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路35kV 母线及 35kV 线路600 开关10kV 电容器组配调屏西变电站#1、2、3 主变110kV 线路68M、68K 开关10kV 电容器组同上五四变电站#1、2 主变1
193、10kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上湖东变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上泮洋变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上通湖变电站#1、2 主变110kV 线路65M 开关10kV 电容器组同上68地 调 许 可 设 备单位地 调 管 辖 设 备许可设备管辖单位温泉变电站#1、2 主变110kV 线路68M 开关10kV 电容器组同上新港变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路66M 开关10kV 电容器组同上义洲变电站#1、2 主变110kV
194、 母线及 110kV 线路63M 开关10kV 电容器组同上台中变电站#1、2 主变110kV 线路67M 开关10kV 电容器组同上鳌峰洲变电站#1、2 主变110kV 母线、旁路母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上王庄变电站#1、2 主变110kV 线路69M 开关10kV 电容器组同上福兴变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上鼎屿变电站#1、2、3 主变110kV 线路610、69K 开关10kV 电容器组同上秀山变电站#1、2 主变110kV 线路67M 开关10kV 电容器组同上八一变电站#1、2 主变35kV
195、 母线及 35kV 线路600 开关同上上三变电站#1、2 主变110kV 线路62M 开关10kV 电容器组同上高湖变电站#13 主变110kV 母线及线路600、690 开关10kV 电容器组同上金山变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上69地 调 许 可 设 备单位地 调 管 辖 设 备许可设备管辖单位白湖亭变电站#1、2 主变110kV 线路65M 开关10kV 电容器组同上东岭变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路65M 开关10kV 电容器组同上远洋变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路63M、
196、63K 开关10kV 电容器组同上马江变电站#1、2 主变110kV 母线、旁路母线及线路35kV 母线及 35kV 线路600 开关10kV 电容器组同上快安变电站#1、2 主变110kV 母线及 110kV 线路600 开关10kV 电容器组同上亭江变电站#1 主变110kV 线路10kV 电容器组同上长柄变电站#1 主变110kV 线路10kV 电容器组同上琅岐变电站#1 主变110kV 线路10kV 母线及 10kV 开关后水变电站#1、2 主变35kV 母线及线路10kV 母线及 10kV 开关大箬变电站110kV 母线及线路35kV 母线及线路10kV 母线及 10kV 开关甘蔗变
197、电站110kV 母线及线路永泰变电站110kV 母线及线路35kV 母线及线路永莆线 133 线路运行方式莆田地调70地 调 许 可 设 备单位地 调 管 辖 设 备许可设备管辖单位10kV 母线及 10kV 开关宦溪变电站#1 主变35kV 线路兰圃变电站高兰线 311 开关闽侯县调福州牵引变110kV 线路#1、2 主变110kV 母线铁路电调闽清牵引变110kV 线路#1、2 主变110kV 母线铁路电调官巷变电站110kV 母线、旁路母线110kV 红官线 103 开关110kV 官山线 104 开关高山变电站110kV 旁路母线及旁路 170 开关110kV 高厝线 175 开关35
198、 kV 高平 I 路 303 开关110kV 中高线110kV 城高线福清县调北厝变电站110KV 进线 131开关、35KV 进线335 开关；1 主变及主变中性点平潭县调71附录 B厂、站设备的状态及其综合指令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，只能按所连接的设备的综合指令规定执行。B1.2 开关四种状态的规定：B1.2.1 运行状态-开关及其两侧各有一把刀闸在合闸位置。B1.2.2 热备用状态-开关在断开位置，其两侧各有一把刀闸在合闸位置。B1.2.3 冷备用状态-开关及其两侧刀闸均在断开位置。B1.2.
199、4 检修状态-在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸均合上或各装设一组接地线。B1.3 手车开关四种状态的规定：B1.3.1 运行状态-手车在运行位置，开关在合闸位置。B1.3.2 热备用状态-手车在运行位置，开关在断开位置。B1.3.3 冷备用状态-手车在试验位置。B1.3.4 检修状态-手车拉出开关柜，锁上网门并挂警告牌（有加锁装置的应加锁） 。B1.4 开关的操作指令及其说明：B1.4.1 指令中要体现开关的名称和编号，在编号后边必须有“开关”二字。例：新港变南新线 161 开关。B1.4.2 对于旁母开关或双母线结线的开关，转入热备用或运行状态时，必须指明转入方式。例 1：北五线 142 开
200、关由接 I 段母线热备用转接 II 段母线运行。 （所谓“转接” ，系指不等电位的倒闸操作，现场操作中应按先断 1421 刀闸，后合 1422 刀闸的顺序进行。下同。 ）例 2：北西 I 线 151 开关由接 I 段母线运行倒至 II 段母线运行。 （所谓“倒至” ，系指等电位的倒闸操作， 现场操作中应确保母联开关在运行状态后， 按先合 1512 刀闸， 后断 1521刀闸的顺序进行。下同。 ）例 3：鳌峰洲变 110kV 旁母 180 开关由检修转接 I 段母线指向旁母热备用。例 4：110kV 东福线 170 代开关由热备用转作母联开关热备用。例 5：红快线 124 开关由空载运行转热备用
201、。 （所谓“空载” ，系指流经本设备的电流仅为线路、母线或主变的充电电容电流，下同。 ）B1.4.3 对于必须指明合环或并列的开关送电指令必须注明“合环”或“并列”字样（开关72转合环运行后，现场应检查合环的开关有电流指示） 。例 1：古大线 153 开关由热备用转合环运行。例 2：旗明 I 线 174 开关由热备用转同期并列运行。 （注：现场操作时应投入准同期并列装置，确认具备同期并列条件后，方可合闸）B2线路B2.1 变电站端线路的综合指令是对输电线路一侧而言。对于输电线路本身的状态必须取决于线路各侧设备的状态。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 均
202、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， 旁路刀闸及线路 PT 刀闸均在断开位置 （采用电容式 PT 或无刀闸者，则应将 PT 二次侧保险或小开关断开） 。B2.2.4 检修状态-在线路冷备用状态下，合上线路侧接地刀闸或在线路侧装设一组接地线。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：东鼓线 174 线路。B2.3.2 线路检修状态并不包括开关的检修，若要求线路和开关一起转入检修状态，可同令下达。例：红快线 124 开关
203、及线路由空载运行转检修。B2.3.3 由旁母开关替代的线路操作指令请见 B5 规定。B2.3.4 双母线结线中的线路转入运行或热备用的，必须指明转入后的运行方式。B2.3.5 对必须指明充电的线路送电指令必须注明“充电后”字样（充电时要求临时投入的保护在充电 3 分钟正常后应按规定退出） 。例：马红线 123 线路由检修转充电后运行。B3变压器B3.1 变压器的综合指令包括了变压器的本体、作用于变压器的开关以及直接连接于变压器各侧的母线、电抗器、PT 以及必须投切的中性点接地刀闸等设备。对于内桥式结线的变压器的综合指令请见 B6 规定。B3.2 变压器四种状态的规定：73B3.2.1 运行状态
204、-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(中性点接地刀闸的断、合状态由系统运行方式决定)。B3.2.2 热备用状态-各侧开关均在断开位置，至少有一侧开关在热备用位置，即变压器与相邻设备失去电气上的连通（中性点接地刀闸应合上） 。B3.2.3 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的断开点（中性点接地刀闸应断开） 。B3.2.4 检修状态-在冷备用状态下,各侧引线均装设一组接地线或合上主变各侧接地刀闸。变压器接有 PT 或站用变时，应将其刀闸断开，并取下高、低压熔丝。B3.3 变压器的指令及其说明：B3.3.1 应将变压器编号冠于指令之首，采
205、用简称“主变” ，以视与其他变压器的区别。B3.3.2 需要仅一侧与带电母线连通的变压器,指令中须注明“空载运行”字样。例 1：1 主变由热备用转空载运行。例 2：红山变1 主变由热备用转接 110kVI 段母线空载运行（三圈变，特殊情况下使用此指令） 。B3.3.3 三圈变压器操作中，在不影响主变最终状态的原则下，允许单侧开关保留不同的状态，但必须在指令后注明。例：2 主变由检修转运行（301 开关转冷备用） 。B3.3.4 对于直接接有母线、电抗器的变压器，所接设备应视为变压器的一部分，该母线、电抗器与相邻设备的操作应按四种状态的原则进行。B3.3.5 变压器与开关间有刀闸时，则开关可以单
206、独使用具体指令；变压器与开关间没有刀闸，即与开关直接连接时，则开关不能单独使用具体指令，而必须和变压器一起使用综合指令。B3.3.6 仅变动一个变压器中性点接地刀闸的操作可使用单项指令。例：合上1 主变中性点 1718 接地刀闸。B3.3.7 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：110kV 中性点接地刀闸由1 主变倒至2 主变。B4母线B4.1 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（调相机）均由独立开关连接的母线。B4.2 母线四种状态的规定：74B4.2.1 运行状态-母线 PT 刀闸于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或刀
207、闸使母线与相邻设备连接。B4.2.2 热备用状态-母线 PT 刀闸于合闸位置，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。B4.2.3 冷备用状态-母线 PT 刀闸于断开位置， 与相邻设备间的开关、 刀闸都在断开位置。B4.2.4 检修状态-在冷备用状态下的母线上装设一组接地线或合上母线接地刀闸。B4.3母线的指令与说明：B4.3.1 指令必须冠于电压等级和母线编号。B4.3.2 母线的停役可根据需要选择适当的状态步骤下达指令（如运行或空载运行） ，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，则可下单项指令
208、。当本侧无合适的充电保护，需要对侧充电时，本侧母线和线路必须先操作到不带电的运行状态，指令中必须注明“等待充电”字样。例 1：有充电保护的单母线复役操作：1.110kVI 段母线由检修转热备用。2.110kV 旁母 170 开关由冷备用转接 II 段母线向 I 段母线充电后运行。3.合上 110kV 母分 1700 刀闸。4.110kV 旁母 170 开关由母联运行转代东泮线热备用。例 2：无充电保护的单母线复役操作：1.110kVI 段母线由检修转热备用。2.马快线 163 线路由冷备用转运行（等待充电） 。待令（注：此时对侧充电）3.马快线 163 开关由运行转热备用。4.合上 110kV
209、 母分 1600 刀闸。例 3：双母线段复役操作：110kVI 段母线由检修转接母联 100 开关充电后运行B5旁路母线B5.1 旁路母线四种状态的规定：B5.1.1 运行状态-任一把旁路刀闸于合闸位置。B5.1.2 热备用状态-旁路（或旁母）开关处于热备用状态，其它的所有旁路刀闸都在断开位置。75B5.1.3 冷备用状态-所有旁路刀闸包括连接于旁路母线的旁路（或旁母）开关及刀闸均在断开位置。B5.1.4 检修状态-在冷备用状态的旁路母线上装设一组接地线或合上旁母接地刀闸。B5.2 旁路母线的操作指令及说明：B5.2.1 对于转入运行状态的指令必须指明接入哪条线路。例：110kV 旁路母线由接
210、北永线转接北五线运行；B5.2.2 旁路母线由检修恢复送电，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母开关充电，则应注明充电后旁母开关的运行方式。例：110kV 旁路母线由检修转接马红线运行（等待充电） 。例：110kV 旁路母线由检修转旁母 160 开关充电后转接马红线运行（注：充电正常后现场应将 160 开关置于热备用） 。B5.2.3 旁路母线和旁路（或旁母）开关组合操作替代线路开关时，应注意：B5.2.3.1 若主要是改变自身状态时，指令应突出旁母开关编号和状态。例：110kV 旁母 170 开关由代东鼓线热备用转代东福线热备用。B5.2.3.2 被替代的线
211、路状态要改变，指令应突出被代线路的名称和状态，但编号用旁母开关的编号。例：110kV 南鳌 I 线 180 代线路由运行转检修。此时旁路母线在热备用即可。B5.2.3.3 旁路开关的替代和线路开关的退役应合用一条指令，复役时也同样。例：旁母 180 开关由热备用转代南鳌 I 线运行后南鳌 I 线 185 开关由运行转热备用。B5.2.3.4 旁路（或旁母）开关替代线路或主变开关的综合指令包括了旁路（或旁母）开关本身的母差及保护电流方向的改变和投入替代继电保护和安全自动装置 （详见规程 8.2.21） ，复役时也同样。例 1：110kV 旁母 170 开关由母联运行转代东泮线热备用。例 2：22
212、0kV 旁路 240 开关由接 I 段母线热备用转接 II 段母线代#2 主变 202 开关运行后，#2 主变 202 开关由运行转冷备用。B6内桥接线的主变B6.1 内桥接线主变四种状态的规定：B6.1.1 运行状态-至少有一侧的开关使主变与相邻设备有电气联接(允许其它侧开关保留不同的状态)。76B6.1.2 热备用状态-至少有一侧的开关在热备用但各侧开关、刀闸均不能使主变与相邻设备有电气联接(允许其它侧开关保留不同的状态)。B6.1.3 冷备用状态-主变高压侧刀闸在断开位置，中、低压侧开关、刀闸均在断开状态(允许中、低压侧开关在检修状态)。B6.1.4 检修状态-在冷备用的状态上，各侧引线
213、均装设一组接地线或合上主变接地刀闸。B6.2 操作指令及其说明：B6.2.1 主变转入运行状态的指令必须指明接哪一条的线路运行。例 1：五四变1 主变由热备用转接北五线空载运行（注：此时低压侧开关仍保留原状态） 。例 2：五四变1 主变由热备用转接北五线运行（操作后各侧开关均在运行） 。B6.2.2 主变由检修恢复送电，综合指令可直接下达至接入哪条线路运行，而桥路或线路开关的配合操作由现场按规定执行， 操作完毕将桥路或线路开关按原状态恢复， 停役时也同样。例：五四变1 主变由检修转接东五线空载运行（注：此时低压侧开关仍保留原状态） 。应注意：断开桥路开关时不得造成另一台运行主变的误停电。B6.
214、2.3 两台互为备用的线路（或桥路）开关的合环转电应合用一条指令；这命令也包括了备用电源自投装置的切换。例：东湖线 137 开关由热备用转运行后北湖线 138 开关由运行转热备用。B7电压互感器（PT）B7.1 PT 与其所连接的母线、线路、发电机应视为一体，这些设备的综合指令已规定了 PT相应状态。B7.2 对高压侧有刀闸的 PT 可以单独操作，可用“运行” 、 “冷备用” 、 “检修”等三种状态。B7.3 PT 的操作指令包括将二次负荷的转移或恢复， 如果不能够转移的对有关保护的变动应另下指令。B7.4 PT 与连接设备一起检修的指令可以同条下达，复役时亦同。例：南高线 133 线路及 P
215、T 由运行转检修。B8开关与线路设备的组合为非标准状态的调度操作指令；B8.1 由于客观原因使得线路 PT 于线路开关处于非标准状态时。设备的调度指令亦可使用一条具体指令，即编号后不紧跟设备名称，在“由”字后面突出前后设备状态。例 1；西郊变大西线 112 由开关检修转线路运行（即操作前线路 PT 高压侧刀闸在断开位置，操作后须合上 PT 高压侧刀闸） 。77例 2：马江变马快线 163 由开关检修转开关及线路检修（即操作前线路不在检修状态，操作后要求开关及线路均转检修状态） 。例 3：鳌峰洲变东鳌 I 线 176 由开关及线路检修转开关检修（即操作后保留开关检修状态不变） ，但线路接地刀闸应
216、断开（或拆除地线）及合上线路 PT 刀闸（或合上电容式 PT二次空开或保险） 。例 4： 北郊变北秀 I 线 144 由开关检修转线路运行 （即操作前线路 PT 因高压侧无刀闸，二次空开在断开位置，操作后须合上 PT 二次空开） 。B9保护和安全自动装置B9.1 保护和安全自动装置的指令不下达具体的压板，仅下达投切状态。例 1：投入大西线 112 开关检无压重合闸（即运行人员通过压板及定值切换实现了检无压重合闸功能） 。例 2：解除古大线 145 开关所有保护（即断开所有保护跳闸出口压板） 。例 3：解除 110kV 母差保护（即断开母差所有跳闸出口压板，此时母联充电保护功能仍保留） 。例 4
217、：解除 110kVI 段母差保护（即所有接 I 段母线运行开关的母差跳闸出口压板均应断开，此时母差跳母联开关的出口压板仍应投入） 。例 5：解除1 主变差动保护（即断开差动保护跳闸出口压板；若主变有两套差动保护，则两套差动保护跳闸出口压板均应断开） 。例 6：解除1 主变第二套差动保护（即断开第二套差动保护跳闸出口压板） 。B9.2 新投产或改定值后的线路保护及安全自动装置的第一次操作， 应在核对整定单无误后，由值班调度员下达投退指令。B9.3 按正常方式运行的保护和安全自动装置，在检修前现场应记录原来的投切方式，检修结束后必须按原正常方式投切（高频保护应交换信号正常后投入） 。调度只下达一次
218、设备的状态指令。B9.4 一般三相重合闸的两种状态B9.4.1 检无压-无压鉴定重合闸。B9.4.2 检同期-检查同期重合闸。B9.5 调度下达某设备某套保护退出指令后，运行人员应按指令执行。即在不影响其他在运行保护功能的前提下可通过断开保护盘上该套保护的跳闸出口压板和功能压板实现， 如断开该套保护的跳闸出口压板会影响其他在运行保护时， 应通过断开该套保护功能压板的方式实78现。例 1：调度下令解除建新 1 号主变第二套差动保护和后备保护，此时运行人员应解除该套保护盘上所有差动保护和后备保护的跳闸出口压板和功能压板。例 2：调度下令解除建新 1 号主变第二套差动保护，此时运行人员应解除该套保护
219、盘上投差动保护功能压板即断开 2LP1 压板。例 3：调度下令解除南门 1 号主变 110KV 零序 II 段保护，此时运行人员应断开该套保护功能压板即断开 6XB、8XB 压板。例 4：调度下令解除东郊 1 号主变差动保护（如主变未旁代） ，此时运行人员应解除该套保护功能压板和出口跳闸压板即断开 1LP1、1LP2、1LP5、1LP7、1LP10 压板。例 5：调度下令解除北郊 110KV 母差保护，此时运行人员应断开该套保护所有跳线路出口压板。例 6：调度下令解除北郊 149 北义 I 线距离保护，此时运行人员应解除该保护功能压板即断开 1LP5。例 7：调度下令解除 110KV 义洲变
220、1 号主变差动保护，此时运行人员应解除该套保护功能压板和出口跳闸压板即断开 1LP、2LP、10LP、19LP、28LP 压板。79附录 C主要设备名称表编号设备名称调度标准名称1汽轮、水轮、燃气轮等发电机组统称号机2锅炉号锅炉3发电厂（站）、变电所（站）的主变压器号主变4发电厂、 站不同电压等级母线联络变压器 （500KV与220KV联络变）号联变5发电厂（站）、厂（站）用变压器厂用变6变电所（站）、 所（站）用变压器站用变7母线段母线8旁路母线旁母9各种形式的隔离开关的统称刀闸10母线侧隔离开关母线刀闸11线路侧隔离开关线路刀闸12变压器侧隔离开关变压器刀闸13发电机侧隔离开关发电机刀闸1
221、4接地用的隔离开关接地刀闸15空气、多油、少油、六氟化硫等各类型断路器统称开关16线路断路器线路开关17母线联络断路器母联开关18主母线与旁路母线的联络断路器旁路开关19母联又兼旁路断路器旁母开关20母线分段断路器母分开关21变压器断路器变压器开关22发电机断路器发电机开关23输电线路线路24线路架空避雷线架空地线25电力电缆电缆26避雷器避雷器27电流互感器流变（CT）28电压互感器压变（PT）29变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻器接地电阻80编号设备名称调度标准名称30消弧线圈消弧线圈31并联无功静止补偿器静补32并联补偿电容器电容器33线路串联无功补偿装置串补34线路串联电抗器串联电
222、抗器35并联电抗器电抗器36变压器高压侧并联电抗器高抗37变压器低压侧并联电抗器低抗38结合滤波器结合滤波器39阻波器阻波器40电流系统的继电保护装置保护81附录 D操作术语表编号操作术语含义1操作指令值班调度员对其所管辖的设备进行变更电气结线方式和事故处理而发布倒闸操作的指令。 又可根据指令所包含项目分为逐项操作命令、综合操作指令。2操作许可电气设备， 在变更状态操作前， 由厂站值班人员提出操作项目，值班调度员许可其操作。3并列发电机（或二个系统间）经检查同期并列运行。4解列发电机（或一个系统）与全系统解除并列运行。5合环合上网络内某开关（或刀闸）将网络改为环路运行。6解环将环状运行的电网解
223、为非环状运行。7开机将汽（水）轮发电机组启动待与系统并列。8停机将汽（水）轮发电机解列后停去。9自同期并列将发电机（调相机）用自同期法与系统并列运行。10准同期并列将发电机（调相机）经同期检查装置与系统并列运行。11合上把开关或闸刀放在接通位置。12断开将开关或闸刀处于断开位置。13跳闸（分相开关时单相或三相）设备（如开关、主汽门等）自动从接通位置变为断开位置。14倒排（倒母线）线路、主变压器等设备从接在某一条母线倒为接在另一条母线上（这期间设备在不间断中转换）15改接（冷倒）开关在热备用状态，拉开母刀闸，合上母刀闸。16强送设备因故障跳闸后，未经检查及送电。17试送设备因故障跳闸后经初步检查
224、后再送电。18充电不带电设备与电源接通，但不带负荷。19验电用校验工具验明设备是否带电。20放电设备停电后，用工具将电荷放去。21核相位用校验工具核对带电设备二端的相位。82编号操作术语含义22挂（拆）接地线（或合上， 断开接地刀闸）用临时接地线（或接地刀闸）将设备与大地接通（或断开）。23核相序用检验工具核对电源的相序。24短接用临时导线将开关或刀闸等设备跨越旁路。25带电拆接在设备带电状态下拆断或接通短路线。26拆引线或接引线设备（如架空线、开关、刀闸、电缆头等）引线或架空线的跨越线（弓子线）的拆断或接通。27带电巡线在线路有电时或线路未接好接地线情况下进行巡视线路。28停电巡线在线路停电
225、并接好接地线情况下巡视线路。29零起升压利用发电机将设备从零起逐渐增至额定电压。30紧急拉电（或拉路）事故情况下（或超计划用电时）立即将供电用户用电的线路切断停止送电。31紧急减出力（或升出力）事故情况下立即将发电机出力减下来（或升上去）。32限电限制用户用电。33将保护改投跳闸将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。34将保护改投信号将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。35将保护停用将保护由跳闸或信号位置改为停用位置（退出电源）。36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。37联跳某开关跳闸时，同时联锁跳其他开关。38母差保护投入母差保护投入运行，跳闸压板投入。39高频
226、保护测试通道高频保护按规定进行通道对试。83附录 E调度术语表编号调度术语含义1报数：幺两三四五陆拐八九洞一二三四五六七八九零2调度管辖发电设备的出力（计划和备用）运行状态改变和电气设备的运行方式，倒闸操作及事故处理的指挥权限划分。3调度指令值班调度员对其所管辖的设备发布变更出力计划、备用容量、运行方式、结线方式，倒闸操作及事故处理的指令。4调度许可设备由下级调度运行机构管辖，但在进行有关操作前必须报告上级值班调度员， 并取得其许可后才能进行操作， 操作后必须汇报。5调度同意值班调度员对下级调度、运行值班人员提出的申请、要求等予以同意。6直接调度值班调度员直接向现场运行值班人员发布调度指令的调
227、度方式。7间接调度值班调度员向下级值班调度员发布调度指令后由下级调度值班员向现场值班人员传达调度指令的方式。8发布指令值班调度员正式给下属各运行值班人员发布的调度指令。9接受指令值班人员正式接受值班调度员发布给他的调度指令。10复诵指令值班人员在接受值班调度员发布给他的调度指令时，依照指令的布置和内容，给值班调度员诵读一遍。11汇报（回复）命令值班人员在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间。12拒绝指令值班人员发现值班调度给他发布的调度指令是错误的，如执行将危害人身、设备和系统的安全，或者是其他原因，拒绝接受该调度指令。13重复命令值班调度
228、员对下属值班人员的拒绝指令以后，为保证系统安全或其他因素，必须坚持该项调度指令而再次发布指令。14设备停役在运行或备用中的设备调度操作后停止运行及备用，由生产单位进行检修、试验或其他工作。15设备复役生产单位设备检修完毕，具备运行条件，经调度操作后投入运行或列入备用。16设备试运行检修后或新投产的设备投入系统运行，进行必要的试验与检查，并且随时可能停止运行。84编号调度术语含义17停役时间锅炉以关闭主汽门的时间为准，汽机（发电机）以主油开关拉开时为准。主变等变电设备以停役或退出备用时为准。线路以各端做好保安接地，许可工作为准。18复役时间锅炉指达到额定汽压汽温并炉供汽时，汽机指发电机主油开关合
229、上时，如系统上需该机或炉放备用，则同线路一样以汇报工作接受时为复役时间。主变等变电设备以恢复运行或重新进入备用为准。19有功（或无功出力）多少指发电设备的有功（或无功）出力多少，（单位：有功为千瓦或兆瓦，无功为千乏或兆乏）20地区负荷地区用电的有功（或无功）负荷21线路（或变压器）潮流指线路（或号主变kV侧）的电流、有、无功。以母线送出为正（写PjQ）反之送向母线为负（写PjQ）22过 负 荷线路、主变等电气设备的电流超过运行限额。23超 铭 牌机组的负荷超过制造厂规定或改造后规定的铭牌限额。24增加有功（或无功）出力在发电机原有功（或无功）出力基础上增加有功（或无功）出力。25减少有功（或无
230、功）出力在发电机原有功（或无功）出力基础上减少有功（或无功）出力。26提高频率或电压在原有频率（或电压）的基础上提高频率（或电压）值。27降低频率或电压在原有频率（或电压）的基础上降低频率（或电压）值。28维持 频率，校电钟将频率维持 ，校正电钟与标准时间的误差。29停止校电钟将频率维持正常，停止校正电钟。30锅炉热状态锅炉从系统中解列后冷却时间较短，采取措施保持适当的汽温、汽压者。31锅炉的热备用容量全厂锅炉总的并列容量比调度需要出力多准备的容量，并随时可以根据调度需要增加负荷。32锅炉冷状态锅炉已停止运行，但随时可以升火加入运行。33锅炉（干、湿、氨）保养状态锅炉已做好保养措施。34锅炉检
231、修状态已做好开工前的检修措施的。35紧急备用设备存在某些缺陷或其他原因正常停用状态，只允许在紧急需要时，短时期运行，并经有关领导批准。85编号调度术语含义36发电机旋转备用容量（包括原动机）运行正常的发电机带一部分出力，与额定容量所差的另一部分容量。并且随时可以加出力。37发电机冷备用状态（包括原动机）发电机已停止运行，但随时可以启动加入运行。38发电机检修状态已做好开工检修措施的发电机。39发电机调相运行发电机改作调相机运行。40发电机无励磁运行 运行中发电机失去励磁后，吸取系统上的无功异步运行。41力率发电机输出功率 （出力） 的功率因数COS， 当电流滞后电压， 输出功率（出力）滞相用“
232、”。当电流超前电压，进相用“”。42进相运行发电机或调相机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功。（力率超前）。43滞相运行发电机或调相机力率滞后。44升压（指发电机） 调节磁场变阻器，升高发电机定子电压或励磁机电压等。45空载发电机未并列，但已达到额定转速。46满载发电机并入系统后带到额定出力。47开关相跳闸未经操作的开关相由合闸转为分闸位置。48开关非全相合闸开关进行合闸操作时只合上一相或两相。49开关非全相运行开关跳闸或合闸等使开关一相或两相合闸运行。50开关相跳闸重合成功开关相跳闸后，又自动重合上相，未再跳闸。51开关跳闸，三相重合成功开关跳闸后，又自动合上三相，未再跳闸。
233、52开关相跳闸，重合不成功开关相跳闸后，又自动重合上相，开关再自动跳开。53开关跳闸，三相重合不成功开关跳闸后，又自动合上三相，开关再自动跳开。54开关（相）跳闸重合闸未动开关（相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未自动合上。55充电设备带标称电压但不按带负荷。56送电对设备充电并带负荷。57停电断开开关及刀闸使设备不带电。58停电检修设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。86编号调度术语含义59母线单相接地指示经消弧线圈接地或不接地系统中发生某相接地后变电所（或发电厂）母线接地信号指示。60升压（指锅炉）锅炉自点火至并炉整个过程。61并炉锅炉升火待汽压、汽温达到规定值后与蒸汽母管并列。62停
234、炉锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压。63吹灰用蒸汽或压缩空气吹清锅炉各受热面上的积灰。64向空排汽开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放向大气。65水压试验指设备检修后进行水压试验，检查有否泄漏。66灭火锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄火。67打焦用工具清除四角火嘴、水冷壁、过热器管，防焦箱结焦。68盘车用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子缓慢转动。69低速暖机汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到一定均匀的温度。70惰走汽轮机或其他转动机械在停止汽源或电源后继续保持惯性转动。71升速汽轮机的转速按规定逐渐升高。72维持全速发电机组因故与系统解列后，维持额定转速，等待并列。7
235、3滑参数起动（或停机）一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷上升（或下降）的起动（或停机）方式。74冲转指蒸汽进入汽轮转子开始转动。75脱扣指汽机自动装置动作（或手动）造成自动主汽门关闭。76甩负荷将载有负荷的发电机的主开关突然断开（事故或试验）的负荷甩至零。77反冲洗大型汽轮机组凝汽器中循环水经调整阀门方式后，反向流动冲走垃圾。78紧急降低出力系统事故或异常情况下，将发电机组出力紧急降低但机组不解列。79号机 （或号炉）紧急停机（炉）设备发生异常情况，不能维持运行而紧急将设备停止运行。80振荡电力系统并列的两部分间或几部分间失去同期，使系统上的电压表、电流表、有、无功表发
236、生大幅度有规律的摆动现象。81波动系统电压、频率、功率发生瞬时下降或上升后立即恢复正常。82摆动系统上的电压表电流表频率、功率产生有规律的小量摇摆现象。87编号调度术语含义83潮流电网稳定运行时的电压、电流、功率流向。84失步同一系统中运行的两电源失去同步。85CRT原意为阳极射线管，现泛指屏幕显示器。86EMS能量管理系统，即较高级的电网调度自动化系统。87水库水位水库坝前水面海拔高程（米）。88尾水水位水电厂厂房尾水水面高程（米）。89正常高水位水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到的水位。90死水位在正常运用的情况下允许水库消落的最低水位。92汛限水位水库在汛期为满足防汛等
237、综合利用要求所允许蓄水的上限水位。93发电水头水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差值（米）。94（日、月）平均水头水电厂日 （月） 平均水库水位与日 （月） 平均尾水水位之差值 （米） 。95（日、旬、月、年）平均入库流量某时段（日、旬、月、年）内平均流入水库的流量（秒立方米）。96（日、旬、月、年）平均出库流量某时段（日、旬、月、年）内平均流出水库的流量（秒立方米）。97（日、旬、月、年发电用水量发电厂在某时段（日、旬、月、年）内发电所耗用的水量。）98（日、旬、月、年）弃水量。水库在某时段（日、旬、月、年）内未兴利弃掉的水量。99允许最小出库流量为满足下游兴利（航运、灌溉、工业引水等）及电网最低电力要求需要水库放出的最小流量（秒立方米）。100开启（关闭）溢流闸门根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门、大坝、泄流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门。101发电耗水量每发一千瓦时电量平均所耗的水量（立方米/千瓦时）。102消落水库水位把坝前水库水位降低。103蓄高水库水位把坝前水库水位提高。
