调度规程内页.doc

第一部分 总 则第1条：为了加强电网调度管理，保证电网安全、稳定、经济运行，根据中华人民共和国电力法、电网调度管理条例和吉林省电网调度运行管理规程、吉林省变电运行管理标准及上级有关规定，结合松原电网具体情况和松原地区电网采用“调控一体”的调度运行管理新模式，即“调度监控室+变电操作队和有人值班变电站”模式，特制定本规程。第2条：松原电力系统系指由松原境内并入吉林省电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电能计量装置、电力通信和电网调度自动化设施等构成的整体。松原电力调度监控系统包括松原电网内的各级调度监控机构、变电操作队和发、供电企业的运行值班单位。第3条：根据电力生产的特点，电网必须贯彻统一调度、分级管理的原则。松原电网实行两级调度，即地区级调度（以下简称“地调”）、县（区）级调度（以下简称“县调”）。两级调度在调度业务和运行指挥中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度，调度机构调度管辖范围内的变电操作队和发、供电企业的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。松原电网调度（以下简称“松调”）依据国家和上级的有关法律、法规、规章对松原电网行使统一调度职权，县调对所管辖电网行使分级管理调度职权。第4条：本规程适用于松原电网的调度运行管理、倒闸操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。如本规程与上级规程相抵触时，按上级规程执行。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定和现场运行规程等，均不得与本规程相抵触。第5条：与松原电网运行有关的各电网调度机构和发、输、变、配电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。 第6条：凡并入松原电网的发电企业（含企业自备电厂）和企业自备变电站必须具备并网条件，签定并网调度协议，服从电网统一调度，否则不允许并网。第7条：松原调度监控室集松原地调、监控站合为一体的值班模式。第8条：本规程解释权属松原供电公司。第二部分 调度运行管理 第一章 调度管理第一节 调度管辖范围的划分原则第9条：调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。第10条：省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。 第11条：省调调度管辖范围一般为：1.纳入省网电力电量平衡的并网发电企业（含企业自备电厂）；2.220千伏及以上变电站；3.220千伏及以上输电线路；由省调做出特殊规定的除外。第12条：省调调度管理设备一般为地调或发电企业管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。第13条：地调调度管辖范围一般为：1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电企业（含企业自备电厂）；2.220千伏及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备；3.地调所在地区的66千伏及以下变电站和线路。由地调做出特殊规定的除外。第14条：发电企业（含企业自备电厂）、变电站自行调度管辖范围：发电企业（含企业自备电厂）厂用、变电站站用系统设备。第15条：列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。 第二节 调度的职责和任务第16条：调度的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求：1.按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；2.按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准；3.根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益；4.按照电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。第17条：松调的职责：一、松原地调的职责1.负责松原电网的调度管理，负责划分松原电网所辖县级电网调度机构调度管辖范围、制定松原电网的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法；2.执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；行使上级电网管理部门及省调授予的其他职权；3.参与制定松原电网运行技术措施、规定；4.维护全网和松原电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息；5.负责实施松原电网和所辖县级电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理；6.负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；7.根据省调的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核松原电网的调峰和调压；8.负责制定、下达和调整松原电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；编制、平衡及批复设备检修计划，批准调度管辖、管理范围内设备的临时检修；9.组织编制和执行松原电网的运行方式；运行方式中涉及省调管辖设备的要报省调核准；10.负责松原电网的66千伏和220千伏网损工作；11.按省调下达的方案和要求，负责制定、落实松原电网低频减载方案，并负责检查执行情况；12.参与松原电网远景规划的制定和电网工程设计审查工作。受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调度方案并组织实施；13.参与签定调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的购（售）电合同，负责签定并网调度协议；14.负责制定松原电网事故限电顺位表，经本级人民政府批准后执行；15.制定、修编调度运行规程并负责实施。16.负责松原电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。二、松调调度员的职责1认真贯彻执行国家、省、市及上级有关的政策法规和规章制度。2负责组织监控所辖电力系统的运行情况，调整系统参数在规定范围内，指挥电网事故、异常处理和电网倒闸操作。3负责组织本值调度员正确填写操作票、会签票，发布检修计划、操作命令。4负责组织本值调度员执行上级调度发布的调度指令，按上级调度要求上报电网运行信息。5负责批复当值临时检修作业，会签计划检修工作票。6负责组织交接班，对系统的运行方式、设备异常情况、检修计划及有关注意事项交接清楚。7组织本值调度员召开安全会，填写各种记录，做好事故预想、反事故演习。8负责向上级领导和主管部门汇报电网运行情况。9完成领导交办的其它各项工作。第18条：松原地区各县（市、区）调的职责：1.负责本县电网的调度管理；负责划分本县级电网调度机构调度管辖范围；2.执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；行使上级电网管理部门及地调授予的其他职权；3.参与制定本县电网运行技术措施、规定；4.维护全网和本县电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同的规定规范发电、供电，并按地调要求上报电网运行信息；5.负责实施本县级电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理；6.负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；7.根据松调的指令进行调峰和调频或控制线路潮流；指挥实施并考核本县电网的调峰和调压；8.负责制定、下达和调整本县电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；9.组织编制和执行本县电网的运行方式；运行方式中涉及松调管辖设备的要报松调核准；10.参与远景规划的制定和电网工程设计审查工作。受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调度方案并组织实施；11.参与签定调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的购（售）电合同，负责签定并网调度协议；12.负责制定本县电网事故限电顺位表，经本级人民政府批准后执行；13.负责本县电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗；第三节 调度运行管理第19条：松调值班员分调度值班员、监控值班员。松调值班员在其值班期间内对松原电力系统的运行、操作和事故处理行使指挥权，并接受省调值班调度员的指挥。县调调度员、发电厂值长、变电所值班长和操作队值班长在调度关系上受松调值班调度员指挥。值班调度员应对其下达的调度命令的正确性负责。监控值班员在其值班期间内使用调度自动化监控装置，监视所控无人值班变电站设备运行情况，作好各种有关记录；根据省调、松调当值调度员命令，进行遥控操作（如接地选线、拉闸限电等拉、合开关及主变分接头调整等）； 按规定使用“遥视”设备巡视检查各受控变电站设备。第20条：省调管辖设备正常倒闸操作及事故处理，由省调直接向松调下达操作命令。第21条：松调管辖设备正常倒闸操作，由松调直接向各操作队值班员下达操作命令。 第22条：现场值班人员（各厂、变、县调、操作队）必须迅速认真的执行调度命令。任何人不得干涉调度命令的执行。由于不执行或延迟执行调度命令而引起的一切后果，由未执行命令的现场值班人员（包括允许现场值班人员不执行调度命令的领导人）承担全部责任。 第23条：如果值班调度员下达的命令危及人身、设备安全，现场值班人员可拒绝执行，并应将拒绝执行的理由报值班调度员和本单位领导。 第24条：发供电单位领导人发布的命令，如涉及松调权限时，现场值班人员需请示值班调度员同意后才能执行，否则按违反调度纪律论处。 第25条：各厂、变、操作队值班员每日接班后，要主动和松调值班员互通姓名、核对时钟，并将每次设备巡视或监视检查结果报值班调度员。设备发生异常情况，要立即汇报，以便在系统上采取预防事故扩大的措施。 第26条：值班调度员发布命令或现场值班人员汇报执行情况时，应互通姓名，并严格执行复诵、录音、记录制度。 第27条：当值班调度员和现场值班人员变动时，双方应及时通知对方。第四节 管辖、管理设备的划分和基本管理第28条：省调管辖设备：略。详见吉林省电网调度运行管理规程。 松调管辖的设备：（详见附录八） 1、扶余220kV变电站、长岭220kV变电站、前郭220kV变电站、乾安220kV变电站、长山220kV变电站66千伏主变二次开关及以下设备。 2、局属66千伏变电所所有变电设备（不含所用变）。 4、农电、用户所属66千伏变电所主变及以上设备（包括消弧线圈）。 5、长山电厂的66千伏设备和6千伏直配线（不含厂用部分）。 6、油田电厂的主变及以上66千伏设备。7、长岭风电场的主变及以上66千伏设备。 8、王府风电场主变及以上66千伏设备。 9、松原电网范围内所有66千伏线路。 10、松西二次变电站、江南二次变电站、园区二次变电站、晨光二次变电站、扶余二次变电站、开发区二次变电站、长山二次变电站、新气二次变电站10kV出口的配电电源线和起联络作用的10kV柱上开关。松调管理的设备： 1、长山电厂的6千伏母线（不含厂用部分）。 3、前郭炼油厂的发电机组和6千伏并网开关。 4、长山化肥厂的发电机组和6千伏并网开关。 5、吉粮变的发电机组和10千伏并网开关。6、油田电厂的主变二次开关及以下设备（不含厂用部分）。 7、松原市区公司所属配电线除起联络作用的柱上开关以外的所有柱上开关及用户柱上开关。8、松原市区公司所属10kV电源线所带变压器容量在1000kVA及以上高压用户设备。9、松原市区公司所属二次变电站所用电二次侧设备。10、松原电网内省调管辖的设备。 第29条：松调管辖的保护： 详见附件八 松调管辖设备明细 第30条：按省调规程，长山电厂、油田电厂、长岭风电场、王府风电场管辖本厂的发电机、变压器保护，管辖厂内66千伏以下的母线保护、厂用电保护、66千伏及以下的故障录波器。 第31条：按省调规程，省调管辖松原电网各220千伏变电所的220千伏线路开关、母联开关、旁路开关保护及重合闸；主变差动、瓦斯、中性点保护；220千伏系统故障录波器和主变备用电源自投装置及同期装置；220千伏母线保护。 第32条：松调管辖的局属变电所设备，其正常操作和事故处理由值班调度员指挥。 第33条：松调管辖的农电、用户变电所和发电厂内部设备的正常操作，由变电所值班长、县调调度员和电厂值长按值班调度员下达的操作原则指挥操作；事故处理由变电所值班长、县调调度员或电厂值长指挥，处理结束或告一段落时向值班调度员汇报。 第34条：松调管辖的所有66千伏线路和局属变电所10千伏电源联络线、松原电厂和长山电厂的6千伏直配线，松原力源钢厂10千伏线路其正常操作和事故处理由值班调度员指挥。 第35条：松调管理设备的正常操作由管辖该设备的运行值班负责人指挥，操作前需征得值班调度员同意；事故处理由管辖该设备的运行值班负责人指挥，处理结束或告一段落时向值班调度员汇报。 第36条：松原电网内的各发电厂、220千伏变电所、局属66千伏变电所的继电保护和自动装置的启、停，按设备管辖划分，分别由省调值班员、松调和发电厂值长指挥。但各变电所、操作队和松调值班员、发电厂值长应严格按照继电保护及自动装置现场运行规程的有关规定操作，当不满足装置运行条件时应及时联系所属调度，将其装置停用。 第37条：松调管辖的下列设备操作应征得省调值班调度员同意： 1、66千伏电源联络线和影响发电厂出力设备的操作。 2、发电厂或变电所220千伏主变二次侧主开关的操作。 3、影响220千伏主变运行方式的66千伏侧操作。 第38条：省调管辖的松调管理设备，在执行省调命令进行操作的同时，应将情况向松调汇报。长山电厂和油田电厂应将机组启、停等影响地区电网的有关操作向松调汇报。长岭风电场、王府风电场的发电机组运行期间如对系统无功电压有影响应立即向松调汇报。第5节 频率管理第39条：松原电网与主系统并列运行时，频率标准为50Hz，自动调频装置使用时偏差不超过0.1Hz、手动调频装置使用时偏差不超过0.2Hz。频率正常管理由上级调度负责。当频率偏差超过允许值时，松调按照省调命令及规程规定进行调频工作，并将低频和低频低压解列装置动作情况及时汇报省调。 第40条：松原电网或长山电厂、油田电厂单运时，由省调确定频率标准并指定频率调整厂。当频率偏差超过允许值时，且频率调整厂尚未超出规定的出力调整范围时，由频率调整厂值长负责调整单运系统的频率，当频率调整厂已无力调整时，松调值班员应调整负荷直至拉闸限电保证频率质量。 第41条：松调按照省调要求和系统变化，及时制定正确的既满足系统要求又满足局部网解列单运的低频减载方案，经批准后实施。 第42条：松原电网低频、低压解列装置的定值整定以及投、停由松调负责，解列后电源负荷平衡亦由松调负责。 第43条：频率继电器在调试期间，其控制的负荷线路或解列开关可采取手控方式，但要及时、准确。 第44条：当系统频率降低到频率继电器整定值，因频率继电器原因被控制线路没跳开，松调可立即下令手动切除被控制线路开关。 第45条：因低频自动切除或手动切除的线路，不经值班调度员同意，不得送出；必须送保安电力的用户，值班调度员可联系用户送出；此种线路名称、保安电力数及允许停电时间应写入限电顺位表中。第六节 无功电压及电量统计管理 第46条：电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由省调、地调、县调按调度管辖范围分级负责。根据国家电网公司标准，松原电网各级电压的标准值（系统额定电压）是：220千伏、66千伏、10千伏、6千伏、380伏、220伏。 其中：220伏是单相交流值，其余均为三相交流值。 第47条：电压允许偏差值： 1、220千伏母线电压允许偏差范围执行省调规定。标准是：正常方式时，发电厂220千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的010；事故方式时为系统额定电压的510；正常方式时，220千伏变电所的220千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的-37； 2、系统所属厂、变的66千伏电压允许偏差正常方式为系统额定电压的-37；事故方式时为系统额定电压的1010。农电、用户的66千伏母线电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压10。 3、系统厂、变10千伏母线电压允许偏差为系统额定电压0+7。6千伏母线电压允许偏差为系统额定电压0+7；农电、用户10千伏（6千伏）电压允许波动范围为额定电压的77。 4、220伏单相的电压允许偏差值，为系统额定电压的+7、10。 第48条：为了掌握电力系统的电压状况，以便采取有效的措施，松调指定具有代表意义的厂、变为电压监测点，这些监测点应按时准确将电压监测数据值远传调度监控室。 第49条：220千伏变电所有载调压主变的分接头位置由松调当值调度员根据系统电压情况随时进行调整，调整后将分接头位置汇报省调。 第50条：局属66千伏变电所无载调压主变的分接头位置由松调确定，并负责调整；有载调压分接头位置由当值值班员（无人值班变电所由松调监控值班员完成），根据系统现场电压情况在请示松调同意后随时进行调整。非局属66千伏主变有载调压分接头位置根据电压情况可自行调整使电压满足要求。 第51条：松调负责制定油田电厂的电压曲线，经省调平衡后统一下发执行，由松调进行考核，以充分发挥其调压作用；同时监控风电场66千伏母线电压情况，必要时可采取一切措施来满足电网要求。 第52条：变压器不宜过励磁运行，系统实际电压一般不应超过变压器分接头额定电压的5。特殊情况下，也不允许长时间超过10。 第53条：松原电网的66千伏电容器由松调值班调度员指挥投、停；局属66千伏变电所的10千伏电容器由变电所值班员（或松调监控值班员）按其10千伏母线电压或力率情况决定投入或退出，必要时可申请松调采取调整主变分接头的位置来延长电容器的投入时间。值班调度员在系统电压低时，应督促将其网内的电容器投入。电容器设备缺陷管理第54条：公司所属变电所遇有电容器缺陷不能投运时，必须立即报告调度，尽快处理；用户变电所应配置足够容量的无功补偿设备。 第55条：当66千伏系统电压过高或过低时，松调值班员在利用一切调压手段调整的同时，应尽速报告省调值班员。 第56条：各电力用户的功率因数，都应达到国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定的规定值，对功率因数不符合规定的电力用户，松调有权停止其供电。 第57条：因电源变化等原因引起局部地区的电压大幅度变化，松调值班调度员应及时联系重要用户(管辖)采取相应措施。第58条：各运行单位每月15日为典型潮流日（遇周六、周日顺延），要记录典型潮流并及时上报松调；月末24时，需全网统一抄表，各运行单位要及时正确计算全月电量，并按要求填写月份电量统计表，在下月1日上午前由值班人员报松调线损专责。第七节 运行参数和负荷管理第59条：松原电网内66千伏农电公司和大用户每年12月20日前向松调提报下年度设备和负荷变化情况。供电服务中心每年12月10日前向松调提报10千伏重要负荷、保安电力及所在线路，松调据此确定下年度10千伏配电线路拉闸顺位。松调每年按规定对松原地区事故拉闸限电序位表进行修编报当地主管部门批准后执行。 第60条：各厂、变值班人员、松调监控值班员应经常监视负荷变化情况，发现超过85%允许值（设备本身允许值、保护允许值、稳定极限值）时，应及时汇报值班调度员。 第61条：系统事故拉闸限电，松调值班调度员接省调命令后，按事故拉闸顺位表执行。 第62条：当系统内出现电源紧张时，应按照避峰、错峰、停户、拉路的原则进行限电。 第63条：松调值班员下达的拉闸限电命令，各厂、变、操作队、松调监控值班人员必须按时执行，任何人不得干预。 第64条：电力用户的一些大型用电设备，如大电机和电弧炉等，其启、停会造成系统电压和线路负荷大幅度波动，为保证安全，这些设备的操作应提前与值班调度员取得联系。产生谐波的大型用电设备，必须在有可靠的消谐设备后，方可运行。第65条：松调每年按线路运行状况及负荷性质确定各一、二次变电所66千伏、10千伏接地选线顺位并下发执行。第八节 继电保护及自动装置运行管理第66条：松调每年12月份向省调提供下年度电网运行方式。松调根据继电保护规程和定值通知单，负责管辖和管理设备保护的正确使用。 第67条：设备参数变更或临时性改变运行方式，新设备投产或重大设备改造过渡等应以运行方式（或参数）改变通知单为准核算保护定值，并按所提供的保护改变定值通知单进行安排落实。 第68条：松调值班员改变运行方式时，应根据继电保护规程调整相应保护。如某种运行方式保护无确切规定时，应及时与变电二次专业人员取得联系。 第69条：松调值班调度员应根据保护方案和定值通知单准确掌握定值，监督定值的改变并与现场核对一致。第70条：正常运行中的保护和自动装置，各厂、变、松调值班人员应认真监视，发现异常情况要立即汇报值班调度员并通知有关专业人员。 第71条：运行中的电气设备不允许处于无保护状态下运行，如因特殊原因必须停用保护而相应的电气设备又不能停运时，必须采取特殊措施并经主管领导或省调批准。 第72条：运行中的变压器瓦斯保护，当进行下列工作时，重瓦斯保护改接信号，工作完毕经1小时试运无问题后，重瓦斯投入跳闸。重瓦斯改接信号期间，主变的差动及过流保护应投入跳闸位置。 1、变压器进行注油和滤油时。 2、变压器的呼吸器进行畅通工作和更换硅胶时。 3、变压器除采油样和瓦斯继电器放气阀门放气外，在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。 4、开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。 5、在瓦斯保护二次回路上进行工作时。第73条：运行中的变压器瓦斯保护，如该变压器使用的是25#变压器油，当气温达到-25及以下时，应将变压器的重瓦斯保护改投信号，当气温回升至-25以上时，再将其投入跳闸。 第74条：新变压器或大修改造后的变压器，在充电试验时，为保证瞬时切除故障，差动、瓦斯和过流保护均投入跳闸位置。充电正常后，可进行差动保护实负荷相位检验和重瓦斯保护改接信号试运工作，但两种保护不得同时停止作用跳闸，应分步进行。备用变压器的瓦斯保护应投入信号，以便监视油面。变压器充电完毕至带负荷时，期间超过1小时重瓦斯保护可不作用信号。 第75条：电压互感器的倒闸操作和交流电压回路故障处理，应严格按松原电力系统继电保护与安全自动装置运行规程的有关规定执行。所有与电压有关的保护装置如低频减载、低压减载、低频低压解列、BZT装置、距离保护、方向电流保护、复合电压闭锁过流保护、低电压保护等当电压互感器停电时应先将此保护装置停用。 第76条：线路的重合闸装置按调度命令启、停用。 下列情况停用重合闸 1、运行中发现装置异常。 2、可能造成非同期合闸的开关。 3、开关遮断容量不够或事故跳闸后有明显缺陷。 4、空载备用线路。 5、系统稳定限制。 6、线路试送电时。 7、继电保护方案有要求。 8、电缆线路。 9、线路带电作业有要求。 10、运行方式决定不必要启用重合闸（如线路的受端等）。 第77条：两电网并列操作前，应停用并列线路两侧开关的低频、低压解列装置和重合闸装置。两电网环并操作前，应将保护按环网运行方式调整；电网紧急需要时，可先进行环并操作，后调整保护方式。 第78条：运行中的主变BZT装置，当运行中的主变或备用主变停电前，应将主变BZT装置停用。一次变的主变BZT装置由省调指挥操作，其联跳66千伏电源联络线（包括电容器）压板由松调指挥。局属二次变的主变BZT装置和66千伏线路BZT装置由松调指挥操作。第79条：运行中的线路BZT装置，当运行中的线路停电或备用开关失去备用前BZT装置停用。一次变的66千伏线路BZT装置由松调指挥操作，投停线路BZT装置前应请示省调同意后进行操作。扶余变66千伏线路BZT装置在如下方式中使用：一台主变或两台主变运行，扶前丙丁线在扶余一次变开口热备用，并且扶前丙丁线分别挂在66KV不同母线上。一台主变或两台主变运行，扶前丙（或丁）线在扶余一次变开口热备用。长山变66千伏线路BZT装置在如下方式中使用：主变运行，长西甲线在长山一次变开口热备用时。第九节 新设备投运的管理第80条：松调有关人员应参加新建、扩建、改建工程的图纸审核工作，并结合电网实际提出改进意见。 第81条：新建、扩建、改建设备在预定投入系统运行前由建设单位向松调提供有关资料。其中省调管辖设备按省调规程执行，松调管辖设备提前30天。资料包括主结线图、设备参数，继电保护及自动装置图纸，线路的起止点、总长、导线（电缆、括架空地线）规格、排列方式、几何均距、杆塔数及编号，换位及交叉跨越图、实测参数报告、运行值班人员名单、通讯联系方法；设备停电过渡安排和投运步骤等。 第82条：新设备投运前松调派人到现场熟悉电气主结线情况，了解设备性能及保护配置，对管辖设备进行命名和编号，并参加验收及试运行工作。 第83条：运行单位拟定人与调度联系新设备的启动、试验、操作、确定通讯方式是否满足要求等，松调据此编制启动投运方案，并在投试运前三天将启动投运方案交付调度室和现场运行人员。新设备投运时间一经确定，原则上不再变动，因特殊原因需改动时需提前3天通知对方，下次投运时间由松调确定。 第84条：运行单位要在投运前20天组织有关人员学习调度规程、调度术语，明确职责划分并经考试合格。 第85条：新设备投运时原则要求如下：1、 新设备充电时，应用全电压合闸冲击，一般使用设备双重开关和双重保护。2、 相位相序应核对正确。3、 相应继电保护、安全自动装置、通讯自动化设备同步调试投入运行。 第十节 设备检修管理 第86条：松原电网设备，实行计划检修管理制度。局属全部设备、松调管辖设备应向松调提报停电检修计划（松原市区配电设备与线路报松调）。 第87条：停电检修计划的上报日期为：220千伏线路及变电设备，6月20日前提报7-12月份计划，12月20日前提报次年1-6月份计划。66千伏及以下线路和变电设备，每月10日前提报下月份计划。 第88条：各生产单位应设有实际工作经验、熟悉设备、懂运行的专职人员负责与松调联系停电检修工作。 第89条：220千伏线路及变电设备检修计划，由松调综合平衡，经公司生产领导审批后上报省调，省调平衡批复后生效。66千伏及以下线路和变电设备检修计划，由松调审核、平衡、编制，经公司有关生产领导批准后生效。非计划检修项目经公司主管生产领导批准后应配合计划进行。 第90条：列入月计划的项目，在开工前二日（遇周六、日，提前在周五）上午，向松调申请。松调批准后，66千伏及以上线路和管辖的10千伏、6千伏线路还应在停电前一天向松调值班员办理会签手续，其它作业项目应向值班员提交工作票。影响供电的线路或变电设备停电检修，相关单位应按规定提前通知用户做好准备。 第91条：各厂、变、操作队值班员在收到工作票后，要与值班调度员核对停电设备、停电时间、作业内容，发现与调度日计划不符时要查清情况和原因。 第92条：调度批准的线路停电或变电设备停电作业，如提前未办会签票或未向厂、变值班员提交工作票，值班调度员不予停电。 第93条：如因天气等意外原因，检修工作无法进行时，工作许可人（联系人）必须在预定计划停电操作时间前1小时向值班调度员说明情况，否则因停电造成的后果，由工作许可人（联系人）负责。 第94条：检修作业中，如发现重大缺陷、或因天气变化等意外原因不能按期完工时，工作负责人或现场值班员必须提前两小时向调度值班员申请延期，以便通知重要用户做好延期送电的准备，或提前安排可行的转供电方式。 第95条：检修作业结束，工作许可人(联系人)必须及时向调度或现场值班员办理工作结束手续，同时交代清楚检修与试验结论、设备能否投入运行等。如因未办终结手续导致晚送电，由该工作许可人(联系人)负责。 第96条：临时发现设备严重缺陷，急需停电处理时，可与值班调度员申请非计划检修。停电前要留有足够的时间通知重要用户和进行操作准备。如遇对人身或设备安全有严重威胁的情况，松调值班员立即将此设备停电，然后通知维护单位进行处理。 第97条：非局属变电所的变电设备停电检修，如不影响66千伏线路运行和系统方式改变时，可于当日直接向松调值班员申请。 第98条:某一线路计划停电作业，其它共用单位如需配合作业时，必须提前向松调申请，并办理线路停电作业会签票。 第99条：线路带电作业，作业单位应提前向调度提交带电作业工作票。220千伏线路带电作业，经松调向省调申请批准后进行。 第100条：线路改造或更换变电设备，除报送月计划外，还应签批安全施工方案。方案中必须详细列出：停电设备及范围、停电时间、作业内容、负荷过渡、线路参数变化或更换设备的具体参数和型号。更换PT或CT前，作业单位还需签批设备变更审批单，以便相关专业人员协同作业。 第二章 调度操作管理第一节 操作总则第101条：电气设备操作，除下列情况外，均需编制操作票。 1、事故应急处理。 2、由于运行设备发生缺陷，严重威胁人身或设备安全，需紧急操作时。 3、为防止系统性事故而按调度命令进行的紧急操作。 4、仅拉、合一组刀闸或开关的操作，仅启用或停用某一保护或自动装置的操作。 5、拆除或拉开所内仅有的一组接地线或接地刀闸。 第102条：松调值班调度员对其管辖的发供电设备行使指挥权，各厂、变（包括用户变、县调）、操作队、集控站值班长接受并执行其操作令。 第103条：系统倒闸操作时必须满足以下要求： 1、潮流变化合理，不超允许值。凡用66千伏开关进行电网合解环的操作，合解环的操作前应用调度员潮流系统程序进行在线潮流计算，合解环电流在许可范围内方可下令进行操作。 2、开关和刀闸状况良好，符合分、合闸条件。 3、结线方式安全经济，继电保护和自动装置配备合理。 4、中枢点和重要用户电压水平合乎要求。 5、消弧线圈补偿合理。 6、相序、相位正确。 第104条：操作令及操作票分类 1、同一操作任务需两个及以上变电所操作的，使用系统操作令，即甲种操作票。 2、仅一个发电厂或一个变电所的操作，不需其它单位配合的，使用综合操作令，即乙种操作票。 第105条：松调管辖设备的操作，值班调度员应按日检修计划编制操作票，各厂、变值班员按调度编制的系统操作票所列原则操作顺序或操作内容编制现场操作票。无人值班变电所的操作，值班调度员将操作预令直接下达给操作队，由操作队编制现场操作票。松调管理设备的操作，各厂、变、操作队、集控站值班员按操作任务编制现场操作票。操作任务、原则操作顺序或操作内容一般应在操作前二小时发至现场。变电所全停电操作应在操作前一天前发至现场，同时核对内容。 第106条：系统操作票所列设备的名称、编号必须与现场一致，按操作先后顺序分项填写并编号。在每一项中，可以包括几小项对整体操作无直接联系或影响的局部操作，这些局部操作，允许同时或先后进行。 第107条：系统操作票在执行中严禁跳项，但遇现场检修执行情况与计划不一致或操作中设备出现异常引起运行方式变更等情况时，为增加供电可靠性，值班调度员在注明原因并经主管领导批准后，可以更改操作顺序，现场操作票要随之相应更改。 第108条：操作票一般由值班员编制，值班长审核。重大操作的操作票须经运行专工或主管领导审核。操作票的制定以微机编制为主，且不允许有涂改。 第109条：值班调度员下达的系统操作计划和正式操作命令，必须由发电厂、变电所、县调调度员、操作队值班长亲自接受。值班长不在时，发电厂由电气班长、变电所、操作队值班员可代替受令，但必须及时将命令转告值班长，由值班长布置执行命令。 第110条：值班调度员所下达的操作计划（预令），只作为现场编制倒闸操作票的依据，不是正式操作命令，正式操作命令由值班调度员在操作开始时下达。只有在接到值班调度员开始正式操作的命令后，才能进行操作。 第111条：操作命令的下达和执行要严肃认真，语言要简练、确切、使用电力系统调度术语。操作过程中要随时检查功率与电流指示，以验证开关位置的正确性。松调值班调度员在操作前后均应核对调度自动化监视器上的接线图，操作完毕应即时将调度自动化监视器修改正确，并经常保持调度自动化监视器的标示与现场情况相符合。 第112条：值班调度员在指挥正常操作过程中，若系统发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理。 第113条：值班调度员只接受当值值班长和与调度联系的作业负责人的汇报，不允许情况不清或根据非当值人员和作业人员的汇报，而进行指挥操作，更不允许“约时”停、送电。松调只负责管辖线路各端封闭电源地线的挂拆，其余地线由现场负责掌握挂拆。 第114条：不在同一变电所出口的双电源用户，当主受电源停电前，需合环倒受另一电源时的操作，必须在松调统一指挥下进行。第二节 并解列操作第115条：两电源间的同期并列应满足： 1、两个电源系统相位相同。 2、频率差尽可能调至零，如无法调整时，最大允许频率差为0.5Hz。 3、电压差（绝对值）应力求最小，如无法调整时，最大允许误差为20。两系统解列时，应将解列点有功负荷调整至近于零，电流尽可能调至最小。 第116条：两系统环并操作，应考虑以下问题： 1、电压差调至最小，一般不超20，无法调整时最大允许差为30。 2、整个环路内变压器结线角度差为零。 3、注意潮流变化，防止设备过载。 4、环并开关两侧电源的相序、相位正确； 5、环流对继电保护及系统稳定的影响，必要时可将部分设备的过流保护停用。 6、环并点如有同期装置应使用，以增加操作的正确性。 7、环并操作过程中，应根据现场仪表指示和自动化装置切实了解潮流和电压的变化，以判断开关是否确在开位或合位。第117条：两系统解环时，应考虑解环后的潮流分布和电压变化均在允许范围内，防止设备过载，并注意继电保护的协调使用。 第118条：66千伏电源联络线的合环操作除事故和异常处理外，原则上均应进行实时潮流分布计算。具备两路电源在本变电所的短时环并倒负荷操作，必须得到有关领导同意方可进行。否则必须采取停电倒负荷的操作方式。用10千伏线路柱上开关进行的合、解环操作，必须是SF6或真空开关。 第119条：松原电网内同期并列操作（包括事故处理），原则上均应在电厂侧进行，当电厂侧无法满足要求，需要在变电所同期并列时，值班调度员在调整电厂出力的同时，可以调整变电所负荷（包括拉闸限电）找同期进行并列。第三节 线路操作第120条：环状或并列运行线路中一部分停电操作时，必须注意尚在运行的线路继电保护的使用，不应发生过载或影响系统稳定性。 第121条：两端有电源的送电线路停、送电操作，为减少电压差，停电时应由电压较高侧解列，另一侧停电。送电时由电压较低侧充电，另一侧并列。 第122条：66千伏以上长距离线路空载充电时，应注意末端电压升高对变压器和电压互感器的影响。线路电压不宜超过变压器使用分接头额定电压的10%和电压互感器额定电压的10%。第123条：线路作业完毕恢复送电或新建线路试送电时，应正确选择充电端，一般以距影响稳定的主干线越远，距系统中枢点及主发电厂母线越远越好。 第124条：新建线路在正式投运前应以额定电压冲击合闸三次无问题并进行检相。供给冲击合闸电源的线路尽可能无接用户，如有接用户，应事先联系将用户停电，且从线路上断开。第四节 变压器操作第125条：单电源供电的变压器，其送电操作顺序一般应是由高压侧至低压负荷侧，停电操作顺序则相反。双电源供电的变压器，一般操作顺序是高压侧停、送电，低压侧并、解列。第126条：220千伏主变停电或充电操作时，为防止开关三相不同期或非全相运行产生过电压影响变压器绝缘，停电或充电前，应将主变中性点直接接地，中性点保护相应变更。 第127条：两台及以上变压器并列运行必须满足结线组别相同、电压比相等和短路电压相等的条件。变比和短路电压不同的变压器，经计算表明如并列后任何一台都不过负荷，则可以并列运行。 第128条：带消弧线圈的变压器停运时，应注意该系统补偿度的调整。 第129条：拉、合主变高压侧或低压侧开关的侧路刀闸时，应将主变差动保护停用后，再进行操作，防止差动保护误动作。 第130条：无载调压变压器更改分接头位置时，应测量直流电阻在允许范围内，并且三相平衡。 第131条：新变压器在带负荷前要进行5次全电压冲击合闸试验并检相；已运行的变压器，经更动绕组大修后，在带负荷前要进行3次全电压冲击合闸试验并检相，第一次冲击间隔10分钟，以后各次冲击间隔时间由现场自行掌握。冲击后，对有载调压变压器在带负荷前要进行在其规定的分接头位置做上、下各调两个分接头的试验，并记录电压数值。变压器冲击合闸时要录制励磁涌流波形并检查励磁涌流对差动保护的影响，同时倾听变压器内部有无不正常杂音。第五节 母线操作第132条：母线是发电厂、变电所电气元件的集合点，进行母线操作前必须进行充分的检查准备，同时调度人员及运行人员做好相应的事故预想。第133条：用母联开关向空母线充电时，必须使用快速保护，各厂、变在具体操作时按现场继电保护规程规定执行。第134条：220千伏变电所的66千伏母线停、送电操作和66千伏变电所的10千伏母线停、送电操作，要防止铁磁谐振或母线对地电容三相不平衡产生过电压，应采取带线路（有消弧线圈更好）一起停、送电。对母线充电时尽可能用分段或母联开关充电，并注意保护的使用。第135条：母线停电时，不准使保护和自动装置失去电压，操作前应进行二次电压切换，不能切换时现场值班员应联系值班调度员将其保护或自动装置停运。第136条：进行倒母线操作时，应检查母联开关和两侧刀闸在合位，并拉开母联开关操作直流电源方可进行操作，还应注意母差保护运行方式的使用，按继电保护运行规程做好相应变更。倒母线操作过程中无特殊情况母差保护应在投入中。母查保护停运期间，严禁进行倒母线操作。第137条：母线停电时，必须拉开连接在母线上的电压互感器的二次熔断器和一次刀闸，防止运行中的电压互感器向停电的母线反充电而导致二次熔断器熔断，造成保护或自动装置误动作。对停电检修后的母线进行试送电时，应首先考虑外来电源充电，充电正常后再恢复正常运行方式。第138条：用刀闸对空母线充电前，应对母线事先进行检查，无问题后方可进行，有条件的应先用开关给母线充电无问题后再进行。第139条：值班调度员在操作解列前，应充分考虑1、出力与负荷平衡，解列后保护或自动装置使用正确。2、解列后的各系统消弧线圈补偿度合适。第六节 开关、刀闸操作第140条：开关操作 1、开关合闸前，各厂、变、操作队值班员必须检查保护已按规定投入。开关合闸后检查功率、电流表有指示确认开关已合上。开关分闸后，检查功率、电流表为零，并现场核实确认开关已拉开。 2、遥控操作的开关分合闸后，松调监控员必须检查相应的遥测量、遥信量是否正确，以判断开关的正确分合闸。 3、遥控操作失灵的开关允许厂、变就地进行操作。第141条：刀闸操作范围： 1、拉、合电压互感器。 2、无雷电时拉、合避雷器。 3、拉、合空载且备用母线。 4、系统无接地故障时，拉、合变压器中性点接地线或消弧线圈。 5、拉、合励磁电流不超过2安的空载变压器（负荷刀闸除外）。 6、系统无接地情况下，拉、合电容电流不超过5安的空载线路（负荷刀闸除外）。第142条：系统发生接地故障时，严禁用刀闸操作设备。第七节 消弧线圈的运行和操作第143条：消弧线圈补偿度的整定原则: 1、接地时通过故障点的电流最小，以利于消弧。 2、正常情况下，系统中性点位移电压不超过额定相电压的15。 3、接地事故时中性点位移电压不超过额定相电压的100。 4、开关三相不同期产生的不对称电容引起的系统中性点位移电压不超过额定相电压的70。 5、系统解列后，各解列系统都具有恰当的补偿度。 6、系统正常应采用过补偿方式，补偿度取520。小于50A电容电流的电网，补偿度可放至30。不能满足过补偿时，可采取欠补偿方式，补偿度取1530，欠补偿整定应尽量考虑躲开某一线路跳闸后发生共振的可能性。 第144条：补偿度的计算：X 100%补偿度 各消弧线圈分接头电流之和全系统电容电流之和全系统电容电流之和 第145条：系统过补偿时，应在线路停电后或送电前调整消弧线圈；系统欠补偿时，应在线路停电前或送电后调整消弧线圈。 第146条：改变消弧线圈分接头时，必须将消弧线圈从系统中拉开后进行；在拉、合消弧线圈时，应验明系统内确无接地故障，方可进行。 第147条：系统内只有一台消弧线圈运行，当需要切除，系统变为中性点不接地方式运行时，应考虑是否能产生分频谐振过电压。 第148条：在进行复杂操作时，允许短时间（30分钟以内）不调整补偿度，但应注意不能出现谐振补偿。第149条：同一66千伏电网，除短时间操作以外，正常情况下