乌海地区电力系统调度规程.ppt

乌海地区电力系统调度规程,2009年6月,目录,总则第一章调度管理第一节调度管理的任务和职责第二节调度范围的划分第三节调度运行管理第四节系统运行方式的管理第五节设备检修的调度管理第六节新建、改建、扩建设备投入运行的调度管理第七节并网管理第八节继电保护及安全自动装置的管理第九节调度自动化系统管理第十节调度系统通信管理第十一节集控站的运行与管理第二章倒闸操作第一节倒闸操作的一般原则和规定第二节变压器的操作第三节线路操作第四节断路器、隔离刀闸、母线操作第五节合解环和并解网操作第六节消弧线圈的运行和操作,第三章电网的事故处理第一节事故处理的一般原则第二节线路开关跳闸的处理第三节变压器开关跳闸的处理第四节系统单相接地的事故处理第五节母线失压及变电站全站停电事故处理第六节系统周波下降和电压下降的事故处理第七节设备过负荷的事故处理第八节通讯中断的事故处理第九节调度自动化信息中断事故处理第十节电网设备异常处第四章负荷管理第五章调度员服务规程第一节调度员职责第二节调度员交接班制度第三节调度员培训制度第四节调度员优质服务制度,总则为了适应电力体制改革的要求和加强对乌海地区电力系统(简称乌海电网)的调度管理，保证电力系统安全、稳定、优质、经济运行，尽最大能力保证对用户的持续供电，编制本规程。乌海电网是内蒙西部电力系统(简称蒙西电网)的一部分,由海勃湾、乌达、海南三个区的发电厂、变电站、电力线路和用户组成。电能的生产、输送、使用是同时完成的,因此,电网中的发电、供电和用电是一个不可分割的整体,对电力系统的运行必须实行统一调度,分级管理。凡是并入乌海电网的发电厂、变电站和用户,必须服从调度机构的统一调度,各有关单位之间应密切配合协作,确保全系统安全、稳定、优质、经济运行。本规程根据中华人民共和国国务院颁布的电力法、电网调度管理条例(以下简称条例)及部颁电网调度管理条例实施办法、电力系统技术导则、关于发电厂并网运行管理的规定及内蒙古电力有限责任公司制定的内蒙西部电力系统调度规程结合乌海电网的实际情况编制。它是乌海电网运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程,必须严格执行。凡是参加乌海电网统一调度的有关单位，必须严格执行本规程，上述各单位颁布的专业规程、现场规程、规定、制度、条例等,涉及调度业务部分,均应与本规程相符,否则，应根据本规程的原则予以修改。乌海电业局调度所(简称乌海地调)是乌海电网运行的组织、指挥、指导和协调机构,受乌海电业局的直接领导。乌海地调既是生产运行单位,又是乌海电业局职能机构,代表电业局在电网运行中行使调度权。乌海地调对网内所属发电厂、变电站、用户,包括用户变电站,在电网调度业务活动中是上、下级关系,下级必须服从上级的调度。,下列人员应通晓本规程的全部或有关部分:供电单位分管生产领导、调度所所长、调度组长及调度值班人员、运行组长及运行方式专责人员、继电保护有关人员。运行所分管变电站副所长、变电专责人、集控站站长、班长及电气运行值班人员、操作人员。各发、供电单位、检修所、运行所负责生产的分局（厂、所）长、调度所所长、运行部长,除应通晓本规程(或有关部分)外,还应负责监督贯彻本规程。除上述人员外,其他与调度业务有密切联系的各级管理部门的领导和有关人员,也应了解本规程或本规程的有关部分。如遇本规程与上级电力部门及调度部门有关规程冲突时,应以上级电力部门及调度部门规程为准。本规程的批准权属于乌海电业局,解释权属乌海电业局调度所。各单位在执行过程中如对本规程的某项条文有异义,应及时报告乌海电业局调度所,由调度所汇总审核修编后,报乌海电业局批准执行。,第一章调度管理第一节调度管理的任务和职责1.1.1电网调度管理一般包括调度运行管理、调度计划管理（含电力市场运作、设备检修管理）、继电保护和安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通讯管理、调度系统人员培训管理等。1.1.2乌海电业局调度所是乌海地区电力系统运行、操作和事故处理的指挥机构,在业务上受内蒙古电力调度通信（交易）中心（以下简称中调）的调度和指导,各厂、所及用户按其设备所辖范围,分别受内蒙中调及乌海地调的统一指挥。1.1.3调度管理的任务,是领导地区系统运行,指挥本系统倒闸操作、事故处理,落实停电检修,充分发挥地区系统内发、供电设备潜力,确保系统安全、稳定、优质、经济运行。1.1.4电网调度管理要保证实现下列基本要求：1、充分发挥发、供电设备的能力，以有计划有秩序地满足本网用电需要；2、使电网安全、稳定运行，保证供电可靠性；3、使电网供电的电能质量（频率、电压和谐波分量等）符合国家规定的标准；4、使电网在最经济的方式下运行；5、按照有关合同或者协议，实行“三公”（公平、公开、公正）调度，保护发电方、供电方、用电方等各有关方面的合法利益。,1.1.5乌海地调的主要职责：1、执行内蒙中调的调度指令；2、编制和执行地区电网内的运行方式；3、对调度管辖范围内的设备进行操作管理；4、编制调度管辖设备检修进度表,落实检修计划及用户停电申请；5、定时记录和测量本地区电网的负荷,电压等参数,定期分析电网运行情况；6、指挥调度范围内的电压调整,配合有关部门作好地区电网的无功电压、线损和可靠性管理并做好有关理论计算和统计分析；7、指挥地区电网内的事故处理,参加事故分析,制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施；8、参加编制发电量计划和各项经济技术指标,改进系统经济运行的措施。对地区电网的远景规划、发展、设计和改进提出意见,并参加审查工作；9、负责本调度机构管辖的继电保护和安全自动装置运行管理和定值计算管理；10、参与编制乌海电网事故及超计划用电的限电序位表,调整地区电网的负荷分布,发布乌海地区电网的统一调号；11、负责搞好地区电网内的调度自动化和通信设备运行管理工作；12、参加内蒙电力调度自动化和通信的设计审查工作和远景规划工作；13、参加新建、扩建、改建的发、送、变电工程的设计、审核工作；14、参加新建、扩建、改建工程设备和用户的投产试运行工作；15、组织调度系统有关人员的业务培训；16、负责地区电网内企业自备电厂并入电网的调度协议签定工作及其它有关调度运行的技术、管理工作。,第二节调度范围的划分为使电网调度机构能够有效地指挥系统的运行与操作,凡是并入乌海电网运行的发、供电设备,均按“统一调度,分级管理”的原则进行调度范围的划分。乌海地调在执行调度业务时,对其所属电网的设备划分为第一类设备（地调管辖）、第二类（地调管理）和第三类设备。第一类设备只有得到值班调度员的指令或经许可后方可对其进行操作。第二类设备进行操作应事先征得值班调度员的许可,操作后立刻报告值班调度员。第三类设备为变电站、发电企业和用户自行管理的设备。,1.2.1内蒙中调一类设备1、220KV顺达变电站220KV出线（251、252、253、254、255、256）、220KV母线。2、220KV伊和变电站220KV出线（251、252、253、254、255、256、257）、220KV母线。3、220KV黄河变电站220KV出线(251、252)、220KV母线。4、220KV五福变电站220KV出线(252、253、257、258)、220KV母线。5、220KV祥和变电站220KV出线(251、252、253、254、257、258)、220KV母线。6、220KV卧龙岗变电站220KV出线(253、257)、220KV母线。7、继电保护和安全自动装置随一次设备调度管辖范围的划分而相对应划分。,1.2.2乌海地调一类、内蒙中调二类设备1、伊和220KV变电站1、2主变压器及220KV中性点210、220刀闸。2、顺达220KV变电站1、2主变压器及220KV中性点210、220刀闸。3、黄河220KV变电站1、2、3主变压器及220KV中性点210、220、230刀闸。4、五福220KV变电站1、2主变压器及220KV中性点210、220刀闸。5、祥和220KV变电站1主变压器及220KV中性点210刀闸。6、卧龙岗220KV变电站1主变压器及220KV中性点210刀闸。7、220KV海宝线、卧宝线、220KV宝山变电站220KVI，II段母线、1、2、3主变压器及220KV中性点210、220、230刀闸。8、220KV神慧线253间隔,1.2.3乌海地调一类设备1、上述设备以外乌海地区电网内的其它变电站10KV（6KV）以上站内设备。2、乌达发电厂110KV出线、35KV母线及出线。3、110KV、35KV系统接地方式或接地设备及乌海电网低周减载装置。4、并入乌海地区电网的企业发电厂设备的管辖或管理，按调度协议执行。5、继电保护和安全自动装置随一次设备调度管辖范围的划分而相对应划分。1.2.3乌海地调二类设备1、用户中由地区电网管理的变电站10(6)KV、35KV双回线及以上供电的用户端开关、刀闸。2、调度管理设备的继电保护和安全自动装置随管理范围的划分而相应划分。,第三节调度运行管理1.3.1乌海地调调度员,在其值班期间,按照批准的调度管辖范围,代表乌海电业局对乌海地区电网的运行操作、调整、事故处理行使指挥权,对其所辖范围内各厂、站值班人员发布调度指令,并对其正确性负责。在调度关系上还应受内蒙中调值班调度员的领导,接受其发布的调度指令。1.3.2并入乌海地区电网运行的发电厂的值长(包括电气班长)、变电站值班人员,在其值班期间,所属设备按调度管辖范围的划分,受乌海地调值班调度员的指挥,接受乌海地调值班调度员的指令,并对执行指令的正确性负责。1.3.2乌海地调值班调度员、发电厂值长和变电站值班长,在值班期间接受上级值班调度员下达的指令时,应复诵指令,核实无误后方可执行。调度指令的内容发令和受令双方均应录音,并作记录。如受令者认为调度指令不正确,应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告,由发令值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。如发令的值班调度员重复该指令时,接令值班人员原则上必须执行,但执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时值班人员应拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。如无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令,则未执行调度指令的值班人员及不允许执行调度指令的领导人均应对此负责。,1.3.3任何单位和个人不得违反电网调度管理条例（以下简称条例）,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,有权力和义务拒绝各种非法干预。1.3.4一般情况下,乌海电业局的主管领导发布的一切有关调度业务的指示,应通过调度机构负责人(调度所长,调度班长下同转达给值班调度员。如找不到上述人员时,值班调度员可直接接受其指示并执行,且尽快报告上述人员。1.3.5调度机构的负责人以及发电厂,变电站负责人,对上级值班调度员发布的调度指令有不同意见时,只能向上级电力行政主管部门或上级调度机构提出,在未作出答复前,接令的值班人员仍必须按照上级值班调度员发布的该调度指令执行；如上级采纳或部分采纳所提意见,由接受意见的调度机构负责人将意见通知值班调度员,由值班调度员更改调度指令并由其发布。,1.3.6除电力行政主管部门、电网调度部门、调度机构负责人所作的不违反条例和其他有关法规、规程、规范等的指示以及调度机构内有关专业部门按规定所提的要求,并按第1.3.5条规定传达给值班调度员外,其它任何人直接对值班调度员发布或者执行调度指令提出的任何要求,均视为非法干预。1.3.7发电厂和变电站的值班人员接班后应主动向值班调度员汇报运行情况,地调当值调度员应主动向内蒙中调汇报运行情况并记入运行日志,必要时将有关情况通知有关单位。1.3.8只有经局正式批准的当值调度员有权发布调度指令和接受上级调度指令,只有经厂(所)批准的当值值长（正值值班员）才有接令的权力,对无正当理由破坏调度纪律的人员,乌海地调上报有关部门进行调查并按相关规定进行处理。,1.3.9新调度员担任工作前,必须熟悉现场设备、系统结线和有关规程制度，经培训、考核并取得合格证书,方可担任调度工作。1.3.10在电力系统异常运行的情况下,为保护电能质量和电网安全稳定运行,值班调度员下达限电指令,下级调度、变电站及发电厂值班人员必须迅速执行,并如实汇报限电情况。1.3.11各厂(站)应在每天零点,汇报前一日运行情况及电压、负荷情况。1.3.12当电网内发生异常运行情况时,有关的厂(站)值班人员应立即报告值班调度员,双方做好详细记录,对重大设备缺陷和异常情况应立即向各自的有关领导汇报。,第四节电网运行方式的管理1.4.1乌海地区电网的运行方式应根据地区电网运行方式,结合乌海电网特点定期进行编制。1.4.2运行方式的编制原则如下：1、保证整个电网及其各个组成部分能安全经济运行。2、当系统故障时,能迅速有效地限制事故扩大和消除事故。3、按照电力系统安全稳定导则关于系统稳定运行的要求,确保系统的稳定。4、保证系统内各处电能质量合格,保证继电保护及安全自动装置配合协调。5、做到经济性和灵活性。6、保证特殊重要用户供电可靠。1.4.3电网运行方式按年、季（月）、日编制。,1.4.4为了编制地区电网运行方式,下列各单位应于每年10月20日以前向调度所提供次年有关资料：局工程基建部应向调度所提供送变电投产的项目以及预定的投产时间、局生产技术部应向调度所提供供电设备年度检修计划，大用户管理局应向调度所提供管理用户分月最大负荷及电量计划。1.4.5年度运行方式的内容应包括年度运行方式分为上年度运行情况总结和本年度运行方式两大部分，其中上一年度总结包括：地区电网规模、新投产发变输电设备、生产情况评价及分析、安全情况总结分析等；本年度运行方式包括：电力电量平衡、典型运行方式潮流、静态安全分析、短路容量分析及措施、稳定水平分析及措施、无功平衡即电压水平分析及措施、网损预测及降损措施、安全自动装置及低频减载方案、本年度电网运行存在问题、改进措施建议。,1.4.6为了编制月调度任务书,要求各有关单位每月18日以前将下月计划包括预计负荷及电量、各企业电厂发电、检修计划报调度所,调度汇总,在局月度生产计划会上讨论通过后,汇总局检修计划后，由调度所负责统一下发,各单位按月度计划执行。1.4.7月调度任务书应包括以下内容:1、电网预计最大负荷、电量;2、各企业发电厂发电量计划、可调出力、可调小时数;3、计划用电安排4、发供电设备检修安排;1.4.8日计划包括以下内容:1、电网预计日负荷曲线、计划最大负荷及平均电量;2、发供电设备检修试验安排;3、特殊运行方式下的电气结线图和必要的反事故措施、注意事项等。1.4.9日运行方式由方式专责编制，方式、保护、调度审核，地调主管方式的副所长签发，地调值班员受理并下达执行。1.4.10年度大修计划日期应为月日一月日,时间精确到日,月度检修计划时间应为月日时一月日时,时间精确到小时,日计划应为月日时分一月日时分。,1.4.11月度计划的起止日期为本月28日一下月28日。1.4.12各有关单位应严格按要求上报月检修计划,逾期不报者,视为无计划,调度不予安排检修,遇有检修按临检考核。1.4.13列入月度检修计划的计划检修,各检修单位仍需在检修前一天的10时前向地调方式组报出停电检修申请,每逢周五,各检修单位应向地调报出次三日的停电检修申请,逢节假日应于节前三天报节日到节后一日的停电检修申请,否则视为自动放弃计划或由检修单位另行申请时间,不按时办理申请者,地调将不予安排。1.4.14由地调所管辖的继电保护及安全自动装置的投入、退出，应得到地调值班调度员的同意方可。需退出保护进行检修或调整定值时，应与前一天17时前向地调调度员或运行方式班提出申请。,第五节设备检修管理1.5.1检修的一般原则：1、设备检修须实行统一管理、统一安排进度、统一制定安全措施并予以落实。检修项目必须列入月度生产调度计划中。2、地调管辖的设备和受中调委托指挥的设备检修，应由各单位向地调提报检修计划。中调直调的设备，设备管理单位应向调度所方式班提出申请，在由方式班向中调提出申请。3、设备检修应按部颁规程规定的周期结合实际情况进行,坚持“预防为主,计划检修,应修必修,修必修好,统一配合,避免重复停电”的原则,保证设备经常健康地运行。4、检修工作应密切配合。凡属统一配合的检修,必须一次进行检修,不允许重复停电。1.5.2能够带电检修的项目,应不停电进行。在调度管辖的电气设备上进行带电作业时,凡对电网有要求者,均应提出工作时间、工作地点、工作内容,并取得值班员调度同意。工作结束后,应及时向值班调度员汇报。1.5.3检修必须妥善安排，严禁未经申请及批准而私自在调度管辖的已停电的设备上进行检修工作。,1.5.4设备检修时间计算1、发电设备检修时间计算,是从设备解列或退出备用时开始,到设备重新并列或转入备用时为止。2、变电设备检修时间计算,是从设备断开或退出备用时开始，到设备重新投入运行或转入备用时为止。3、电力线路检修时间计算是从值班调度员下达了可以开始检修开工指令开始，到值班调度员接到线路检修工作全部结束可以送电的报告为止。4、保护和安全自动装置退出的时间计算，从保护或安全自动装置退出运行开始，到保护或安全自动装置从新投入运行为止。1.5.5任何检修不能按计划执行时，必须提前两天向调度申请，批准后，方可推迟或取消。如遇不能按预定时间完工时，检修单位必须及时讲明原因，在批准检修时间的一半以前向值班调度员提出申请，办理延期检修手续，值班调度员同意以后方可执行。其延长检修时间，应按电业生产事故调查规程进行考核。,1.5.6值班调度员有权批准的检修延期时间为2小时，超过2小时应由调度所分管所长或总工程师批准。1.5.7临时检修的申请与批复1、临时检修应由检修单位填报检修停电申请，调度所按有关规定办理。值班调度员有权批准当日可完工且对电网供电无明显影响的设备检修，并做好记录，及时通知方式人员。2、各类检修工作涉及限电范围较大时，必须由局总工程师或分管局长同意后方可工作。经批准的各类检修，必须在得到值班调度员的同意后，方可将设备停止运行或退出备用。,第六节新建、改建、扩建设备投入运行的调度管理1.6.1凡新建、改建、扩建的发、输、变、配电设备，应于设备投入运行前三个月由工程建设单位向调度部门报送下列资料:1、锅炉、汽轮机、发电机、励磁机等技术规范详表,发电机空载和短路特性曲线；2、发电机Xd、Xd、Xd、XQ、XQ、X2、X0、时间常数Tao等厂家出厂试验值;3、汽轮机、发电机等转动惯量,调速器调整率;4、煤、粉、汽、水系统图;5、变压器铭牌参数;6、电气主接线图;7、厂用系统图;8、保护装置配置图、原理图：9、升压站、变电站平面布置图;10、线路走径图、相序图;11、线路杆塔型式、杆塔基数、线路长度、导线、架空线型号、排列方式、线间距离、对地距离、平行线路间的距离、平行长度等、架空地线型号;12、开关铭牌参数、阻波器参数;13、电流、电压互感器铭牌参数;14、现场运行规程;15、通讯方式、远动自动化资料。,1.6.2调度所在取得上述资料后,一个月内向运行单位批复下列事项：1、入网批准书2、设备的命名和编号;3、设备调度范围的划分;4、变压器分接头位置的确定;5、调度规程;6、继电保护定值通知单(收到资料三个月内)；7、加入电网运行时接线方式的要求。1.6.3新建、改建或扩建设备,在预定正式加入系统运行前一个月,应由建设单位或设备所属单位向调度提出正式加入系统运行的书面申请。书面申请的内容包括:1、新建、改建或扩建工程名称;2、预定启动、试运日期;3、试运行方案;4、启动试运行负责人及运行人员名单;5、启动试运行过程对运行系统的要求。,1.6.4调度所接到上述申请后,应于予定起动试运行前一周予以批复。其内容为:1、起动试运期间的调度方案;2、运行接线方式；3、乌海地调调度员名单;4、要求的运行报表清单;5、电网对启动试运期间的具体要求等。1.6.5乌海地调管辖、管理的新建发电厂和变电站,在提出接入系统运行申请书以前,必须具备由该厂或站至调度的直通电话和备用电话。1.6.6凡由于设备不完善,设备试验不合格,主要保护装置不能投入,向调度所报送资料不全,或因调度电话不通等原因,调度所有权拒绝批准新设备投入系统。1.6.7运行主管单位虽已得到许可新设备加入系统运行的批复通知,但在正式并网前,仍需得到值班调度员的指令或许可。对于新建的发电厂和变电站,在并网试运期间的一切调度管理必须遵循本规程的规定。,1.6.8变电站新增出线间隔的管理对于已移交运行的变电站，如需新建、改建、扩建线路间隔，间隔接火工作必须报请乌海电业局生产部批准，书面下达至有关单位，并按以下程序办理。未经启动试运的间隔，由变电运行所管辖，间隔接火工作由施工单位至变电运行所办理工作票后进行，工作结束后汇报值班调度员。已启动试运结束并移交调度运行的间隔，间隔接火工作由施工单位至调度办理申请后，到变电运行所办理工作票后进行，调度值班员应将该间隔转为冷备用，安全措施由变电运行所值班人员自设，工作结束后汇报值班调度员。1.6.9新建、改建、扩建的设备,试运行结束并签字移交运行后,主管运行的单位应立即电话通知值班调度员,自此时起,该设备的一切运行和操作事宜均应严格按本规程执行。1.6.9凡是要接入乌海地区电网的发电厂和企业自备电厂,均要按国家电网公司颁布的关于发电厂并网运行管理的规定办理接入电网的手续。,第七节并网管理1.7.1凡并入乌海地区电网运行的发电厂的发电机组、变电站，必须纳入乌海地区电网调度管理范围，服从各级调度机构的统一调度，接受技术监督。1.7.2需要并入乌海地区电网的发电厂的发电机组、变电站，在并网发电前应根据平等互利、协商一致的原则依据调度权限签订并网协议。并通过发电厂并网运行安全性评价中所规定的并网必备条件。1.7.3需要并入乌海电网的发电厂、机组、变电站或电网，在与电网调度机构签订并网调度协议之前，提出并网申请，由电网管理部门审查其是否符合并网运行条件。,1.7.4需要并入乌海电网的发电厂、机组、变电站或地方电网，必须接受电网统一调度的技术措施和管理措施，应当具备以下基本条件；1、新投产设备已通过正式验收；2、具有保证电网及设备本身安全的技术措施；3、已向电网管理部门提交齐全的技术资料；4、与有关电网调度机构间的通信手段符合规定要求并已具备投运条件；5、按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，并网运行的安全措施已落实；6、调度自动化设施已按电力行业标准、规定设计建成，其信息已具备送达有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件；7、与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格；8、具备正常运行的其他条件，并以书面形式报请电网管理部门批准；,1.7.5满足并网运行条件的发电厂的发电机组、变电站申请并网运行，电网管理部门应当予以受理，按规定签订并网协议，协议包括并网经济协议（购售电合同）和并网调度协议两部分。1.7.6并网经济协议（购售电合同）应包括以下内容：1、电量购、销办法；2、电价和结算办法；3、计量和考核办法（包括技术监督和考核指标）；4、违约责任和奖惩办法；5、意外灾害的处理办法；6、纠纷处理办法；7、并网双方商定的一致的其他内容条款。,1.7.7并网调度协议应包括以下基本内容：1、界定调度管辖范围及按统一的规程、规范实行调度和服从电网统一调度；2、按公平、公开、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统筹安排并网电厂（机组）的调峰、调频、调压和事故备用；3、由电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排发电厂日负荷曲线和调峰容量的依据；4、电网管理部门在编制年、月度发电计划时，应尽量满足发电厂（机组）完成其发电量计划，电厂自身原因除外；5、有关运行方式及设备检修办法；6、通信、自动化设备运行及维护；7、电网安全措施管理；8、协议修订办法；9、协议纠纷处理及仲裁办法；10、其他。,第八节继电保护及安全自动装置的管理1.8.1地区电网继电保护和安全自动装置的运行管理按调度管辖范围划分，原则上各级调度所负责所管辖范围内的继电保护和安全自动装置的配置、整定、计算及运行管理工作。1.8.2调度所所管辖的继电保护,安全自动装置的整定方案和定值,由保护专业人员定期进行编制下达,由有关单位到现场调整。1.8.3值班调度员必须掌握其管辖范围内的各种保护类型,包括保护工作原理、保护整定原则、保护配合关系、保护允许的最大负荷及各类继电保护和安全自动装置的定值,并监督其正确使用和运行。1.8.4调度所所管辖范围内的继电保护与安全自动装置的投入、停用及更改定值均应按值班调度员的指令进行。1.8.5继电保护和安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，临检工作应办理申请手续。,1.8.6保护装置更改定值后或装置投入运行前，现场值班人员向值班调度员汇报，值班调度员与现场人员核对保护定值单确认无误后方可投入运行，并在保护定值通知单上签字。1.8.7消弧线圈和低频减载装置的整定由调度所运行方式下达。1.8.8电气设备必须有可靠的保护装置，任何电气设备不允许在无主保护状况下运行;联络线不准处于无快速保护状况下运行。1.8.9运行方式改变,系统事故处理或进行电气设备一次回路倒闸操作时,值班调度员必须考虑继电保护与安全自动装置的配合协调性。或按继电保护整定方案或按运行方式通知单的预先安排,对继电保护及安全自动装置做必要和相应的改变。,1.8.10调度管辖范围内的继电保护与安全自动装置,必须满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性的要求。因检修方式或因保护装置本身停用等原因致使不能满足上述要求时,必须经局总工程师批准。1.8.11调度管辖范围内的继电保护与安全自动装置因故动作时,有关发电厂或变电站值班人员,必须进行认真、全面的检查,详细记录动作时间、动作原因、动作的保护与安全自动装置的名称、各种信号表示以及恢复情况等,并立即汇报地调值班调度员,听候处理。1.8.12继电保护的具体使用按乌海电网继电保护和安全自动装置运行管理规程的规定执行。,第九节调度自动化系统管理1.9.1乌海电业局调度所是乌海地区电网调度自动化专业的管理机构，负责地区电网调度自动化系统的运行管理与维护工作，参与乌海电网内调度自动化的规划、设计、基建工作。1.9.2地区电网调度自动化的主要任务是为地区电网调度提供准确、可靠、方便的电网实时信息。1.9.3调度自动化提供的各种数据必须准确、真实、可靠，任何单位和个人不得擅自更改。1.9.4各级调度自动化设备因故退出，须经主管领导和值班调度员同意，对上级数据有影响时，还应取得上级调度自动化值班人员同意方能进行。1.9.5值班调度员和自动化人员若发现调度自动化系统的信息有误或没有信息，应相互通知，自动化人员应立即进行处理，并做好记录。电网发生事故后，自动化人员应及时整理好打印记录，供有关部门进行事故分析。,第十节电力系统通信管理1.10.1乌海电业局调度所是乌海地区电网调度通信专业的管理机构，负责地区电网调度通信系统的运行管理与维护工作，参与乌海地区电网内调度通信系统的规划、设计、基建工作。各级电力通信机构应遵守下级服从上级，局部服从整体，支线服从干线的原则，确保电网通信正常。1.10.2地区电网调度通信的主要任务是为电网调度、电网生产、电网建设服务。1.10.3地调至主要变电所（站）之间应具备两种独立的不同方式或路由的通信手段，以满足调度、保护、自动化、通信等业务的需要。10.4接入乌海地区电网的通信须经审查、批准后方可接入乌海电力通信网。1.10.5通信设备的检修，须按规定办理手续，影响继电保护及远动通道的工作，必须事先进行协调并征得主管领导的同意方可进行。10.6地调通信机构负责管辖范围内设备的维护，并负责提出设备电路、运行方案、调试、检修计划的编制和实施。1.10.7通信人员应熟悉与各专业之间接口界面的技术条件，并保证各项指标，发现问题应与有关人员一起查明原因，及时进行检修。1.10.8通信人员发现通道异常或接到有关专业部门故障报告，应立即按检修规定和检修流程进行检查处理，并做好检修记录。业务恢复后及时通知有关专业和部门。,第十一节集控站的运行与管理1.11.1无人值班变电站暨无人值班变电站集中监控系统（简称集控中心或集控站）运行管理单位为变电运行所，运行操作与事故处理应当听从调度的指挥。1.11.2集控站负责某一区域的无人值班变电站的监视和母线电压调整，操作人员负责对无人值班变电站的运行监视与巡视，并根据调度员的指令完成对无人值班变电站的操作。1.11.3集控站的操作由调度提前预发操作任务到监控中心，下达调度指令时，必须加上操作站站名，线路应明确双编号。当值监控主值接令并复诵无误后，汇报当值班长，由班长安排人员赶赴操作变电站。1.11.4操作人员到现场应及时与调度员联系，由当值调度员将正式操作的指令发至操作变电站，操作主值接令复诵无误后，与已拟写的操作票操作任务进行核对，确认无误后，以常规的近控方式进行操作。1.11.5操作结束后，操作人员应先向调度汇报，再向监控中心汇报，监控人员应检查监控后台情况是否正常，做好记录并根据需要更改监控中心工作站一次系统图的运行方式。,1.11.6计划停电工作，调度应提前一天将操作任务预发至监控中心，监控中心应安排人员根据调度指令填写操作票，合理安排好人员，做好操作准备工作。1.11.7除下列操作可在监控中心操作外，其它操作必须到现场进行：1、拉合断路器、负荷开关的单一操作；2、调节变压器分接开关的位置（遥调）3、拉合变压器中性点接地刀闸4、有遥控功能的重合闸及保护软压板5、有遥控功能空调及排风扇1.11.8操作人员在变电站进行操作或巡视时，若遇有事故或紧急缺陷必须立即处理时，可直接向调度申请口头令操作，但事后仍要向监控中心作简要汇报。1.11.910KV配电线路跳闸，为及时恢复供电，事故跳闸后（包括重合成功或未成功），监控中心应迅速派人检查。同时，在了解保护动作情况后，并且通过遥视和烟雾报警确认无站内故障，调度可安排遥控抢送一次（指。六氟化硫开关和真空开关）,第二章倒闸操作第一节倒闸操作的一般原则和规定2.1.1乌海地调管辖设备的倒闸操作、继电保护和安全自动装置的投退、自动化和通信设备的停用，必须按值班调度员的指令进行;调度管理设备的倒闸操作,必须征得值班调度员的同意后进行。但危及人身和设备安全的紧急情况下，现场可先行操作，然后立即向值班调度员汇报。2.1.2值班调度员按照计划检修安排进行倒闸操作，在操作前应核实操作单位的运行方式，应充分考虑预定进行的操作对系统接线方式、潮流、频率、电压、继电保护和安全自动装置的整定值、系统中性点接地方式(包括消弧线圈)及通讯等方面的影响。然后下达操作指令。,2.1.3值班调度员下达的操作指令分三种：1.综合操作令（综合令）:即由值班调度员向运行值班人员发布综合操作任务的指令。其具体内容和操作步骤及安全措施等，均由受令单位按规程规定自行填写和执行。调度综合令要编写令号，并填写操作票。此令只用于一个单位内部的操作，不发生相关单位的制约和配合。2.逐项操作令：即由值班调度员向运行值班人员发布的原则性操作指令。其主要内容和操作步骤都要由值班调度员按照规程规定填写倒闸操作指令票，并经审核、模拟后下达各操作单位，双方均需录音，经复诵无误后，由操作单位值班员按照调度要求和规程规定执行。,逐项操作令要写明操作任务、令号、各操作单位的主要操作内容和步骤。包括：(1)开关的断、合；(2)刀闸的拉、合；(3)保护、自动装置的投退或改定值；(4)接地刀闸或地线的拉、合；挂、拆；操作单位值班人员再按调令的原则顺序详细填写具体内容。逐项操作指令用于两个及以上单位的操作。各相关单位间互相制约，要求协调进行。,3.口头操作令:由值班调度员口头下达的单一指令。此类指令不填写操作票，也不编令号，发受令双方录音并各自记入运行日志。适用口头令的操作主要包括：1、事故处理;2、开或停机炉的操作;3、加或减出力的操作;4、投或退继电保护与安全自动装置的操作;5、拉或合变压器中性点接地刀闸的操作;6、断或合开关的单一操作;7、拉开接地刀闸或拆除全厂、全所仅有的一组接地线的操作;8、投或退并联补偿装置的操作；9、拉路限电的操作;10、有载调压变压器倒分接头操作;11、投或退电压互感器操作。,2.1.4值班调度员下达逐项令包括接地线的装设和拆除;下达综合令时,安全措施由变电站(发电厂)的运行人员根据工作票的要求装设和拆除。无论是综合令还是逐项令,不代表操作票,各厂（站）值班人员根据调度指令票拟定现场操作票,按操作票进行操作。2.1.5逐项操作命令票和综合操作命令票应分别编号使用。预先通知操作任务,目的是为了使操作单位及早做好操作准备,等候命令操作,待下达了操作命令号后,操作命令票方可执行,按命令操作或按要求操作。发令时间是值班调度员正式发布调度命令的依据,同时也是操作单位执行调度命令的根据,无发令时间不得进行操作,严禁约时进行倒闸操作。操作票不准涂改。错写或漏项加盖“作废”章后重写。作废票不得撕掉。有效票在终了项下加盖“已执行”章，按规定保存，备查。,2.1.6倒闸操作的监护制度1、操作命令票应经同值调度员审核无误后,主值调度员方可下达。操作命令票的制作人不能做同一票的审核人,但可做为发令人。2、倒闸操作过程中,必须严格执行拟票、审核、模拟操作、下令、复诵和录音等制度,使用正规操作术语和设备双重编号,双方均记录发令号、时间和姓名。3、一切调度指令是以值班调度员下令时开始到操作人员交令时为止。2.1.7倒闸操作项目中,先后有互相制约关系时,值班调度员必须在得到前项操作完毕的报告,并在操作指令票上写明操作时间及联系人姓名之后,才能发布后项操作命令。操作“结束时间”是操作人员执行调度指令完毕的依据,同时也是值班调度员发布下项调度指令的依据。无“结束时间”不得认为执行调度指令完毕。2.1.8操作单位在拉合开关前,必须检查相关的负荷分配情况,发现疑点立即向发令人报告,得到确认后,再进行操作,执行完操作后,应立即报告完毕时间、设备状况及相关事项。2.1.9交接班前后半小时内或高峰负荷期间，应尽可能避免进行倒闸操作。如必须进行且跨交接班时，则应由交班值将操作告一段落，并口头将操作终止项和要点向接班值交代清楚，由接班值继续完成。2.1.10雷电时禁止室外进行倒闸操作。,第二节变压器的操作2.2.1变压器并列运行的条件:1、接线组别相同,相位相同;2、电压比相等;3、短路电压相等；4、容量比不大于31。如果不符合上述条件，应经必要的计算和试验，本局主管生产领导或总工程师批准后才能并列运行。2.2.2单电源的变压器送电时,应先操作电源侧,之后操作负荷侧;多电源变压器送电,一般应先主电源侧,后其它电源侧,最后再负荷侧的顺序操作。停电时顺序相反。2.2.3在中性点直接接地电网中，为防止高压开关三相不同期时可能引起的过电压，变压器送电操作前，必须合上主变中性点刀闸，才可进行操作。2.2.4变压器备用时,应合入中性点接地刀闸,转运行后,再按继电保护运行规程规定执行。,2.2.5并列运行的变压器,其直接接地中性点由一台变改到另一台变时，应先合上原不接地变压器的中性点接地刀闸后，再拉开原直接接地变压器的中性点接地刀闸。2.2.6变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关；变压器送电时，应先合上电源侧开关，后合上负荷侧开关。2.2.7两台变压器并联运行时,一般情况下，送电时应由高压侧开关做充电开关,低压侧开关做为并、解列开关。2.2.8新建或更换线圈的变压器,在第一次投入运行时,应在额定电压下合闸冲击五次,冲击前,应将保护全部投入,瓦斯保护投入跳闸位置。,第三节线路操作2.3.1新建或经大修改造的线路先进行定相,核对相序、相位,确认正确无误后,在额定电压下冲击合闸三次。全电缆线路只在额定电压下冲击合闸一次。2.3.2向线路充电前，应先将充电开关的重合闸停用，对电源联络线应在并列后，环状线路应在合环后，按有关规定投入相应重合闸。2.3.3空充电线路、试运行线路、有带电作业申请停用重合闸的线路、有严重缺陷的线路，线路重合闸停用。2.3.4线路停送电操作原则线路停电时，断开开关后，先拉线路侧刀闸，后拉母线侧刀闸，送电时操作顺序相反；,第四节断路器、隔离刀闸、母线操作2.4.1使用开关可进行下列操作:1、拉合负荷电流和电容电流;2、拉合开关实际遮断容量以内的故障电流。2.4.2油开关跳闸次数按有关规定或现场规程执行,如遇开关油色变黑或有喷油等现象应立即进行检修,不得再强行运行。过负荷跳闸可根据开关油色及本体情况适当延长跳闸次数。2.4.3远方操作的油开关故障跳闸后,在合闸时操作失灵应查明原因,未查明原因前不得用手动合闸试送,110KV油开关在带有电压情况下不准手动合闸。2.4.4在回路中未装设开关时,可使用刀闸进行下列操作：1、拉合电压互感器和避雷器无故障、无雷雨时;2、拉合主变中性点的接地刀闸,经消弧线圈接地的主变中性点刀闸,但只能在该系统无接地故障时操作;3、拉合开关的旁路电流(开关在合闸位置时);4、拉合母线设备的电容电流;5、拉合励磁电流不超过两安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路(在网络无接地故障情况下)。但35KV及以上应使用户外三联刀闸,超出上述范围时,必须经总工批准。,2.4.5母线为发电厂、变电站的中枢，是各电气元件的汇集点。进行母线操作时要特别注意：1.倒闸前应将母联开关的跳闸电源断开；2.对保护、仪表、计量的影响；3.每组母线上的电源及负荷分布是否合理。2.4.6用开关向不带电的母线充电时,必须投入相应的保护,方向元件应指向充电的母线或短接,要尽量避免用刀闸进行母线充电操作。,第五节合解环和并解网操作2.5.1合、解环操作1、新设备首次合环前,必须进行核相,确知各对应相相同,且相角差小于30度;2、合环前应调整电压在正常范围内,使合环点两端电压接近,允许电压差小于20%;3、解合环操作前,必须考虑环内有关设备的负载能力、继电保护和安全自动装置的适应性、潮流、电压、稳定等各方面的适应性,并采取适当有效措施后进行操作。4、一般使用开关进行合解环操作,变电站的高压侧开关做为合环开关,低压侧开关做为解环开关,调度员根据运行方式确定合解环操作。保护不具备合环要求时,合环不做为正常方式,允许合环时间为必须的倒方式时间,合环时间较长时须经总工程师批准。2.5.2并解列操作。发电机与系统或两系统间无特殊规定时应采用准同期并列。准同期并列操作应符合以下条件:1、相序一致,相位一致;2、频率相等或接近,允许差0.1赫兹;3、电压应接近,允许压差不大于15%。在事故情况下,允许频率相差0.5赫兹,电压相差20%进行并列。2.5.3无论在运行方式的倒换或系统事故处理时,严禁非同期并网。,第六节消弧线圈的运行和操作2.6.1线路的对地电容电流10KV大于30A；35KV大于10A时，需将消弧线圈投入运行，消弧线圈应运行在过补偿方式下。2.6.2无雷电活动、网络无接地故障或中性点位移电压不超过相电压的50%时,方可进行消弧线圈的操作,抽头调整必须将消弧线圈退出运行后进行。2.6.3严禁将一台消弧线圈同时投在两台变压器上运行。2.6.4由于线路增加或减少,需调整消弧线圈时,其顺序是:线路增加时,先调整档位,后投线路;线路减少时,先停线路,再调整档位。2.6.5消弧线圈带负荷接地运行的时间,应遵守制造厂的规定,无制造厂规定时,按现场运行规程执行。2.6.6自动调节的消弧线圈的运行按照制造厂家产品使用说明书执行,第三章事故处理规定第一节事故处理的一般原则3.1.1乌海电业局调度所值班调度员为地区电网事故处理的总指挥,应对事故处理的正确性、及时性负责。3.1.2事故处理的主要任务：1、尽速限制事故的发展,消除事故根源,解除对人身和设备的威胁;2、尽可能保持设备的继续运行,以保证对用户的供电；3、尽快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;5、及时向安监部汇报事故情况。3.1.3事故发生时,事故单位的值班人员应迅速、准确、简明地向值班调度员报告事故情况,同时按有关规程进行必要的处理,处理情况应及时向值班调度员汇报。3.1.4事故发生时,事故单位的值班员,必须迅速向地调值班调度员报告如下内容:1、事故发生的时间;2、开关动作情况,保护和自动装置动作情况;3、频率、电压、负荷、潮流的变化情况；4、低频减负荷装置、强励装置动作情况;5、运行方式变化情况；6、事故原因及处理过程；7、故障录波器动作及记录情况；8、事故中其它异常现象和情况。,3.1.5通讯中断时,变电站、发电厂值班员应按现场事故处理规程的规定自行处理,处理后,采用其它办法及时向值班调度员汇报。3.1.6事故发生时,事故单位运行人员应坚守岗位。非事故单位不得在事故处理时向值班调度员询问事故情况,并不许占用调度电话。待事故处理告一段落后,值班调度员应向有关单位简要通报事故情况。3.1.7事故处理和倒闸操作时,必须严格执行发令、复诵、汇报记录及录音制度,必须使用调度术语,指令与汇报内容应简明扼要,受、发令双方必须由主值班员、主值调度员担任。3.1.8交接班时发生事故,应停止交接班,以交班人员为主进行处理。在调度室的调度班班长、方式班长及所生产领导应监督值班调度员处理事故,如值班调度员处理不当时,应及时纠正,必要时可直接下令指挥处理。3.1.9下列情况现场运行人员可以不待值班调度员命令,立即处理:1、尽快使对人身或设备安全有直接威胁的设备脱离电源；2、将已损坏的设备隔离；3、电压互感器保险熔断时,按现场规程规定停用有关有可能误动的保护;4、对运行设备有损坏威胁时,依照现场事故处理规程的规定加以隔离;5、当厂、站用电全部停电或部分停电时恢复其电源。3.1.10设备事故停电或拉路限电后,随时有来电的可能,在未得到值班调度员指令或允许前,任何人不得触及设备和私自检修设备。,第二节线路开关跳闸的处理3.2.1单电源线路开关跳闸处理1、自动重合闸未动作或无自动重合闸时,值班人员可不待调度员指令立即试送一次,有重合闸但重合未成功时,可退出重合闸,在三分钟后试送一次,事后报告值班调度员;2、若试送仍不成功,则拉开两侧刀闸,值班调度员通知有关单位查线,排除故障后再行送电;3、开关出现喷油、冒烟和异常情况时,值班调度员通知线路管辖单位查线,待故障排除后,用旁路开关代其送电。3.2.2低周减载装置动作开关跳闸后,值班人员立即汇报值班调度员,调度员根据电网运行情况决定是否送电或听候中调指令。3.2.3线路开关跳闸后进行试送时,应考虑开关切除故障的次数,各运行单位对线路开关允许切断短路故障的次数应根据该开关的遮断容量明确规定,当开关切断短路故障的次数超过规定或有异常时,应按有关规定处理。3.2.4双电源线路开关跳闸后,重合不成功(或重合闸退出运行),经检查无异常,值班调度员在确认线路两端开关已断开前提下,可下令试送一次,如试送仍不成功,即令巡线处理。3.2.5要求退出重合闸的带电作业线路开关掉闸,只有在得到申请带电作业单位同意后，方允许按上述原则处理。,第三节变压器开关跳闸的处理3.3.1严禁变压器在无主保护的情况下运行。3.3.2变压器故障跳闸时,按下列原则处理:1、有备用变压器的厂站,现场运行人员可不待值班调度员的命