光伏风电培训PPT（倒闸操作及事故处理）课件

泉州地调关于风电、光伏培训主讲人：电网倒闸操作和事故处理泉州地调关于风电、光伏培训主讲人：电网倒闸操作和事故处理101020304电网设备介绍、电网接线方式调度管辖划分、设备状态电网倒闸操作制度电网事故及异常处理目录0201020304电网设备介绍、电网接线方式调度管辖划分、设备201电网设备介绍、电网接线方式PARTONE01电网设备介绍、电网接线方式PARTONE3电网设备介绍、电网接线方式4PARTONEPARTTWOPARTTHREE看完了关于如何做科学研究的几本书，只是觉得像喝了几碗鸡汤，然并卵罢了110kV线变组接线方式风电机组通过35kV集电线路与主网并网光伏变电站10kV线路母线分段接线方式，通过10kV馈线与主网并网风电场110kV出线为T接线线路，接入220kV变电站110kV母线。光伏变电站10kV出线接入变电站10kV母线。电网设备介绍、电网接线方式4PARTONEPARTTWO4电网设备介绍、电网接线方式5一次设备（220kV、110kV、35kV、10kV）主变压器及辅助设备（排油注氮、水喷雾等主变消防设施；滤油机；在线监测系统等）站用变压器、消弧装置与接地变压器开关、刀闸及其操作机构GIS组合电器设备（220kV、110kV）CT（间隔、主变套管）、PT（母线、线路）、避雷器（母线、线路），防雷部分：避雷针、线（光纤）及接地网开关柜（35kV、10kV）含主变低压开关、刀闸、馈线、电容器、PT、避雷器、站用变及高压负荷开关、母分开关、刀闸等多种类型光伏发电机、风电发电机母线、高压电缆、导引线、光缆、构架、绝缘子光伏组件（单晶、多晶）支架（钢支架、铝合金）光伏控制器；逆变器；直交流配电设备（高低压配电柜、无功补偿）；环境监控设备；电缆（光伏电缆、电力电缆）蓄电池（铅酸、胶体、锂电）风力机（风轮增速器、调速器、调向装置、发电机和塔架）高压SVG型静态无功发生器（SVG功率柜是系统无功补偿的终端设备，其中SVG为系统提供可调的感性、容性无功）电网设备介绍、电网接线方式5一次设备主变压器及辅助设备（排油5电网设备介绍、电网接线方式6二次设备（0.4kV及以下交、直流）保护装置（保护独立、保护测控一体）测控装置自动装置（重合闸、备自投、低频低压减载）综自后台工作站直流系统（充电机、馈线屏、蓄电池及监测装置）组网的交换机、保护管理机、远动通信、GPS对时装置等综自设备站用电系统（进线、出线、站用电备自投等）电量采集系统（含电度表、计量回路、采集装置和网络设备）端子箱（主变、开关、PT、电容器）各类二次电缆、空开、切换开关、压板开关、刀闸的操作机构箱各类型的组屏（保护、保护+测控、远动、交直流系统、）电网设备介绍、电网接线方式6二次设备保护装置（保护独立、保护6电网设备介绍、电网接线方式7110kV线路配置电流差动保护和后备保护，线路侧三相PT用于线路保护，主变高压侧无PT，无法同期判别，本保护重合闸功能不用风电110kV线路保护配置说明风电机组保护配置电气保护（电机过速、电压、频率、低电压穿越保护）和非电气保护（风速、偏航、液压系统，刹车系统、齿轮系统、叶轮等）光伏电站保护配置光伏电站10kV线路配置光纤差动保护。机组保护（并网逆变器必须要有最大功率跟踪、孤岛检测技术、低电压穿越和各种保护功能。）电网设备介绍、电网接线方式7110kV线路配置电流差动保护和702调度管辖划分、设备状态PARTTWO02调度管辖划分、设备状态PARTTWO8调度管辖划分、设备状态9站外110kV线路地调管辖风电场设备管辖：站内110kV设备及35kV母线地调管辖风电场设备管辖：35kV集电线路10MW及以上省调管辖10MW以下地调管辖风电场设备管辖：10kV出线及站内设备县调管辖光伏设备管辖：风电机组10MW及以上省调管辖10MW以下地调管辖风电场机组管辖：光伏机组影响出力地调许可光伏机组管辖：设备名称管辖单位调度管辖划分、设备状态9站外110kV线路地调管辖风电场设备9调度管辖划分、设备状态-开关10在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线开关及其两侧刀闸均在断开位置开关在断开位置，两侧各有一个刀闸在合闸位置开关及其两侧各有一个刀闸在合闸位置开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-开关10在冷备用状态下，开关两侧接地10调度管辖划分、设备状态-线路11在线路冷备用状态下，线路PT在断开位置（采用电容式PT或CVT无刀闸者，则应将二次侧保险或小开关断开），合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线线路开关处于冷备用状态，旁路刀闸在断开位置，线路PT在运行状态线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态线路开关及线路PT（或CVT，下同）均处运行状态线路检修线路冷备用线路热备用线路运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-线路11在线路冷备用状态下，线路PT11调度管辖划分、设备状态-主变12在冷备用状态下，各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸各侧开关及刀闸均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，PT均处冷备用状态，各侧开关均在断开位置，至少有一侧刀闸在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运行状态至少有一侧开关及刀闸在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运行状态主变检修主变冷备用主变热备用主变运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-主变12在冷备用状态下，各侧引线均装12调度管辖划分、设备状态-母线13在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地刀闸母线PT刀闸处于断开位置，与相邻设备间的刀闸，开关都在断开位置母线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母线PT刀闸于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-母线13在冷备用状态的母线上装一组接13调度管辖划分、设备状态-机组14在冷备用状态的机组上装一组接地线或合上接地刀闸机组高压侧开关及其两侧刀闸均处断开位置，机组停机机组高压侧开关在断开位置，及其两侧刀闸均处合上位置，机组在停机机组高压侧开关及其两侧刀闸在合闸位置，机组通过自动同期功能与系统并网运行开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-机组14在冷备用状态的机组上装一组接1403电网倒闸操作制度PARTTHREE03电网倒闸操作制度PARTTHREE15电网倒闸操作制度16对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。操作时可能引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率、短路容量的变化。应留有适当的稳定储备和运行备用，防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况，必要时，应使用高级应用软件（如PAS、DTS等）对系统进行计算分析和安全校核操作顺序是否符合操作过电压的限定，主变分接头位置、无功补偿容量是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸等操作。操作后对自动化及通信的影响。线路停送电操作要注意线路是否有“T”接、对接线（线路两侧名称不一致）做好操作中可能出现异常情况的事故预想。倒闸操作前应认真考虑的问题电网倒闸操作制度16对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性16电网倒闸操作制度17泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及任务指令相结合的调度操作命令。调度命令不论采取何种形式发布，都必须使接令人员完全明确该操作的目的和要求地调调度员对一切正常操作(含设备异常处理)应拟写调度操作指令票。对于单一开关、刀闸的操作(包括限负荷拉闸和电容器投退)、主变有载分接头调整、机组的开停机、重合闸投退可以用一条单项指令表达的操作或事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当值操作和监护调度员之间应意见一致。对操作过程中出现异常情况需改变操作时，必须重新拟票，经审核后执行地调调度员拟票时要做到“五核对”：核对检修申请书、核对方式安排(包括复役操作与停役操作的方式核对)、核对现场实际、核对SCADA、核对典型指令票地调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其他单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报调度员拟票、操作原则电网倒闸操作制度17泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及17电网倒闸操作制度18地调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需要提前操作某项而对该操作任务的其他操作项无影响时可提前下达该项操作指令，必要时还应向相关单位说明情况，严禁无根据的跳项操作。调度员进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用普通话及统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。一切倒闸操作，现场应与地调核对发令和操作结束的时间(汇报操作结束的时间做为该指令执行完毕的依据)系统中的一切正常操作，宜在系统低谷或潮流较小时安排，应尽可能避免在下列时间进行：值班人员在交接班时；系统运行方式不正常时；系统发生异常、事故时；遇雷雨、大风等恶劣气候时；高峰负荷时；该地区有重要保电要求时；电网有特殊要求时。地调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其他单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报调度员拟票、操作原则电网倒闸操作制度18地调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需18电网倒闸操作制度19提前一天（新设备启动提前2天）通过网络、传真或电话的方式发布操作预令计划操作指令预令发布现场拟票正式下达指令现场倒闸操作现场应及时拟写预令操作票，有疑问及时汇报。现场拟写操作票一项操作任务要由一个调度员统一指挥，必须接到地调正式发布调度指令方可操作。下达指令接受调度操作指令，根据地调发出的调度指令要求操作。现场倒闸操作电网倒闸操作主要流程电网倒闸操作制度19提前一天（新设备启动提前2天）通过网络、19电网倒闸操作制度20现场人员操作原则现场值班人员在接受调度操作指令时，必须根据调度指令的内容拟写符合规定的现场操作票，核对现场设备的状态，并对操作票与指令内容的一致性和正确性负责。现场值班人员同时接到两级调度发布的操作指令时，应先执行高一级调度机构发布的调度指令，如执行有问题，应向高一级调度机构汇报，由高一级调度机构调度员与另一发令单位协商并决定先执行哪一级操作指令虽有预定的开、停机计划，但现场在机组并列及降负荷、解列前应取得地调当班调度员同意后才能进行。现场值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，可由现场交下一班执行，地调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向地调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。0102030405在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。遇有重大设备检修或启动等重要操作时，电气部门领导应到场进行指挥监护。电网倒闸操作制度20现场人员操作原则现场值班人员在接受调度操20电网倒闸操作制度21发电机、电网的并列与解列操作电网并列条件频率差不大于0.2赫兹相序相同并列点两侧电压基本相等220千伏及以下电网电压差不大于额定电压的20％，相角差不大于30度。电网倒闸操作制度21发电机、电网的并列与解列操作电网并列条件21电网倒闸操作制度22发电机、电网的并列与解列操作并列操作现场应尽可能采用自动准同期方式若采用手动准同期方式，则由各单位根据设备承受并列合闸的冲击电流自行整定相角差，原则上不应上述并列条件解列操作将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小.各部分的频率和电压在允许范围内，特别注意操作过程中220千伏及以下电压波动不大于额定电压的10%注意事项发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行.发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准.电网倒闸操作制度22发电机、电网的并列与解列操作并列操作解列22电网倒闸操作制度23变压器操作原则对于220千伏及以下电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压严禁变压器无主保护运行，变压器充电时，差动保护及重瓦斯保护应投跳闸，后备保护按具体运行方式投入变压器应有完备的继电保护，考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。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。0102030405大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应进行相位核对。电网倒闸操作制度23变压器操作原则对于220千伏及以下电压等23电网倒闸操作制度24开关、刀闸操作原则允许用刀闸进行下列操作：拉、合无故障的电压互感器。在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。允许用开关拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。开关操作时，若遥控失灵，现场规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入，确认断路器性能良好；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通，有关仪表及指示灯的指示正确。开关使用自动重合闸装置时，现场应按规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关允许切断故障电流的次数，按现场规程规定仅有两次时，若需继续运行，现场应向当班调度员汇报并申请停用该开关的自动重合闸装置。0102030405没有保护动作信号跳闸的开关，在未查明跳闸原因前禁止投入运行。电网倒闸操作制度24开关、刀闸操作原则允许用刀闸进行下列操作24电网倒闸操作制度25线路操作原则线路停、送电操作时,应考虑电网电压和潮流的变化，使线路等有关设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限，并注意线路是否有T接。充电开关必须有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。当充电线路有故障应能快速切除，必要时可改变继电保护定值或降低有关线路潮流。线路转检修前应将各侧都先转冷备用后再继续操作，线路恢复运行时应向有关单位核查线路确无工作并先将线路各侧均转冷备用后，再进行送电线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。调度在安排线路倒闸操作时应尽量减少对带有电压刀闸的操作，以降低操作风险线路停电转检修，必须在线路各侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路各侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。0102030405对长线路的停电操作一般情况下应先断送端开关后断受端开关。送电时，顺序与此相反。线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。新建、改建或大修后的线路，可能使相位变动，并列或合环前应核对相序或相位。选择充电端的原则，应尽量避免由电厂侧先送电。电网倒闸操作制度25线路操作原则线路停、送电操作时,应考虑25电网倒闸操作制度26母线操作、新设备启动原则进行母线倒闸操作前要做好事故预想，防止操作中出现如刀闸瓷柱断裂等意外情况，而引起事故的扩大母线或送电时，必须选择有速断保护的开关试送电，受条件限制，原则上应选择带选择保护灵敏度高的联络线开关对母线充电，经校验的主变低压侧开关（或修改时限）对母线充电。当充电母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关设备的潮流。只有经过充电证实母线无故障时方可用刀闸操作带电。新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作线路或变压器核相一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。特殊情况下，110千伏及以下线路或变压器可进行高压核相，现场应做好核相方案0102030405新建、改建、扩建的输变电设备在投运时应按有关规定进行冲击合闸试验，在冲击合闸前应考虑以下问题：被冲击设备无异常；冲击合闸的开关，切除故障电流次数在规定范围内，有完善的继电保护；冲击合闸电源应选择对电网影响最小的电源，必要时适当降低重要联络线输送功率，以提高电网的稳定性；新投产设备以全电压冲击次数的规定：变压器5次、线路3次；大修后的输变电设备有必要时，在投运前应进行冲击合闸试验。电网倒闸操作制度26母线操作、新设备启动原则进行母线倒闸操作26电网倒闸操作制度27零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。0102030405进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。电网倒闸操作制度27零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器27电网倒闸操作制度28零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。0102030405进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。电网倒闸操作制度28零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器28电网倒闸操作制度29二次系统操作原则继电保护、安全自动装置的指令不下达具体压板，仅下达投退状态。当需要保留或解除部分功能压板时，仅下达投退某功能的指令，或下达保护跳某开关的功能指令。

新投产、改定值或第一次操作，会注明定值单号。各厂(站)内随一次设备的停送而相应变动保护，均由现场根据规定负责执行，调度仅下达一次设备的状态指令。正常方式运行的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入(电流差动保护应交换信号后投入)。调度只下达一次设备状态指令。0102030405对于配有多套保护定值的设备，调度指令应根据系统一次运行方式情况下达与之相配套的保护投退指令，指令中应明确定值单编号。调度员发现二次系统不能满足一次系统方式变更后的运行要求或对二次系统装置有异议时，应暂停一次系统方式变更操作，向领导汇报并通知有关专业人员。电网倒闸操作制度29二次系统操作原则继电保护、安全自动装置的2904电网事故及异常处理PARTFOUR04电网事故及异常处理PARTFOUR30电网事故及异常处理31事故处理的一般原则尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂及枢纽变电站的自用电源尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电01020304调整系统运行方式，使其恢复正常电网事故及异常处理31事故处理的一般原则尽速限制事故的发展，31电网事故及异常处理3201即时汇报要求：汇报范围－属地调管辖或许可范围内的相关设备及电网运行情况时间要求－5分钟内汇报主体－有关单位值班员（调控员）汇报内容要求－简要报告事故时间、开关跳闸状态、设备主保护及重合闸动作情况以及出力、潮流、频率、电压等变化情况。02事故详细检查汇报：汇报范围－属地调管辖或许可范围内的相关设备及电网运行情况时间要求－1小时内汇报主体－有关单位值班员（调控员）电网事故及异常处理3201即时汇报要求：汇报范围－属地调管辖32电网事故及异常处理3303汇报要求：汇报内容要求－事故现象、保护具体动作情况、其他安全自动装置动作情况、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、开关跳闸次数、所辖范围内设备现场处理意见和应采取的措施。当无法判断故障情况时应在事故或异常后1小时之内将故障录波和保护动作报告(含文字、图形报告及必要的图片或影像资料)传至地调。33电网事故及异常处理3303汇报要求：汇报内容要求－事故现象、电网事故及异常处理34值班岗位要求事故处理期间，发生事故的单位的值长或值班长应留在中(主)控室进行全面指挥，并与地调值班调度员保持联系。如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。非事故单位除向地调报告发现的异常情况外，不应在事故当时向地调调度员询问事故情况或占用调度电话，以免妨碍事故处理，而应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。交接班要求事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班。交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许继续交接班34电网事故及异常处理34值班岗位要求事故处理期间电网事故及异常处理35业务联系规范在事故处理过程中，各级调度、现场运行人员必须严格执行发令、复诵、记录、录音和汇报制度，必须使用统一的规范用语，指令应正确无误，汇报应简明扼要。

各并网县(市)属发电厂、变电站设备发生事故影响到地区主系统时，事故单位值班人员应迅速处理事故，同时将事故情况报告地调值班调度员。且事故处理过程中会影响地区主系统的操作应征得地调当值调度员同意。主设备故障后送电要求厂、站内发生主设备故障跳闸，送电前现场必须书面报告地调该设备检查结论，并经分管领导签字，地调调度员经部门分管领导同意后方可送电。事后再将详细分析报告传真到地调。电网事故及异常处理35业务联系规范在事故处理过程中35电网事故及异常处理36事故处理期间，各单位值班人员均应服从地调当值调度员的指挥。凡涉及地调管辖范围的操作，均应得到值班调度员的指令或许可。但下列操作无须等待地调值班调度员的指令，可以执行后再详细报告：现场可不待调度指令即可先执行的情况：（1）将直接对人身安全有威胁的设备停电。（2）系统低频低至49.6赫兹，将备用机组或具备运行条件的已解列机组恢复同期并列。（3）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。（4）已知线路故障而开关拒动时，将开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或二相时将其余相断开。（5）电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用。（6）当确认母线电压消失时，将母线上的开关断开（除指定保留的开关外）。（7）发电厂厂用电部分或全部失去时，恢复其厂用电源。（8）在本规程或现场规程中有明确规定，可不待省调调度员指令自行处理的操作。（9）将已损坏的设备隔离。电网事故及异常处理36事故处理期间，各单位值班人员均应服从地36电网事故及异常处理37系统电压异常的处理电压监视、考核点电压偏差超出规定的电压曲线±5％，且延续时间超过2小时；或偏差超过±10％，且延续时间超过1小时，为电网事故。系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电(全部或部份)与系统解列，并汇报相关调度各发电厂应将发电机的最大允许无功功率、发电机进相运行能力、低励限值、过负荷能力的有关报告及材料及时报送地调核定。电压异常构成事故情况站用电安全报送地调电网事故及异常处理37系统电压异常的处理电压监视37电网事故及异常处理38线路的处理（强送前应考虑的问题）（1）系统是否解列，若解列了，应待各网稳定运行后，先以大网一侧的开关强送电（电厂应待地调令才可操作）。（2）调度员下令强送时若开关跳闸次数已达到允许开断次数，相关厂站应及时向调度员汇报。（3）强送时，终端变压器中性点必须接地（4）强送电前，一般应接到线路两侧厂站关于线路保护动作情况及设备外部检查情况均正常的汇报。带有终端变压器的线路保护范围可能伸入主变内部，则终端变压器保护动作情况已汇报地调。对于需要紧急送电的线路，若线路开关为SF6开关时，强送前可不待开关外部检查结果。（5）双电源联络线路强送成功后，另一侧开关应转合环(或并列)运行。双电源联络线单侧开关跳闸(对侧开关仍在运行状态)只要开关两侧有电压，可下令立即将开关按同期并列(或合环)运行（6）馈线开关跳闸后，无论重合成功与否，调度员应立即通知运维站人员前往恢复掉牌信号，并对该开关进行全面检查（7）现场检查需特别汇报的内容：线路开关跳闸后，出现下列情况下，有关单位值班员(监控员)应报告值班调度员并提出观察后意见：①开关跳闸时伴随严重短路现象；②开关跳闸次数已达到规定次数；③开关喷油或产生瓦斯等现象；④真空开关出现异常声响或灭弧室内出现放电的痕迹。电网事故及异常处理38线路的处理（强送前应考虑的问题）（1）38电网事故及异常处理39线路过载的处理电力线路必须严格按照最大（长期）允许连续运行电流参考值运行，设备运行单位及相关调度应严格做好负荷电流的监视，并利用自动化系统设置设备超载报警功能。若电力线路过负荷是由于电流互感器、电力电缆、架空线路或阻波器超载，地调应通知管辖该线路的调度单位，责令其在15分钟内把运行电流控制在最大允许连续运行电流参考值范围内。电网事故及异常处理39线路过载的处理电力线路必须严39电网事故及异常处理40母线故障的处理母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，或相邻元件故障该跳闸的元件开关拒动，引起越级跳闸所致。判别的依据是同时出现下列现象：（1）该母线电压指示(如：电压表、遥测等)消失。（2）该母线各元件负荷、电流指示为零。（3）由该母线供电的厂(站)用电消失。（1）找到故障点后尽快隔离，然后对停电母线恢复送电。（2）首先确保本站母差保护正常并投入，尽可能用阻抗大、短路电流小的外来电源进行试送电，试送电开关应有0秒跳闸功能；需要时也可使用主变开关，但应更改主变保护定值，提高灵敏度，缩短动作时限。变电站母线跳闸后，必须到现场查找确认并消除故障点后再送电，即母线不得进行强送电。（3）发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部断开，并设法恢复厂用电。利用机组对母线零起升压，正常后待线路有电压，即恢复与系统同期并列。有条件时，也可利用外来电源对停电母线进行试送电。电网事故及异常处理40母线故障的处理母线电压消失40电网事故及异常处理41主变故障的处理运行中的变压器发生主保护、后备保护跳闸后，调度员应根据保护动作范围（参考保护配置及保护范围说明）令现场人员检查，并立即汇报部门领导，发送短信汇报相关人员，如局属变压器则由生技部启动应急预案。未查明原因不得强送电，并作出如下处理：（1）变压器主保护(包括重瓦斯、差动保护)同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。（2）变压器的重瓦斯或差动保护任一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次。有条件时，应尽量进行零起升压。（3）变压器过流保护等后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。（4）配置双主双后保护的变压器开关跳闸时，若只有一套保护动作参照上述原则处理。变电站主变跳闸，无论何种保护动作均不得强送，应立即通知运维站人员前往检查，检查结果应及时报告当值调度员电网事故及异常处理41主变故障的处理运行中的变压41电网事故及异常处理42主变事故的处理变压器需紧急停役的异常：运行中的变压器出现下列情况，有关单位运行人员应立即将异常或故障现象汇报部门领导，由部门领导汇报设备运行单位分管领导和生技、安监部门，确定是否启动应急预案，并立即向相关调度要求该变压器停役。（1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声。（2）变压器严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。（3）变压器套管有严重的破损和放电现象。（4）变压器冒烟着火。（5）发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护装置拒动时。（6）变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁时。变压器需尽快停役的异常：运行中的变压器出现下列情况，有关单位运行人员应立即将异常或故障现象汇报部门领导，由部门领导汇报设备运行单位分管领导和生技、安监部门，确定是否启动应急预案；相关调度在得到汇报后应做好停役主变的准备工作（准备指令票、开启备用机组、负荷转移等）。（1）变压器声音不正常。（2）变压器油温及绕组温度骤然升高。（3）变压器套管有破损裂纹及放电痕迹。（4）变压器引线接头有过热发红、发黑现象。（5）变压器压力释放阀隆起变形。（6）变压器油枕和瓷套管油位不正常、油色变黑等现象。电网事故及异常处理42主变事故的处理变压器需紧急停役的异常：42电网事故及异常处理43主变事故的处理变压器需立即现场检查的情况运行中的变压器出现下列告警信号，调度员应立即将该主变AVC自动调节功能禁用，严禁进行主变的有载调压操作。令运行人员立即对变压器非电量保护装置、本体油枕、调压油枕油位指示情况、压力释放阀以及主变外观的巡视检查，并将初步检查结果汇报部门领导，将异常现象通过短信告知相关人员。（1）变压器出现“本体轻瓦斯动作”信号。（2）变压器出现“本体油位异常”信号。（3）变压器出现“主变压力释放”信号。（4）变压器出现“铁芯接地”信号。43电网事故及异常处理43主变事故的处理变压器需立即现场检查的情电网事故及异常处理44主变事故的处理油浸式变压器正常运行上层油温不得超过表1规定温度（制造厂有规定的按制造厂规定），当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低。自然循环冷却变压器的上层油温一般不宜超过85℃。当自然循环自冷、风冷变压器、强迫油循环风冷变压器上层油温达到75℃后，监控员应令运行人员投入备用冷却装置；自然油循环风冷变压器风机故障全停后，上层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。监控员应密切监视上层油温，当超过65℃且负荷、油温呈明显上升趋势时，调度员应在20分钟内转移部分负荷，控制上层油温不超过65℃。强迫油循环风冷的变压器当油泵和风扇全部停止运行时，监控员应令运行人员密切监视上层油温，调度员应在20分钟内转移负荷，控制变压器上层油温不超过75℃，并做好主变停役准备，冷却器全停后持续运行时间不能超过一小时。以上情况均应立即汇报部门领导，发送短信告知相关人员。冷却方式冷却介质介质最高温度(℃)最高上层油温(℃)自然循环自冷、风冷4095强迫油循环风冷4085强迫油循环水冷307044电网事故及异常处理44主变事故的处理油浸式变压器电网事故及异常处理45主变事故的处理变压器运行其他注意事项（1）并列运行中的变压器高压侧电流达到额定电流85%以上，调度员应将该主变AVC自动调节功能禁用，严禁进行主变的有载调压操作。开启备用机组，通知运方人员调整系统运行方式。（2）运行中的变压器附属设备出现异常时，如有载调压滤油机故障时调度员应将该主变AVC自动调节功能禁用，严禁进行主变的有载调压操作。如排油注氮装置油、气回路发生漏油现象，应立即汇报部门领导，并与运行人员确认装置是否退出，断油阀门是否关紧。以上情况都应汇报部门领导，并发送短信告知相关人员。45电网事故及异常处理45主变事故的处理变压器运行其他注意事项4电网事故及异常处理46系统振荡的处理系统发生振荡的一般现象：（1）发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15－3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。（2）振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗。（3）失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1赫兹或以上（振荡周期T＝1/△f）。发电厂及变电站发现振荡现象时，应立即判明情况并向所辖调度简要汇报本厂、站的频率、电压、出力、潮流等波动情况，如发现可能是本厂、站的原因引起振荡时，还应向所辖调度汇报引起振荡的可能原因。46电网事故及异常处理46系统振荡的处理系统发生振荡的一般现象：电网事故及异常处理47系统振荡的处理（系统振荡处理原则））（1）系统稳定没有破坏时，利用人工方法再同步处理：装有机组AVC控制的各发电厂应禁用AVC功能，充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许的最大值。各级调度应调整系统无功补偿容量，尽可能多地提高无功支持。频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8赫兹为止。频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.80赫兹，并使振荡消失。（2）在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷。采取人工再同步，在3－4分钟之内未能恢复同步运行。（3）解列点选择原则：解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行。各电网内应尽可能保持功率的平衡。47电网事故及异常处理47系统振荡的处理（系统振荡处理原则）（1电网事故及异常处理48系统振荡的处理（系统振荡处理原则））（４）系统发生振荡时，任何发电机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。（５）发生振荡时，电厂运行值班员应立即检查发电机励磁回路的仪表，若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。若由于发电机非同期并列而引起电网振荡时，电厂运行值班员应立即判明情况将该机组解列。48电网事故及异常处理48系统振荡的处理（系统振荡处理原则）（４电网事故及异常处理49系统不接地系统电压异常的处理由于系统二次电压不平衡形成因素很多，使得值班人员难以根据系统二次电压判断当前故障情况。在变电所实际运行过程中，系统二次电压异常可能由多种因素造成，包括：电压互感器高压熔丝熔断、低压熔丝熔断、一次系统接地故障、二次系统接地、耦合传递、负载不对称、三相TV伏安特性不-致、铁磁谐振、接线错误等等。

1、系统铁磁谐振系统发生铁磁谐振的原因较多，除空送母线时的母线对地电容和电压互感器行程的谐振较易判断并消除外，其他的都较难判断。不过，整体上看，铁磁谐振一般表现为一相、两相甚至三相对地电压升高，部分情况下电压表会发生低频摆动。如果出现电压异常升高，而没有任何一相电压降低的情况出现，则应该考虑是否是由于铁磁谐振造成的，采用断开部分较长的线路等方式改变系统参数，消除谐振条件。2、电压互感器高压熔丝熔断当电压互感器高压熔丝熔断时，受负载影响，熔断相电压降低，但不为零，通常情况下可以达到20～40V，此时其他两相电压应保持为正常相电压或稍低。同时由于断相出现在互感器高压侧，互感器低压侧会出现零序电压，其大小通常高于接地信号限值，起动接地装置，发出接地信号。49电网事故及异常处理49系统不接地系统电压异常的处理由于电网事故及异常处理50系统不接地系统电压异常的处理3、电压互感器低压熔丝熔断电压互感器低压熔丝熔断时，在二次侧的反映和高压熔丝基本类似，但是由于熔丝熔断发生在低压侧，影响的将只是某一个绕组的电压，不会出现零序电压。在这种情况下，通过用电压表检查电压回路熔断器两侧电压，可以快速地确定故障原因。如果某相低压熔丝两侧电压不等，可以确认为该低压熔丝熔断，否则，应判断为互感器高压熔丝熔断。4、系统电压不平衡在变电所投运时经常会发生中性点出现偏移的情况，有时候甚至会发出接地报警信号，这通常是由于变电所投运时，主变压器空载运行，低压侧母线桥和空母线的对地电容不相等造成的，对于空母线，此对地电容即是其主要负荷，其不平衡因素对母线电压的影响较为明显，此时如果能够减少电容不平衡对母线电压的影响，电压通常会回复到正常状态。5、其他故障分析对于由于互感器三相负载不对称、接线错误、TV三相伏安特性不一致等原因造成的二次回路电压异常，通常会在变电所送电的时候即可得到反映。在变电所送电之前应采取相应的措施防止此类情况发生，如：对于由单台TV组成的互感器组，应采用励磁特性相同的TV并认真做好TV比角相差试验及伏安特性试验。对于投运前的试验更不可因为部分回路由厂家保证而减少试验项目，不作升压试验。50电网事故及异常处理50系统不接地系统电压异常的处理50电网事故及异常处理51光伏电站孤岛效应1、何为孤岛效应所谓“孤岛效应”是指当电网的部分线路因故障或维修而停电时，停电线路由所连的并网发电装置继续供电，并连同周围负载构成一个自给供电的孤岛的现象。2、孤岛效应的不良影响一般来说，孤岛效应可能对整个配电系统设备及用户端的设备造成不利的影响，主要包括：（1）线路维修人员的安全危害；（2）影响配电系统上的保护开关动作程序；（3）电力孤岛区域所发生的供电电压与频率的不稳定现象；（4）当电力公司供电恢复时所造成的相位不同步问题；（5）太阳能供电系统因单相供电而造成系统三相负载的欠相供电问题。51电网事故及异常处理51光伏电站孤岛效应1、何为孤岛效应51电网事故及异常处理52光伏电站孤岛效应（防止孤岛效应的方法）防止孤岛效应的关键点是对电网断电的检测，通常采用被动式和主动式两种“孤岛效应”检测方法相结合来确认电网是否断电。一旦确认电网失电，均会在几个周期内将并网逆变器与电网断开并停止逆变器的运行。52电网事故及异常处理52光伏电站孤岛效应（防止孤岛效应的方法）电网事故及异常处理53光伏电站低电压穿越的处理低电压穿越功能是指当电网电压跌落时并网逆变器能够正常并网一段时间，“穿越”这个低电压时间(区域)直到电网恢复正常；孤岛效应保护是指当电网断电时并网逆变器应立即停止并网发电，保护时间不超过0.2秒。可以看出，孤岛效应保护与低电压穿越是相互矛盾的，两种功能不能同时并存，需要根据电站规模和要求进行选择。一般遵循的原则如下：对于小型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较小，对电网的影响较小，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，即此时并网逆变器应选择孤岛效应保护功能。对于大中型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较大，对电网的影响较大，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备一定的低电压穿越能力，即此时并网逆变器应选择低电压穿越功能。53电网事故及异常处理53光伏电站低电压穿越的处理低电压穿越电网事故及异常处理54风电场低电压穿越的处理

低电压穿越能力是当电力系统中风电装机容量比例较大时，电力系统故障导致电压跌落后，风电场切除会严重影响系统运行的稳定性，这就要求风电机组具有低电压穿越(LVRT)能力，保证系统収生故障后风电机组丌间断并网运行。风电机组应该具有低电压穿越能力：（1）风电场必须具有在电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行620ms的低电压穿越能力;（2）风电场电压在収生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场必须保持并网运行;（3）风电场升压发高压侧电压丌低于额定电压的90%时，风电场必须丌间断并网运行。54电网事故及异常处理54风电场低电压穿越的处理低电压电网事故及异常处理55风电场低电压穿越的处理55电网事故及异常处理55风电场低电压穿越的处理55电网事故及异常处理56风电场风机异常处理紧急停机1．1故障原因：（1）因工作需要，人为按下紧急停机键（机舱顶部、主控柜等）。（2）安全链动作。1．2故障处理：工作完毕后，复位，开机。检查安全链各环节是否正常；当机组遇到故障需要紧急停机后，运行人员可先紧急停机后，立即汇报调度。其他异常处理可见风电机组故障分析及处理方法。56电网事故及异常处理56风电场风机异常处理紧急停机56电网事故及异常处理57发电机故障的处理1、发电机事故及异常处理应按发电机事故处理及现场运行规程进行处理，并将故障原因和处理意见及时向值班调度员汇报。发电机跳闸后在未查清原因并消缺之前不得并网。2、发电机进相或高功率因数运行时，由于受到干扰而引起发电机失步，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机重新拖入同步，否则将发电机解列，重新并入电网。3、发电机失去励磁时的处理:（1）凡装设失磁保护的机组，失磁后若失磁保护应动作而未动作，现场人员应立即手动将失磁的发电机组与系统解列。（2）当机组失去励磁不会导致系统失去稳定，在系统电压允许的情况下，机组可短时运行，此时必须迅速降低有功出力，同时设法恢复励磁。允许无励磁运行时间及允许的有功出力应在现场运行规程中规定。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，发电厂运行值班人员应将失磁的机组解列。4、发电机组过负荷的处理：（1）当发电机严重过负荷时，现场值班人员应立即调整机组的有功、无功出力，并将原因和处理意见及时向值班调度员汇报。（2）当个别地区电压降低，使发电机严重过负荷时，有关发电厂应与相关调度值班调度员联系，采取适当措施(包括降低有功，增加无功及限制部分负荷)来消除发电机的过负荷。

57电网事故及异常处理57发电机故障的处理1、发电机事故及异常处THANKS58THANKS58演讲完毕，谢谢观看！演讲完毕，谢谢观看！59泉州地调关于风电、光伏培训主讲人：电网倒闸操作和事故处理泉州地调关于风电、光伏培训主讲人：电网倒闸操作和事故处理6001020304电网设备介绍、电网接线方式调度管辖划分、设备状态电网倒闸操作制度电网事故及异常处理目录0201020304电网设备介绍、电网接线方式调度管辖划分、设备6101电网设备介绍、电网接线方式PARTONE01电网设备介绍、电网接线方式PARTONE62电网设备介绍、电网接线方式63PARTONEPARTTWOPARTTHREE看完了关于如何做科学研究的几本书，只是觉得像喝了几碗鸡汤，然并卵罢了110kV线变组接线方式风电机组通过35kV集电线路与主网并网光伏变电站10kV线路母线分段接线方式，通过10kV馈线与主网并网风电场110kV出线为T接线线路，接入220kV变电站110kV母线。光伏变电站10kV出线接入变电站10kV母线。电网设备介绍、电网接线方式4PARTONEPARTTWO63电网设备介绍、电网接线方式64一次设备（220kV、110kV、35kV、10kV）主变压器及辅助设备（排油注氮、水喷雾等主变消防设施；滤油机；在线监测系统等）站用变压器、消弧装置与接地变压器开关、刀闸及其操作机构GIS组合电器设备（220kV、110kV）CT（间隔、主变套管）、PT（母线、线路）、避雷器（母线、线路），防雷部分：避雷针、线（光纤）及接地网开关柜（35kV、10kV）含主变低压开关、刀闸、馈线、电容器、PT、避雷器、站用变及高压负荷开关、母分开关、刀闸等多种类型光伏发电机、风电发电机母线、高压电缆、导引线、光缆、构架、绝缘子光伏组件（单晶、多晶）支架（钢支架、铝合金）光伏控制器；逆变器；直交流配电设备（高低压配电柜、无功补偿）；环境监控设备；电缆（光伏电缆、电力电缆）蓄电池（铅酸、胶体、锂电）风力机（风轮增速器、调速器、调向装置、发电机和塔架）高压SVG型静态无功发生器（SVG功率柜是系统无功补偿的终端设备，其中SVG为系统提供可调的感性、容性无功）电网设备介绍、电网接线方式5一次设备主变压器及辅助设备（排油64电网设备介绍、电网接线方式65二次设备（0.4kV及以下交、直流）保护装置（保护独立、保护测控一体）测控装置自动装置（重合闸、备自投、低频低压减载）综自后台工作站直流系统（充电机、馈线屏、蓄电池及监测装置）组网的交换机、保护管理机、远动通信、GPS对时装置等综自设备站用电系统（进线、出线、站用电备自投等）电量采集系统（含电度表、计量回路、采集装置和网络设备）端子箱（主变、开关、PT、电容器）各类二次电缆、空开、切换开关、压板开关、刀闸的操作机构箱各类型的组屏（保护、保护+测控、远动、交直流系统、）电网设备介绍、电网接线方式6二次设备保护装置（保护独立、保护65电网设备介绍、电网接线方式66110kV线路配置电流差动保护和后备保护，线路侧三相PT用于线路保护，主变高压侧无PT，无法同期判别，本保护重合闸功能不用风电110kV线路保护配置说明风电机组保护配置电气保护（电机过速、电压、频率、低电压穿越保护）和非电气保护（风速、偏航、液压系统，刹车系统、齿轮系统、叶轮等）光伏电站保护配置光伏电站10kV线路配置光纤差动保护。机组保护（并网逆变器必须要有最大功率跟踪、孤岛检测技术、低电压穿越和各种保护功能。）电网设备介绍、电网接线方式7110kV线路配置电流差动保护和6602调度管辖划分、设备状态PARTTWO02调度管辖划分、设备状态PARTTWO67调度管辖划分、设备状态68站外110kV线路地调管辖风电场设备管辖：站内110kV设备及35kV母线地调管辖风电场设备管辖：35kV集电线路10MW及以上省调管辖10MW以下地调管辖风电场设备管辖：10kV出线及站内设备县调管辖光伏设备管辖：风电机组10MW及以上省调管辖10MW以下地调管辖风电场机组管辖：光伏机组影响出力地调许可光伏机组管辖：设备名称管辖单位调度管辖划分、设备状态9站外110kV线路地调管辖风电场设备68调度管辖划分、设备状态-开关69在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线开关及其两侧刀闸均在断开位置开关在断开位置，两侧各有一个刀闸在合闸位置开关及其两侧各有一个刀闸在合闸位置开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-开关10在冷备用状态下，开关两侧接地69调度管辖划分、设备状态-线路70在线路冷备用状态下，线路PT在断开位置（采用电容式PT或CVT无刀闸者，则应将二次侧保险或小开关断开），合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线线路开关处于冷备用状态，旁路刀闸在断开位置，线路PT在运行状态线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态线路开关及线路PT（或CVT，下同）均处运行状态线路检修线路冷备用线路热备用线路运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-线路11在线路冷备用状态下，线路PT70调度管辖划分、设备状态-主变71在冷备用状态下，各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸各侧开关及刀闸均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，PT均处冷备用状态，各侧开关均在断开位置，至少有一侧刀闸在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运行状态至少有一侧开关及刀闸在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运行状态主变检修主变冷备用主变热备用主变运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-主变12在冷备用状态下，各侧引线均装71调度管辖划分、设备状态-母线72在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地刀闸母线PT刀闸处于断开位置，与相邻设备间的刀闸，开关都在断开位置母线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母线PT刀闸于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-母线13在冷备用状态的母线上装一组接72调度管辖划分、设备状态-机组73在冷备用状态的机组上装一组接地线或合上接地刀闸机组高压侧开关及其两侧刀闸均处断开位置，机组停机机组高压侧开关在断开位置，及其两侧刀闸均处合上位置，机组在停机机组高压侧开关及其两侧刀闸在合闸位置，机组通过自动同期功能与系统并网运行开关检修开关冷备用开关热备用开关运行检修冷备用热备用运行调度管辖划分、设备状态-机组14在冷备用状态的机组上装一组接7303电网倒闸操作制度PARTTHREE03电网倒闸操作制度PARTTHREE74电网倒闸操作制度75对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。操作时可能引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率、短路容量的变化。应留有适当的稳定储备和运行备用，防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况，必要时，应使用高级应用软件（如PAS、DTS等）对系统进行计算分析和安全校核操作顺序是否符合操作过电压的限定，主变分接头位置、无功补偿容量是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸等操作。操作后对自动化及通信的影响。线路停送电操作要注意线路是否有“T”接、对接线（线路两侧名称不一致）做好操作中可能出现异常情况的事故预想。倒闸操作前应认真考虑的问题电网倒闸操作制度16对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性75电网倒闸操作制度76泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及任务指令相结合的调度操作命令。调度命令不论采取何种形式发布，都必须使接令人员完全明确该操作的目的和要求地调调度员对一切正常操作(含设备异常处理)应拟写调度操作指令票。对于单一开关、刀闸的操作(包括限负荷拉闸和电容器投退)、主变有载分接头调整、机组的开停机、重合闸投退可以用一条单项指令表达的操作或事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当值操作和监护调度员之间应意见一致。对操作过程中出现异常情况需改变操作时，必须重新拟票，经审核后执行地调调度员拟票时要做到“五核对”：核对检修申请书、核对方式安排(包括复役操作与停役操作的方式核对)、核对现场实际、核对SCADA、核对典型指令票地调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其他单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报调度员拟票、操作原则电网倒闸操作制度17泉州地区电力系统实行综合指令、单项指令及76电网倒闸操作制度77地调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需要提前操作某项而对该操作任务的其他操作项无影响时可提前下达该项操作指令，必要时还应向相关单位说明情况，严禁无根据的跳项操作。调度员进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用普通话及统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。一切倒闸操作，现场应与地调核对发令和操作结束的时间(汇报操作结束的时间做为该指令执行完毕的依据)系统中的一切正常操作，宜在系统低谷或潮流较小时安排，应尽可能避免在下列时间进行：值班人员在交接班时；系统运行方式不正常时；系统发生异常、事故时；遇雷雨、大风等恶劣气候时；高峰负荷时；该地区有重要保电要求时；电网有特殊要求时。地调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其他单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报调度员拟票、操作原则电网倒闸操作制度18地调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需77电网倒闸操作制度78提前一天（新设备启动提前2天）通过网络、传真或电话的方式发布操作预令计划操作指令预令发布现场拟票正式下达指令现场倒闸操作现场应及时拟写预令操作票，有疑问及时汇报。现场拟写操作票一项操作任务要由一个调度员统一指挥，必须接到地调正式发布调度指令方可操作。下达指令接受调度操作指令，根据地调发出的调度指令要求操作。现场倒闸操作电网倒闸操作主要流程电网倒闸操作制度19提前一天（新设备启动提前2天）通过网络、78电网倒闸操作制度79现场人员操作原则现场值班人员在接受调度操作指令时，必须根据调度指令的内容拟写符合规定的现场操作票，核对现场设备的状态，并对操作票与指令内容的一致性和正确性负责。现场值班人员同时接到两级调度发布的操作指令时，应先执行高一级调度机构发布的调度指令，如执行有问题，应向高一级调度机构汇报，由高一级调度机构调度员与另一发令单位协商并决定先执行哪一级操作指令虽有预定的开、停机计划，但现场在机组并列及降负荷、解列前应取得地调当班调度员同意后才能进行。现场值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，可由现场交下一班执行，地调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向地调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。0102030405在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。遇有重大设备检修或启动等重要操作时，电气部门领导应到场进行指挥监护。电网倒闸操作制度20现场人员操作原则现场值班人员在接受调度操79电网倒闸操作制度80发电机、电网的并列与解列操作电网并列条件频率差不大于0.2赫兹相序相同并列点两侧电压基本相等220千伏及以下电网电压差不大于额定电压的20％，相角差不大于30度。电网倒闸操作制度21发电机、电网的并列与解列操作电网并列条件80电网倒闸操作制度81发电机、电网的并列与解列操作并列操作现场应尽可能采用自动准同期方式若采用手动准同期方式，则由各单位根据设备承受并列合闸的冲击电流自行整定相角差，原则上不应上述并列条件解列操作将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小.各部分的频率和电压在允许范围内，特别注意操作过程中220千伏及以下电压波动不大于额定电压的10%注意事项发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行.发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准.电网倒闸操作制度22发电机、电网的并列与解列操作并列操作解列81电网倒闸操作制度82变压器操作原则对于220千伏及以下电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压严禁变压器无主保护运行，变压器充电时，差动保护及重瓦斯保护应投跳闸，后备保护按具体运行方式投入变压器应有完备的继电保护，考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。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。0102030405大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应进行相位核对。电网倒闸操作制度23变压器操作原则对于220千伏及以下电压等82电网倒闸操作制度83开关、刀闸操作原则允许用刀闸进行下列操作：拉、合无故障的电压互感器。在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。允许用开关拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。开关操作时，若遥控失灵，现场规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入，确认断路器性能良好；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通，有关仪表及指示灯的指示正确。开关使用自动重合闸装置时，现场应按规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关允许切断故障电流的次数，按现场规程规定仅有两次时，若需继续运行，现场应向当班调度员汇报并申请停用该开关的自动重合闸装置。0102030405没有保护动作信号跳闸的开关，在未查明跳闸原因前禁止投入运行。电网倒闸操作制度24开关、刀闸操作原则允许用刀闸进行下列操作83电网倒闸操作制度84线路操作原则线路停、送电操作时,应考虑电网电压和潮流的变化，使线路等有关设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限，并注意线路是否有T接。充电开关必须有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。当充电线路有故障应能快速切除，必要时可改变继电保护定值或降低有关线路潮流。线路转检修前应将各侧都先转冷备用后再继续操作，线路恢复运行时应向有关单位核查线路确无工作并先将线路各侧均转冷备用后，再进行送电线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。调度在安排线路倒闸操作时应尽量减少对带有电压刀闸的操作，以降低操作风险线路停电转检修，必须在线路各侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路各侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。0102030405对长线路的停电操作一般情况下应先断送端开关后断受端开关。送电时，顺序与此相反。线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。新建、改建或大修后的线路，可能使相位变动，并列或合环前应核对相序或相位。选择充电端的原则，应尽量避免由电厂侧先送电。电网倒闸操作制度25线路操作原则线路停、送电操作时,应考虑84电网倒闸操作制度85母线操作、新设备启动原则进行母线倒闸操作前要做好事故预想，防止操作中出现如刀闸瓷柱断裂等意外情况，而引起事故的扩大母线或送电时，必须选择有速断保护的开关试送电，受条件限制，原则上应选择带选择保护灵敏度高的联络线开关对母线充电，经校验的主变低压侧开关（或修改时限）对母线充电。当充电母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关设备的潮流。只有经过充电证实母线无故障时方可用刀闸操作带电。新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作线路或变压器核相一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。特殊情况下，110千伏及以下线路或变压器可进行高压核相，现场应做好核相方案0102030405新建、改建、扩建的输变电设备在投运时应按有关规定进行冲击合闸试验，在冲击合闸前应考虑以下问题：被冲击设备无异常；冲击合闸的开关，切除故障电流次数在规定范围内，有完善的继电保护；冲击合闸电源应选择对电网影响最小的电源，必要时适当降低重要联络线输送功率，以提高电网的稳定性；新投产设备以全电压冲击次数的规定：变压器5次、线路3次；大修后的输变电设备有必要时，在投运前应进行冲击合闸试验。电网倒闸操作制度26母线操作、新设备启动原则进行母线倒闸操作85电网倒闸操作制度86零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。0102030405进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。电网倒闸操作制度27零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器86电网倒闸操作制度87零起升压原则对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的