四川电网调度管理规程

四川电网调度管理规程第一章总则1.1为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。1.2本规程所称电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。1.3四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。1.4四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，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发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。1.5本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。1.6四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。1.7本规程由四川省电力公司负责修订、解释。第二章调度管辖范围及职权省调调度管辖范围500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）；220kV电网（不含220kV站内主变压器）；电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统；2.1.4上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2省调调度许可范围2.2.1运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备；2.2.2220kV主变压器中性点；2.2.3安全自动装置所切供电设备；2.2.4在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；2.2.5其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省调委托调度设备。2.3地调调度管辖范围2.3.1本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)；2.3.2本地区110kV及以下电网；2.3.3本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统；2.3.4本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度；上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4县调的调度管辖范围由地调另行规定。2.5各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。2.6属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。2.7电网调度运行管理的主要任务2.7.1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、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；2.7.2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；2.按照"公平、公正、公开"的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益；2.7.4按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.8省调的职责和权限2.8.1接受国调、网调的调度管理；2.8.2负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理和技术监督；2.8.3负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；2.8.4负责电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算；2.8.5负责指挥所辖电网调频、调峰及调压；2.8.6负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核；2.8.7会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表；2.8.8负责所辖电网的安全稳定运行管理；2.8.9根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；2.8.10受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施；1参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型；2.8.12参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；2.8.13参与所辖电网事故分析和事故调查；2.8.14负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经省电力公司批准后执行；行使上级和省公司或者国调、网调授予的其它职权。2.9地调的职责和权限接受省调的调度管理；2.9.2负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理；2.9.3负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；2.9.4负责所辖电网电力电量的考核结算；2.9.5负责指挥所辖电网调峰及调压；2.9.6负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核；2.9.7会同有关部门编制所辖电网事故和超负荷拉闸限电序位表；2.9.8负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定管理措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频、低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；2.9.9根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；2.9.10受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施；1参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型；2参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；2.9.13参与所辖电网事故分析和事故调查；2.9.14负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经电业局（公司）批准后执行；5行使上级和本电业局（公司）或者省调授予的其它职权。县调的职责和权限由相应的地调规定。第三章调度管理制度3.1各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。3.2下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。3.3进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。3.4如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。3.5属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.6属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。3.7上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。在紧急或特殊情况下，为保证电网安全稳定，上级调度机构值班调度员可直接（或通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。此时，下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。3.8任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。3.9发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。3.10值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。若值班人员不执行或延迟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以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。3.11上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。3.12当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。第四章运行方式的编制和管理4.1各级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制订电网特殊运行方式。4.2年度运行方式的编制4.2.1年度运行方式是保证电网正常运行的年度大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本年度运行方式两部分，包括以下内容：上年度电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；各电厂逐月上网计划；各水电厂水库运行方式；电网正常运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网安控装置和低频自动减负荷整定方案；运行中出现的主要问题和改进建议。4.2.2为了编制好下年度的运行方式，各有关单位应于每年11月1日前将下年度的电网的有关资料提供给省调。省公司计划、生产、营销、基建等有关部门提供下列资料：全年新(改)建项目投产计划；省(网)间联络线售（购）电计划；各厂发电计划和购电计划；输变电设备检修计划。4.2.2.2各电业局（公司）提供下列资料：地区分月用电预测；地区现有电网主结线图和地理结线图；输变电设备检修计划。4.2.2.3各水电厂提供下列资料：年度水库运用计划、来水预测、发电能力预测；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增综合特性曲线。4.2.2.4各火电厂提供下列资料煤场、油库的有关资料；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增特性曲线。4.3月度运行方式的编制4.3.1月度运行方式包括以下内容：全网及各地区负荷预计及用电计划；各电厂电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；主要水电厂水库水位控制方式及月末水位；各厂、局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；主要供电设备检修计划；主要新（改）建发输变电设备投产计划；其他重要情况说明。4.3.2为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：各电业局（公司）次月负荷预计；各厂、局次月的主要设备检修进度表；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库运行方式、防洪及其它综合利用要求（如最小下泄流量等）；各电厂的其他要求；计划、营销部门提供各地区用电计划分配指标；基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。4.4日方式的编制4.4.1日调度计划应包括下列内容：发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂96点上网计划；省(网)间联络线96点购（售）电计划；各电业局（公司）96点用电负荷计划；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；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。4.4.2为了编制好次日的日调度计划，有关部门应于每日11时前向省调送交有关资料：各电业局（公司）次日96点负荷预计；各厂、局次日的设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各、厂局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂前一日及当日实际雨水情及发电出力情况；次日雨水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪等综合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部门应提交次日新（改）建设备的投产计划及对电网运行方式安排的要求；各电厂的其他要求。4.5电网特殊运行方式的编制4.5.1电网特殊运行方式应包括下列内容：发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；各电业局（公司）用电负荷计划;继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；重要水电站水库（量）安全调度要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。4.5.2为了编制好电网特殊运行方式，有关部门应向省调送交有关资料：各电业局（公司）负荷预计；各厂、局设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各电厂的其他要求。4.6电网年度运行方式、月度运行方式、特殊保电时期或对电网安全运行有重大影响的电网特殊运行方式由省公司领导批准后执行，并报上级调度机构备案。电网日运行方式和对电网安全运行影响较小的电网特殊运行方式经省调领导批准后执行。4.7备用容量安排原则编制电网运行方式时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用标准：4.7.1负荷备用容量和事故备用容量：应为最大发电负荷的4%－12%，但不小于电网中最大一台机组的容量；检修备用容量：一般应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8-15%。4.8各地调应参照上述要求制订本地区电网的年、月、日运行方式和地区电网特殊运行方式。第五章设备的检修管理5.1省调调度管辖设备的定期检修、试验必须纳入设备检修计划，检修计划分年度、季度、月度及日计划。设备检修原则5.2.1设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定；5.2.2发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；5.2.3设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，避免重复停电。5.3省调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。5.4设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。计划检修是指纳入年度、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等；非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。5.5计划检修管理5.5.1年度计划检修：每年11月底以前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一年度的设备检修计划报送省调，省调统一平衡后下达执行。与省调管辖设备相关的各电厂、电业局（公司）的下一年度设备检修计划在每年12月10日前报省调备案，省调可在必要时对有关内容进行调整；5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一季度的设备检修计划报送省调，省调根据年度检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行；5.5.3月度计划检修：省调根据管辖设备的年度、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于每月25日前随月调度计划下达；5.5.4省调在安排检修计划时，同等情况下优先安排先提出申请的单位，逾期未报送检修申请的，省调有权推迟或不予安排；5.5.5已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1日的上午向省调提出设备检修申请，省调于当日下午15时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复；节日或重大保电时期计划检修：各发电厂、电业局（公司）应在保电时期前5日将设备检修计划报省调，经平衡后省调于保电时期前2日正式批复下达；5.5.7计划检修申请应逐级报送到省调，省调的批复意见逐级通知到检修单位，检修工作内容必须同检修票项目一致；5.5.8计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调值班调度员。计划检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办理一次延期手续，遇节假日应提前申请；5.5.9计划检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间；5.5.10对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。5.6非计划检修规定5.6.1非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列非计划检修：设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；5.6.1.2在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修；5.6.1.3在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。5.6.2非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。5.6.3非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。5.7检修申请内容包括：检修单位、检修性质、检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。5.8凡变更原接线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送省调并经省调相关处室批复。凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。5.9凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等），设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。5.10省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。5.11省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。5.12凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。3非省调调度管辖范围内的设备检修、试验或运行方式改变影响省调调度管辖范围内的电厂出力、线路潮流、继电保护、通信、自动化信息传送的应得到省调许可，并在操作前告知省调当值调度员。4设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。5已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令后方可开工。6严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。7设备的检修时间7.1发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内；5.17.2输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复送电的报告时止。5．18值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。5．19输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。5．20发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理6.1凡新建、扩建和改建的发输变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90日向调度机构提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料。6.2调度机构收到资料后，进行有关的计算、设备命名编号和调度管辖范围划分等，并于新设备投运前60日向有关单位提供相关资料。新设备投入运行前30日，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度机构提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单；待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动带电条件。6.4调度机构接到申请后，应在启动投产前10日批复。6.5新设备投运前必须具备下列条件，否则调度机构有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度机构已提出新设备投运申请并经批准；6.5.2申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；6.5.3所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；6.5.4投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；6.5.5与有关调度机构已签定并网调度协议；6.5.6调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕；6.5.7生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；相关厂、站及设备具备启动带电条件；6.5.9启动试验方案和相应调度方案已获批准；启动委员会同意投产。6.6新设备投产前，相关单位应提前90日向调度机构报送新设备投产计划，调度机构根据电网实际运行情况安排、平衡。6.7新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。6.8投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。第七章有功功率调度管理及频率调整7.1发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。7.2担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已达到规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。7.3值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划并下达执行。7.4电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按控制。电网内所有发电厂均应监视频率。省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。7.5当川渝电网与华中主网联网运行时，电网的频率调整和川渝－华中联络线潮流的控制方式按国调、网调下达的有关联网运行的规定执行。当川渝电网与华中主网解网运行时，电网频率的调整由四川省调值班调度员统一指挥，调频厂值长负责调整。在电网发生发电出力不足的情况下,各单位必须严格按计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或者电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。7.8各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。7.9对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电，届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。无功功率调度管理及电压调整无功电压调度管理要求电网中的无功功率原则上应实行分层、分区、就地平衡，避免长距离输送；8.1.2四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：省调负责220kV及以上所有发电厂和变电站的无功电压调度管理，地调负责所辖范围内110kV及以下各厂站的无功电压调度管理，各级调度机构应做好所辖电网的无功功率平衡工作；8.1.3各级调度机构应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。220kV及以上电网的电压控制、监测、考核点由省调设置并报网调批准。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和省调备案；各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度机构按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合《电力系统电压和无功技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求；8.1.5并入四川电网的各发电厂必须具备《电力系统电压和无功技术导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。8.2无功电压的正常运行与调整各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压：8.2.1.1高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；8.2.1.2低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值；8.2.1.4当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行：8.2.2.1高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；8.2.2.2低谷负荷电压偏高运行时,应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；8.2.2.3当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；8.2.2.4各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。各厂站变压器分接头档位的运行调整无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差时，应积极采取措施，充分发挥一切调压手段，确保电压在合格范围内。8.2.5在进行电厂和变电站无功电压调整时，各级值班调度员应充分发挥变电站的无功补偿设备的调压作用，尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。8.2.6500kV线路的高压电抗器，须随线路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。8.2.8向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的倍（即575kV），持续时间不大于20分钟。8.3电压异常的处理8.3.1当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况；8.3.2当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电；8.3.3当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常；当500kV厂、站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。电网稳定管理电网稳定管理职责划分9.1.1各级调度机构的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。9.1.2省调负责调度管辖范围内220kV及以上主干网络的安全稳定计算分析，提出稳定运行限额、安全稳定控制措施及对继电保护、安全自动装置的要求。地调负责调度管辖范围内电网的安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，采取必要的稳定措施，并报省调备案。凡影响主网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应向省调办理许可申请，落实防患措施。9.1.4发电厂负责制定保电厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报省调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。发电厂、电业局（公司）和并网地方电网应及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。9.1.6电网稳定监控职责分工9.1.6.1各级调度机构负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行；9.1.6.2发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录；当电网出现特殊运行方式时，调度机构应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达给各监控单位执行。9.1.7调度机构根据核定的发电机组技术出力以及系统需要，校核发电机组高力率或进相运行对稳定的影响，提出稳定限额。9.2系统稳定的运行规定9.2.1电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；9.2.2在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。安排计划检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；9.2.3为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备；9.2.4凡是影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；9.2.5发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器等，若因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网安全性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求；对于直接涉及电网安全运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；9.2.7220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；9.2.8在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，并提交省公司批准后执行。安全自动装置的调度管理10.1本章包括安全自动装置中的安全稳定控制装置及低频、低压自动减负荷装置，其中，安全稳定控制装置包括如下主要功能根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能；低频、低压切负荷功能；远方、就地切机切负荷功能；高频率切机功能；振荡解列功能。由1个厂站完成上述功能的装置称为安全稳定控制装置，由2个及以上厂站通过通道交换信息，共同完成上述功能的装置称为安全稳定控制系统，以下统一简称“安控装置”。10.2安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局（公司）根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。10.3安控装置及有关通道的调度管理由各级调度机构负责，安控装置及有关通道的运行管理及维护工作由所属电业局（公司）和发电厂负责。10.4已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。10.6各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。10.7安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。10.8安控装置的启停.1安控装置的启用确认电网的运行方式；10.8.1.2根据启用通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能；10.8.1.3检查并确认有关厂站的安控装置工作正常；10.8.1.4按照策略表功能先启用，切机、切负荷功能后启用的顺序启用厂站安控装置的有关功能；10.8.1.5启用变电站切负荷功能时，应同时向有关地调和变电站下令。10.8.2安控装置的停用确认电网的运行方式；根据停用通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能；10.8.2.3按照按切机、切负荷功能先停用，策略表功能后停用的顺序停用厂站安控装置的有关功能；停用变电站接收远切及低频、低压切负荷全部功能时，还应同时向有关地调下令。10.9安控装置的运行现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（例如根据开机情况决定所切机组）、装置异常或故障的处理；10.9.2未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；10.9.3当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整；10.9.4安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。10.10安控装置的异常和事故处理10.10.1因安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运；10.10.2低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行；0.3调度机构应对电网运行方式进行相应调整。10.11安控装置的检验和联调10.11.1安控装置的检验参照继电保护检验规程执行，由运行单位提出申请，各级调度机构批准后实施；涉及多个厂局的安控装置联调应由省调根据电网情况统一安排；安控装置的检验和联调应在安控装置停运的条件下进行，并保证与其他安控装置连接的通道在两侧可靠断开，有关厂站所有切机、切负荷压板必须退出。10.12电网低频、低压自动减负荷管理10.12.1省调负责制定全网低频自动减负荷方案，并负责督促其实施，地调应根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。10.12.2各地调制定的低频自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤立运行情况，校核实施方案是否满足本地区失去主网电源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并报省调备案。低频自动减负荷的整定方案及管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。10.12.4在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减负荷装置。10.12.5低频、低压自动减负荷装置的运行管理正常情况下，低频、低压自动减负荷装置必须投入运行，保证装置能够有效切除负荷，不允许使用备用电源自投装置将切除的负荷送出，不得擅自将装置退出运行；装置的定期检验和更改定值须经值班调度员同意方可进行；装置动作后，厂站运行值班人员应立即向调度机构汇报，并逐级汇报到省调值班调度员。各厂站和地调值班人员不得自行恢复送电，由地调值班调度员征得省调值班调度员同意才能恢复送电，省调值班调度员根据系统事故处理和频率恢复情况及时向各级调度系统值班人员下达逐轮次恢复送电命令；各地调应定期对本地区的各级低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。第十一章倒闸操作系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备,其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。11.2操作前应认真考虑以下问题：11.2.1结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策；11.2.2操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况；11.2.3继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况是否正确；11.2.4操作对安控、通信、远动、计量、水库调度等方面的影响；11.2.5开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸拉合短引线等误操作；11.2.6新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确；11.2.7注意设备缺陷可能给操作带来的影响；11.2.8对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。11.3调度操作指令调度操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1单项指令：只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；11.3.2逐项指令：涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；11.3.3综合指令：只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。11.4操作指令票制度11.4.1倒闸操作应填写操作指令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令；11.4.2填写操作指令票应以检修票、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单和日计划等为依据；对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定操作指令票，进行操作；11.4.3填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）；11.4.4填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。11.5厂站现场操作票的有关规定11.5.1发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；11.5.2值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作；在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；11.5.4在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；11.5.5值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。11.6在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到：11.6.1借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；11.6.3借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员。11.7系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：交接班时；雷雨、大风等恶劣天气时；11.7.3电网发生异常及事故时；11.7.4电网高峰负荷时段。事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班11.8系统解并列操作并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置；11.8.2解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。11.9合解环路的操作11.9.1合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，220kV系统一般允许在20％，最大不超过30％以内，负荷相角差一般不超过30度，500kV系统一般不超过10％，最大不超过20％，负荷相角差不超过20度。有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经领导批准；11.9.2解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额；11.9.3用刀闸合、解环路时，必须事先经过计算或试验，并经领导批准。11.10线路停送电操作规定一般规定充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合闸必须停用；投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上；1勿使发电机在投入空载线路时产生自励磁；充电端必须有变压器中性点接地；线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷；应考虑潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定限额；线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外；任何情况下严禁"约时"停电和送电。11.10.2500kV线路送电还应注意：线路高抗及其保护应可靠接入，对无高抗的线路充电必须经过试验或批准；11.10.2.2线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响，充电端电压不超过525kV；11.10.2.3在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电；11.10.2.4线路停电，厂站应将该线路远跳装置退出，500kV开关停运，应将该开关启动远跳的压板退出；11.10.2.5两次送电间隔时间应不低于15分钟。零起升压操作规定对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速；零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，但联跳其它非升压回路开关压板退出，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用；11.11.3对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地；11.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作，母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。11.12变压器操作规定变压器并列运行的条件接线组别相同；电压比相差不超过5％；短路电压差不超过5％。当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关，500kV变压器停送电，一般从500kV侧停电或充电，必要时也可以在220kV侧停电或充电；变压器充电时，应有完备的继电保护、灵敏度，并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值；并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸；11.12.5中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。11.13500kV高压电抗器操作规定高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入；投、停线路高压电抗器的操作，必须在本线路停电接地的情况下进行，如无法接地，必须待本线路停电冷备用15分钟后，才能拉开高压电抗器刀闸；同塔双回线路高抗的投、停必须在本线路停电接地的情况下进行；11.13.4高抗停运或高抗保护检修，应将高抗保护退出并退出启动远跳回路压板。11.14母线操作规定母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式；11.14.2母线停送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电；在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求；双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作电源断开。11.15开关操作规定开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡；开关操作时，若远方操作失灵，厂站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；母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关，停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。11.16刀闸操作规定允许用刀闸进行下列操作：系统无接地时，拉开、合上电压互感器；无雷电时，拉开、合上避雷器；拉开、合上空载母线，但500kV系统需经试验允许、领导批准；拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操作电源退出），但500kV系统中拉、合站内经开关或刀闸闭合的环路电流，需经试验允许、领导批准。超过上述范围时，必须经过试验并经领导批准,并严禁用刀闸带电拉合空载变压器、空载线路、并联电抗器。第十二章电网异常及事故处理12.1电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：12.1.1迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁；12.1.2用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行；12.1.3尽快恢复对已停电的地区或用户供电；12.1.4调整系统运行方式，使其恢复正常；12.1.5及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.2当地区电网发生影响省调管辖系统安全运行的事故时，地调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报省调值班调度员。事故处理完毕后,还应向省调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。12.3事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度员的调度指令，凡涉及对系统有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止事故扩大，值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度机构和事故单位询问事故情况或占用调度。12.4事故发生时，事故单位值班人员应准确、及时、扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象，开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。为防止事故扩大，厂站运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽快报告值班调度员：将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电；将故障停运已损坏的设备隔离；12.5.3当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；12.5.4系统事故造成频率严重降低时，各发电厂增加机组出力和开出备用机组并网；电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保护；.6其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。12.6在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃静。设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。12.8事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班人员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系，确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。12.9事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。12.10线路事故处理12.10.1线路开关跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到厂站“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本调度机构总工或主管生产的领导同意，如有条件，可以采用零起升压方式。12.10.2线路发生故障后，省调值班调度员应及时通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。12.10.3线路一侧开关跳闸后，值班调度员应命令拉开可能引起末端电压过高的另一侧线路开关。12.10.4线路故障跳闸后，强送前应考虑：应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护,无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；.4.3若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值；.5线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班人员根据规定，向有关调度提出要求；.6当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在强送前应将高抗转为冷备用；.7500kV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟及以上；12.10.4.8线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸,故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送；试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；12.10.4.10强送端变压器中性点必须接地，特殊情况下，如需对带有终端变压器的220kV线路强送电,终端变压器的中性点必须接地。12.11发电机事故处理12.11.1发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；1.2当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。12.12变压器事故处理12.12.1变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；2.2变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；12.12.3变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；12.12.4变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；12.12.5并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。12.13高压电抗器事故处理12.13.1高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电；3.2高压电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，由高抗所属电业局（公司）总工同意,可以试送一次，有条件时可进行零起升压；3.3高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，可试送一次。12.14母线事故处理4.1当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。12.14.2当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；12.14.2.2找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；12.14.2.4当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。12.14.3厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。12.14.4母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。12.15开关故障处理5.1开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；5.2开关因本体或操作机构异常出现"合闸闭锁"尚未出现"分闸闭锁"时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；5.3开关因本体或操作机构异常出现"分闸闭锁"时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。12.16电网振荡事故处理6.1电网振荡时的现象发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。6.2系统振荡事故的处理系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到以上；频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于，并注意不要使联络线过负荷；当系统发生振荡，频率降到49Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到以上；运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主