中国石油化工股份有限公司
金陵分公司电力系统调度规程
金陵分公司
二○一四年三月
目 录
总则……………………………………………………………………………………………..4
第一章 电力系统调度管理………………………………………………………………….5
第一节 调度管理的任务……………………………………………………………….5
第二节 电力调度的组织机构………………………………………………………….5
第三节 调度范围的划分……………………………………………………………….6
第四节 调度管理制度………………………………………………………………….7
第五节 调度员岗位责任……………………………………………………………….8
第六节 调度员培训制度……………………………………………………………….10
第二章 电网运行方式的编制和管理……………………………………………………….11
第一节 正常运行方式的编制………………………………………………………….11
第二节 电网年度运行方式的编制…………………………………………………….11
第三节 日运行方式的主要内容……………………………………………………….12
第四节 系统电压及无功管理………………………………………………………….12
第五节 系统频率管理…………………………………………………………………..13
第六节 线损及负荷管理……………………………………………………………….13
第七节 系统的稳定管理……………………………………………………………….13
第三章 设备检修管理……………………………………………………………………….15
第一节 停电申请的原则……………………………………………………………….15
第二节 停电申请的具体规定………………………………………………………….15
第三节 临时检修的规定……………………………………………………………….16
第四节 停电检修申请单审批权限的划分…………………………………………….17
第五节 检修
计划
项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载
的编制……………………………………………………………….17
第六节 检修计划的执行与完工……………………………………………………….18
第四章 电气系统倒闸操作规定…………………………………………………………….19
第一节 倒闸操作规定及注意事项…………………………………………………….19
第二节 基本操作……………………………………………………………………….20
第五章 分公司电力系统运行方式………………………………………………………….23
第一节 110KV运行方式……………………………………………………………….23
第二节 6kv运行方式…………………………………………………………………..24
第三节 系统接地方式………………………………………………………………….25
第四节 禁止的运行方式……………………………………………………………….25
第六章 系统设备的运行管理……………………………………………………………….26
第一节 系统设备运行管理的基本要求 ……………………………………………...26
第二节 发电机运行 …………………………………………………………………...26
第三节 变压器运行 …………………………………………………………………...28
第四节 消弧线圈运行………………………………………………………………….30
第五节 架空线路及电缆的运行……………………………………………………….31
第六节 电力电容器及电抗器的运行………………………………………………….31
第七章 系统事故处理 ……………………………………………………………………...33
第一节 事故处理的一般原则………………………………………………………….33
第二节 线路事故处理………………………………………………………………….34
第三节 发电机事故处理……………………………………………………………….34
第四节 变压器事故处理……………………………………………………………….35
第五节 母线事故处理………………………………………………………………….36
第六节 全站断电事故处理…………………………………………………………….37
第七节 热电厂孤网运行事故处理…………………………………………………….37
第八节 110KV系统事故处理………………………………………………………….38
第九节 接地事故处理………………………………………………………………….38
第十节 GIS装置SF6气体泄漏事故处理…………………………………………….38
第十一节 通讯中断时调度工作及事故处理………………………………………….39
第八章 继电保护和安全自动装置的运行………………………………………………….40
第九章 6KV及以上系统新设备投运和设备停复役的管理 43
第十章 电力系统通信管理………………………………………………………………….45
第十一章 调度自动化系统管理…………………………………………………………….46
附表一 调度管辖与许可设备明细表………………………………………………………..47
附表二 电力系统调度术语…………………………………………………………………..50
附表三 电力系统操作术语…………………………………………………………………..53
金陵分公司电力系统调度规程
总则
第1条 主题内容与适用范围
1、为了加强电网调度管理，保障电网安全，依照《电力法》、《电网调度管理条例》及有关电力生产和电网运行的技术法规、规范、规程及省调、地调和中石化集团公司相关规定，并结合中石化金陵分公司（以下可简称为金陵分公司或分公司）电网实际情况，特制订本规程。
2、本规程是金陵分公司电力系统运行、操作和事故处理的基本法则。
3、本规程适用于金陵分公司电力系统调度运行、操作管理和事故处理。
第2条 引用
标准
excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载
1、《中华人民共和国电力法》
2、国家电力调度通信中心《电力调度技术标准汇编》
3、《江苏电力系统调度规程》
4、《南京地区电力系统调度规程》
5、《中国石油化工集团公司电气设备及运行管理规定》
第3条 电力系统包括发电厂、变电站、电力线路和用户以及确保电网安全运行的继电保护、计量装置、电力通信、电网调度自动化设施等。它是一个不可分割的整体。依照国家有关法律、法规的规定，电网运行实行统一调度、分级管理的原则。凡接入分公司电力系统的所有发、供、用电单位必须服从分公司电力调度（以下可简称为电调）统一管理，以确保电力系统安全、可靠、优质、经济运行。
第4条 各级运行及电气管理人员必须严格遵守调度纪律，遵守各项规章制度和有关规定。
第5条 分公司电力调度人员、热电运行部值长及各单位电气运行人员、变电所值班人员，必须熟悉并严格执行本规程；各单位领导和运行管理人员、技术人员和电气员工也应熟悉、贯彻本规程的相关规定。
第6条 分公司各运行单位的电气运行规程、事故处理规程、现场制度与本规程有抵触时，应根据本规程予以修订。
第7条 本规程解释权属金陵分公司电力调度部门。
第一章 电力系统调度管理
第一节 调度管理的任务
第8条 电力系统调度管理的主要任务是对系统的运行和操作进行组织、指挥、指导与协调，保证实现下列基本要求：
1、充分发挥本系统内发供电设备能力，有计划地满足用电要求。使电网连续、安全、稳定运行，提高供电可靠性。
2、使本网的电能质量（频率、电压、波形）符合国家规定的标准。
3、根据电网实际情况，依靠法律、技术等手段，在满足安全及电能质量的前提下合理调整运行方式，使整个系统在最经济方式下运行。
第9条 为了实现上述基本要求，金陵分公司电力调度必须做好下列工作。
1、负责转达电网调度操作命令，向电网调度提交检修申请及调度业务联系工作。
2、负责编制电力系统运行方式并执行。
3、负责审核管辖（许可）设备电气运行规程，制定分公司电力调度规程。统一运行、调度方面的规章制度，统一协调有关电网运行的各种关系。
4、组织完成发、供、用电计划，掌握系统潮流变化，适时进行发电量及用电负荷的调整，保证电力生产的平衡。
5、对调度管辖设备统一进行调度操作管理，执行电力系统正常运行方式和特殊运行方式，确保电力系统的安全、稳定、可靠。
6、负责对本系统电压、频率、波形等电力质量指标进行调整，统一布置和指挥本网的调峰、调频和调压，保证电网的优质运行。
7、负责对调度管辖设备的检修进行统一管理，以保证定检定试、消缺抢修、技术改造等计划任务的按期完成。
8、负责调度管辖范围内的继电保护、安全自动装置及自动化监控系统的运行管理。
9、指挥本系统管辖设备的事故处理，参与事故调查分析及防范措施的制定。
10、负责调度自动化、通讯自动化软、硬件的使用与管理。
11、负责对分公司电力调度员、值班员进行调度业务、调度技术的管理、指导与培训。
12、参与有关发电、用电计划及各种电力技术经济指标计划的制定，提出改进系统经济运行的措施。
13参加管辖范围内新建、扩建、改建工程设计
方案
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
、图纸资料的审查，工程验收，启动方案审查以及指挥设备进网运行的全过程。
14、负责组织开展企业电力系统安全稳定性和经济性评价、分析、计算、仿真等技术活动，制定安全经济运行和提高系统抗扰动能力保障措施。
第二节 调度系统的组织机构
第10条 金陵分公司电力调度是分公司生产调度分管电力系统的专业调度，在上级调度的领导下，按调度管辖范围的划分，与热电运行部、各总降运行值班人员协同工作，对分公司电网进行调度管理。
第11条 分公司电力调度在电网运行和行政管理上受分公司生产计划处领导，在技术业务上接受地调和分公司机动处的指导。
第12条 分公司电力调度系统组织机构网络示意图如下：
第三节 调度范围的划分
第13条 为了使电力调度有效地指挥金陵分公司电力系统的运行和操作，分公司内的发、供、用电设备，均应列入相应的调度管辖范围；继电保护、安全自动装置的管辖范围从属于相应的一次设备。
第14条 热电运行部调度范围划分（详见附表1-1）
第一路电源：110千伏尧金Ⅰ线721；
第二路电源：110千伏尧金Ⅱ线724；
第三路电源：110千伏尧金Ⅲ线725，作为尧金Ⅰ线721/尧金Ⅱ线724线路备用。
1．下列设备属省调“调度管辖”范围
热电运行部：＃1发电机（发电功率50兆瓦）
＃2发电机（发电功率50兆瓦）
＃3发电机（发电功率100兆瓦）
2．下列设备属市调“调度管辖”范围：
110千伏尧金Ⅰ线721、尧金Ⅱ线724、110千伏尧金Ⅲ线725线路及两侧开关由地调调度管辖。并网通道设备检修影响机组出力时需经省调许可。
3．下列设备属分公司电力调度“调度管辖”范围，地调“调度许可”：
热电车间110千伏正Ⅰ母线、正Ⅱ母线、副母线，＃1、＃2、＃3主变、厂高备变由分公司电力调度管辖，地调许可。
热电车间发电机组锅炉辅助设备由分公司调度管辖，辅助设备检修影响机组出力时，需经省调、地调同意。所有110千伏主变的中性点接地方式由地调根据系统运行要求确定，分公司电力调度负责执行。
第15条 公司电调管辖设备（详见附表1-2）
热电运行部：
1、炼油Ⅰ线、炼油Ⅱ线、炼油Ⅲ线、炼油Ⅳ线、化肥Ⅰ线、化肥Ⅱ线。
2、110KV母线设备。
3、#1、#2、#3主变压器、#0高备变的运行和操作以及中性点的运行操作。
4、#1、#2、#3厂高变，#1、#2、#3机励磁变压器。
炼油部分：
一总降：
1、炼油Ⅲ线、炼油Ⅳ线、总降联络线。
2、110KV母线设备。
3、#1、2、3、4、5、6主变的运行和操作以及中性点的运行操作。
4、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段进线电源开关。
5、10kVⅠ、Ⅱ段进线电源开关。
二总降：
1、炼油Ⅰ线、炼油Ⅱ线、总降联络线。
2、110KV母线设备。
3、#1、2、3、4主变的运行和操作以及中性点的运行操作。
4、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段进线电源开关。
化肥部降：
1、化肥Ⅰ线、化肥Ⅱ线。
2、110KV母线设备。
3、#1、#2主变的运行和操作以及中性点的运行操作。
4、6KVⅠ、Ⅱ段进线电源开关。
第16条 公司电调许可设备：（详见附录1-3）
热电运行部：
1、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ段进线工作、备用电源开关。
2、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ段母线设备。
3、6KV 0段母线设备。
一总降：
1、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段母线。
2、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段接地变压器、电容器、电压互感器。
3、催化烟机（机107、机110）；催化风机( B101A、B101B )。
4、10KVⅠ、Ⅱ段母线。
5、10KVⅠ、Ⅱ段接地变压器、电容器、电压互感器。
二总降：
1、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段母线。
2、6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段接地变压器、电容器、电压互感器
煤化工总降：
1、6KVⅠ、Ⅱ段母线。
2、6KVⅠ、Ⅱ段电容器、电压互感器。
第17条 各单位外供电未解决之前，为加强分公司能耗管理，6KV单独外供开关属分公司电调许可设备。
第18条 非调度管辖与许可设备的运行管理仍归属于各运行单位。
第19条 调度管辖和许可范围以机动处电仪中心审核后的文本为准。
第四节 调度管理制度
第20条 分公司电力调度员在值班期间，是分公司电力系统运行和操作的指挥者，按
照本规程及管辖范围行使调度指挥权。
第21条 分公司电力调度员在业务上受省调、地调当值调度员领导，并负责正确执行上级调度的调度指令。省调、地调跳过分公司电调直接下令进行操作的设备在改变运行方式前后，各有关单位必须向分公司电调汇报。
第22条 凡属分公司电力调度管辖或许可的设备，未经值班调度员的指令或许可，热电运行部、变电站、检修人员或领导干部均不得随意改变设备原有状态。但经判断对人身或设备安全确有严重威胁时，现场值班员，可根据现场事故处理规程行事，然后立即汇报当值调度员。牵涉到上级调度管辖设备，分公司电调应立即报告地调值班调度员。
第23条 各发、用电单位领导人向其运行人员发布的指令或指示，如涉及到值班调度员的管理权限时，必须经值班调度员的许可后才能执行（现场事故处理规程内已有明文规定者除外）。
第24条 热电运行部、变电站及检修人员，无论设备是否带电，均严禁不办理停电申请手续和不经当值调度员同意就在调度管辖和许可设备上进行工作。
第25条 事故处理时，调度员有权不受干扰和按规程紧急处置。
第26条 分公司电调值班调度员对下达的调度命令的正确性负责。任何单位、个人不得非法干预当班调度员发布的正确指令。值班调度员发布的调度操作指令，有关运行值班人员必须立即执行。如执行该项指令将威胁人员或设备安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及正确的指令内容报告当值调度员。如对调度员的指令不理解或有疑问时，必须询问清楚后再执行。对无故不执行或拖延执行调度指令所造成的一切后果，均由受令者和允许不执行调度指令的领导负责。
第27条 无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报和隐瞒事实真象的情况一经发现，分公司调度有权立即组织调查，并将调查结果上报分公司领导。
第28条 非正式或非当值调度员不得发令和受令，否则发生的后果由本人负责。
第29条 上级领导人员发布的一切电力调度业务的指令，应通过分公司生产调度室领导、电力调度主管或运方专管转达给值班调度员。如上述人员不在时，值班调度员可直接接受和执行指令，同时值班调度员应设法报告主管领导。
第30条 一切调度指令，是以调度下达指令时开始至操作人员执行完毕并汇报调度员后，指令才算全部完成。
第31条 分公司电力系统运行值班人员可随时向分公司电调汇报系统运行情况，分公司电调也可随时向热电运行部、各总降了解运行情况。各运行单位应按分公司电调要求及时准确地汇报运行方面的有关数据。
第32条 分公司电力调度员及各级运行值班人员在联系调度业务、发布调度命令时，双方必须互报单位、姓名，使用统一的调度术语和操作术语（见附录），并严格执行发令、复诵、汇报、录音和
记录
混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载
等制度。
第33条 凡属分公司电力调度管辖和许可的设备，由分公司电力调度统一编号或审核批准，并以书面通知各有关单位。各单位也应按设备统一编号原则对其所辖设备进行编号，并书面报送分公司电力调度备案。
第34条 分公司各运行单位值班人员名单、设备检修停电申请及设备停复役申请专办人员名单应在分公司电力调度备案。
第五节 调度员岗位责任
第35条 值班调度员应当由专业技术素质较高、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任。调度员在正式担任值班工作前必须按《电业人员培训制度》进行培训，经考试合格，由分公司生产调度主管领导审核，经总工程师批准并报上级调度备案，发文周知各运行单位。
第36条 调度员岗位责任制
1、执行上级调度指令及本部门业务主管的安排，执行电力系统正常运行方式和特殊运行方式。
2、下达各类调度指令，对管辖设备进行调度操作管理(包括继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度通讯的运行管理)，并对本人下达的调度指令正确性负责。
3、按照发、供电计划及上级调度下达的负荷曲线，组织实施本系统电力生产的平衡工作。
4、控制本网周率、电压、谐波分量等各项电能质量指标在规定的范围内。当有超出趋势或其它原因造成已超出允许范围时，按规定的处理原则，负责及时调整与纠偏。
5、对管辖设备的正常检修计划进行统一管理，协调完成临时检修计划和消缺任务。及时办理相关停电申请手续，按时转换相关设备的运行状态，督促按时复电。
6、系统发生事故时，在了解事故情况的基础上，作出正确判断，迅速果断地指挥事故处理，尽快隔离故障设备，保持重要负荷的连续供电，防止事故扩大，保证人身和设备安全。同时尽快向上级汇报，组织事故抢修，缩短事故停电时间，并做好事故记录。
7、调度员当值时应严肃认真、集中精力，多考虑系统运行方式的正确性与合理性，做好事故预想与预案处理，严格执行发令、复诵、录音、记录等制度，多请示、多汇报、多指导、多协调，维护调度指令的正确性与权威性，令行禁止，保证统一调度、分级管理原则的落实。
8、调度员应经常深入现场，了解设备性能，钻研技术，熟悉规程，掌握相应的业务技能，模范遵守规章制度，遵守劳动纪律，按时当值与严格执行交接班制度。
9、按时参加各种政治与业务学习，按时参加安全活动与反事故演习。
10、认真填写各种调度报表、日志、台账和记录，妥善保管和使用各种技术文件及调度设施，不损坏公物，保持调度室清洁卫生与适宜的工作环境。
第37条 电力调度员安全职责
1、严格贯彻执行上级领导及主管部门有关安全生产的指令和规定，对本值期间的安全生产及分公司电网管辖范围的安全性、可靠性负责。
2、始终坚持“安全第一，预防为主”的方针，在保证安全的前提下，指挥分公司电网电力生产，保证电网安全、优质、经济地运行。
3、模范地遵守安全生产的法规、制度，遵章守纪，及时发现与制止“三违”现象。交接班时必须按规定交接安全注意事项。
4、电力系统发生不安全因素或事故时，应沉着冷静，正确果断地按规定和预案处理，尽快恢复供电，防止事故扩大，减少事故损失，并及时上报，做好记录。事后参加事故调查，落实防范措施。
5、按时参加安全学习与技能学习，不断增强安全意识和业务素质。
6、调度员应按规定时间参加反事故演习等活动，不断提高业务水平。
第38条 调度员岗位工作纪律
1、调度员应按时轮值并遵守作息时间，值班时不得擅自离开工作岗位，不得擅自找人代班，特殊情况需离开时，应经调度长同意。
2、调度员发布指令应统一规范，并坚持“四不发令”即没有监护不发令，运行方式没有核对清楚不发令，情况不明不发令，受令者没有复诵清楚不发令。
3、调度室应保持肃静与整齐清洁，不得会客闲谈，不得做与本职工作无关的事。
4、调度室内各种文件资料要注意爱护保管，阅后放回原处，未经调度长允许，不得转借他人。
5、调度员应严格遵守保密制度，防止失密，不得向无关人员泄漏生产数据和其它应当保密的信息。
6、凡牵涉到系统操作、事故处理以及重要调度内容的通话，一律进行录音并保存10天以上。
7、运行方式变动后，应及时更改模拟图板或CRT。各种记录、运行日志、报表的填写应及时、准确、清晰。
8、调度室内的设备和公用物品，未经调度室负责人允许，不得随意搬迁和更换挪用。
第39条 调度员交接班制度
1、 交班调度员
（1） 交清本班的运行方式，系统异常情况及设备缺陷。
（2） 交清正在执行的停电申请单、下值将要进行的停电申请单及注意事项。
（3） 核对模拟图板或CRT，使之符合运行实际。
（4） 整理好各种记录、报表、上级指示及传阅文件。
（5） 交清调度通信及调度自动化系统的运行情况。交清系统继电保护及安全自动装置的变更情况。
（6） 做好清洁卫生，清理登录交接班记录簿和有关交接班事项的一切准备工作。
2、 接班调度员
（1） 应提前15分钟到达调度室，做好接班前的一切准备工作，准点交接班。接班调度员应对上述内容有疑问时，应立即提出；若无，则交接班调度员应在交接班记录簿上签名。至此交接班手续方履行完毕。
（2） 所有交接班在交接时，应严肃认真，不得做与交接班无关的事。
（3） 交班调度员必须取得接班调度同意并在交接班日志上签字后方可离开。
3、 下列情况不得交接班
（1） 事故处理时不得进行交接班，待处理告一段落后，方可进行交接班。
（2） 如在交接班过程中发生事故，应停止交接班，并由交班调度员进行处理，接班调度员则应根据交班调度员的要求协助处理。
第六节 调度员培训制度
第40条 调度人员必须努力学习专业知识，不断提高自身技术业务水平。
第41条 调度人员必须熟悉下列各项：
1、系统主要设备的规格型号、构造原理、运行特性。
2、系统主接线方式、运行特点、地理走向、正常与非正常运行方式。
3、中心枢纽站、总降及各重要变电所的地理位置及平面布局。
4、热电运行部机、炉、变等主要设备的运行要点、开停方法、所需时间及增减负荷速度。
5、系统调度操作及事故处理。
6、系统的频率、电压的允许偏差及调整方法。
7、系统的潮流分布、潮流调整方法和经济负荷分配原则。
8、系统负荷预计，主要生产装置的特点及负荷性质。
9、系统继电保护、自动装置的种类、工作原理、保护特点、保护范围、动作配合及使用规定。
10、调度通讯配置及各联系对象的号码。
11、调度自动化及其它调度设施的使用方法。
12、系统内各运行单位、运行值班人员姓名及有关情况，相关运行、设备主管的联系方法。
13、分公司电力调度规程、各运行单位的运行规程和事故处理规程。
14、设备管辖、许可范围的划分，所辖设备的运行维护、维修范围的相关规定。
15、调度工作程序，内外协调要点。
16、炼油、化工生产过程。
第42条 调度人员应经常进行规程学习，定期进行运行分析、事故预想、事故演习、技术讲座、技术练兵、应知应会考核等活动。
第43条 调度员的培训由调度的行政主管部门和分公司人力资源处共同组织完成，且必须经过规程学习、现场学习、跟班学习三个阶段，经考试合格并以书面通知各有关单位后方可正式值班。
第44条 新调度员的跟班学习主要是理论联系实际，学以致用。在正值及调度主管的监护下，可以发布正常操作的调度命令，进行日常调度工作。正值与调度主管负有业务传、帮、带及安全监管的责任。
第45条 调度员脱离值班岗位一个月以上，在重新值班前应先期跟班实习，并经调度长同意方能进行正式值班。
第二章 电网运行方式的编制和管理
第一节 正常运行方式的编制
第46条 编制分公司电网正常运行方式原则
1、保证分公司电网安全、可靠、优质、经济运行。
2、能迅速消除事故，避免事故范围的扩大，保证对分公司生产装置的连续可靠供电。
3、当电网中发电机、变压器或重载输电线路因故障跳闸时，保证电网稳定运行。
4、短路容量不超过设备的允许值。
5、电网继电保护和安全自动装置能正确配合、可靠动作。
6、电网的电能质量符合规定。
7、保证发、供电的连续可靠。实现电网的最佳效益和社会的最佳效益。
第47条 分公司电力调度应根据季节性的特点，电网接线的变化，上级有关文件的规定，编制电网的正常运行方式。
第48条 雷季运行方式、重大检修方式及特殊运行方式（含节日运行方式）。经分公司
总工程师批准后执行。
第49条 因电网潮流变化等特殊原因，当值调度员可以临时改变运行方式，但应充分考虑系统电压和潮流的变化，并要符合继电保护整定要求，事后向调度主管报告，并写入运行日志。
第50条 分公司电网年运行方式应按时上报地区调度主管部门。
第二节 电网年度运行方式的编制
第51条 为编制电网年度运行方式，各有关单位应按规定时间向电力调度提供下列资料（每年一月上旬）：
1、电网运行参数：全年及分月的最高、最低有功、无功负荷及最大日用电量，年用电量，平均负荷率。
2、电网经济技术参数：全年及分月线损率、供电可靠率、电压合格率等计算结果。
3、热电运行部上一年度和分月的发电计划与实际发电量完成情况，本年度发电计划及月度分解计划。
4、6KV及以上线路、设备变动情况。
5、主要设备年度大、小修计划安排。
6、新建、改建、扩建工程设备投运安排。
7、各单位电力系统安全工作总结及改进防范措施。
8、全年继电保护、安全自动装置动作评价及新年度定值本。
第52条 电网年度运行方式应包括下列内容：
1、上年度电网运行情况含电网运行参数及经济技术指标。
2、上年度电网运行情况及分析：发电、用电情况分析；电压情况分析；系统稳定情况分析；网损情况分析及安全情况分析等。
3、上年度电网存在的主要问题及采取的措施。
4、本年度电网运行方式预测分析：发、用电预计；电力需求平衡；电网潮流及短路电流计算分析；电网稳定及继保、安全自动装置运行分析；系统无功平衡及电压各中枢点的允许偏差等。
5、本年度电网检修方式安排。
6、新设备投运进度安排。
7、重大事故预想及预防措施。
8、系统改进对策与建议。
第三节 日运行方式的主要内容
第53条 编制日运行方式的主要内容有：
1、 热电运行部负荷曲线安排及控制。
2、 预计负荷和负荷限额。
3、 批复的设备检修计划。
4、 设备投运计划。
5、 其它有关注意事项。
第四节 系统电压及无功管理
第54条 电压是电力系统电能质量的重要指标之一，电压质量对电网的安全、稳定、经济运行和用户的产品质量等都有直接影响。各级运行人员必须加强对系统运行电压的管理，并按调度管辖范围分工负责。电调应根据本系统的情况确定本网的电压监视点，负责电压监视和管理工作，同时要分析电压运行方面存在的问题，提出改进意见。
第55条 为保证系统电压质量，分公司电网设电压监视点如下：
热电运行部：220KV 、110KV、10KV、6KV母线。（热电运行部110KV母线为本系统电压中枢点）。
煤化工总降：110KV/6KV母线。
炼油一总降：110KV、10KV、6KV母线。
炼油二总降：110KV/6KV母线。
其它未列入电网电压监视点的6KV及以下母线应作为各所属单位的电压监视点。
第56条 本系统电压允许偏差值规定如下：
热电运行部220KV母线正常运行电压允许偏差为系统额定电压的0~+10％，事故运行电压允许偏差为系统额定电压的－5%~+10％。热电运行部、各总降110KV母线，正常运行方式时为系统额定电压的-3％~+7％、事故运行电压允许偏差为系统额定电压的－5%~+10％;10KV(包括6KV)的电压允许偏差值为系统额定电压±7％。值班运行员应经常监视系统的电压水平，其偏差不得超过电压曲线的规定值。如主系统电压偏高或偏低，应及时向上级值班调度员汇报，并要求上级调度调整系统电压。
变压器运行电压，一般不得超过其相应分接头电压的105%。
第57条 电力系统公共连接点三相正常电压不平衡度允许值为2％，短时不得超过4％。
第58条 电力调度应编制电压曲线，并注明正常电压值和允许电压波动范围，应尽量按逆调压方式进行调整，即高峰时按发电机P/Q曲线所规定的限额，增加发电机无功出力，使电压曲线逼近上限运行，低谷时按电压曲线的下限调整。运行人员若经调整发电机无功出力仍不能达到合格范围时，应立即报告分公司电调值班调度员，以便从高一层次进行本网的电压调整。
第59条 当执行220KV电压曲线与110KV电压曲线有矛盾时，在220千伏电网母线电压不超过合格范围的前提条件下，尽量满足110KV母线电压曲线。 当执行110KV电压曲线与10KV（6KV）电压曲线有矛盾时，应优先满足10KV(6KV)母线电压曲线。
第60条 为了满足监视点电压的要求，分公司电力调度在制订运行方式时应充分利用现有的无功设备，使无功功率尽量就地平衡。分公司电力调度应对无功补偿设备分布的合理性和无功功率管理的规划提出意见。
第61条 装有电力电容器的变电站，电容器的正常投切由运行值班人员根据母线电压的数值及功率因数不低于0.90的要求自行掌握，运行值班人员应按逆调压方式进行电容器的投切。高峰负荷时按电压曲线允许范围将电容器全部投入，在变压器轻载时电压超高的情况下电容器应退出运行。
第62条 变压器分接头的管理：
所有220KV、110KV主变压器分接头位置的调整均向电调申请，同意后方可进行，调整后向电调汇报；有载调压的变压器分接头由变电站值班人员根据电压曲线自行调整；配电变压器分接头位置的调整，由各运行单位负责。
第63条 分公司调度应每月统计分析各变电站母线电压合格率及系统电压运行方面存在的问题，并提出改进意见。
第64条 电调应将各变电站每月15日9时的电容器装置容量、投运容量、投入率、停用原因备案。
第五节系统频率的管理
第65条 本系统电网与市网并列运行时，系统频率偏差值为50±0.2Ｈｚ，
第66条 本系统电网与市网解列运行时，系统频率偏差值为50±0.5Ｈｚ，
第67条 用于频率偏差指标评定的测量，须用具有统计功能的数字式自动记录仪表，
其绝对误差不大于0.01Ｈｚ.
第六节 线损及负荷管理
第68条 分公司电力调度对系统正常运行方式及较大的检修方式应进行经济技术比较，保持系统经常在安全经济的方式下运行。
第69条 分公司电力调度应参与制定年度电网降损节电措施并积极实施。
第70条 为掌握电网潮流及电压情况，地区调度规定每月15日为负荷代表日，各有关单位应抄录0－24时，每小时的有功、无功负荷及电流电压等，并于当月18日前由分公司电调上报市调度所。
第71条 负荷管理是编制分公司电力系统运行方式、安全供电和经济运行的依据。分公司电力调度应随时了解管辖设备运行参数及负荷变动情况，掌握用户生产性质，以便进行负荷调整。各运行单位必须认真协助做好该项工作。
第72条 在电网出现异常时，电调当班值班员应与分公司生产调度及时联系，可根据具体情况调整发电机的出力或降低有关装置的生产负荷，
第73条 事故状态下，电力调度有权按照事先制定的并由分公司总工批准执行的限电顺序表，通知总降值班员执行，分公司电力系统所有用户必须立即执行，任何机构和个人不得干扰。
第七节 系统的稳定管理
第74条 电网的静态、暂态、动态稳定的计算准则，按部颁《电力系统安全稳定导则》和《华东电网稳定计算暂行规定》执行。
第75条 分公司电调与分公司机动处电仪中心及各相关运行单位对分公司电网存在的稳定问题进行协同管理，由机动处电仪中心负责定期进行稳定计算分析，制定《金陵分公司电网稳定运行规定》，对电网继电保护及安全自动装置配置提出要求与规定。凡新建发电、输变电工程投运前，亦应根据建设单位提供的资料，对该设备投运后的电网稳定性进行计算校核，提出电网稳定运行限额和运行方式要求。电调和各运行单位应遵照执行。
第76条 分公司电调值班调度员及有关运行值班人员，目前应根据《南京电网稳定运行规定》有关规定，对管辖的发电机功率因素、热电运行部母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定限额运行。如因特殊要求而需要超暂态稳定限额运行时，必须得到上级调度机构值班调度员的同意。
第77条 220KV、110KV联络线至少需要一套全线速动保护投入运行。热电运行部220KV、110KV母线的母差保护均应经常投入运行。母差保护因故停用时，应遵照《南京电网稳定运行规定》及本规程相关规定执行。其后备保护切除故障时间应满足稳定要求。
第三章 设备检修管理
第一节 停电申请的原则
第78条 属于地区调度管辖或许可的设备，停电检修或配合停电检修，统一由分公司电力调度向上级调度办理停电申请手续。
第79条 分公司电气设备停电申请手续一律填写“股份分公司停电检修申请单”。停电手续的办理流程:热电运行部由其生产部门申请，煤化工运行部、炼油部分由建安公司电气分公司申请，并由分公司机动处电仪中心电气主管或电气专业技术负责人审签后送至分公司电力调度办理,电力调度接到“申请单”后应向生产调度长汇报，经生产调度长审核同意后通知检修申请人。
第80条 基建施工及外单位工作需要在本系统线路设备停电者，应经设备所属单位认可后，由设备所属单位（或代维单位）按上述程序向电力调度办理停电申请手续。
第81条 申请部门应对停电申请的必要性和正确性负责。对申请停役的范围及安全措施是否正确完善负责；电调对是否正确完成停复役申请单上所提要求及保证系统安全负责。
第82条 非调度管辖设备，凡属单电源停电和生产装置单回路供电需经机动处电仪中心、生产部门审批的程序仍然执行。
第83条 停电工作一般应按计划统筹进行，申请单位对于停电范围、停电时间、停电次数应严格控制，属同一单元的设备检修应尽可能配合进行，如机、炉、变相互配合，线路与开关配合，电气一次与二次配合。工作内容考虑周全，时机选择适当，尽量减少停电次数与重复操作。
第84条 设备的无计划检修一般不予安排。严重缺陷等情况按“临检”办理。
第二节 停电申请的具体规定
第85条 设备检修分计划检修和临时检修。计划检修指设备的定期检修、试验、维修和继电保护及自动装置的定期校验。临时检修指非计划安排的检修，如因设备缺陷和设备故障而需要的停役检修。
第86条 凡列入月度停电计划的停电设备，需向地调申请的，申请单位应在工作前7天向分公司电力调度办理申请手续，由分公司电力调度上供电公司网申请办理。内部申请工作，属分公司调度管辖设备，应在施工前三天向电力调度办理书面停电申请手续。非管辖设备特殊情况的审批，可提前一天办理。（下周一要安排的工作，本周五上午办理。法定假日期间或假日后立即要安排的工作，停电申请应相应提前，需在假日前办理完毕）。
第87条 电力调度收到计划停电申请单后，需对外联系的，应立即办理。属内部审批的，应根据系统接线及负荷情况抓紧审批，最迟于设备停役前一天批复给申请单位。可采用电话形式通知申请单位，但双方应作好电话记录。
第88条 申请单的办理一律在调度台上办理。
第89条 分公司电调值班调度员在接收各单位停电申请时应详细记录，并根据以下内容进行审查：
1、有无计划安排。
2、是否影响其它回路供电，若影响应妥当处理。
3、与已批准的检修申请有无矛盾。
4、初审后交电调主管批准。重大方式改变应提供由机动处电仪中心领导审核、分公司总工批准的方案。
第90条 停复役申请单是电调进行运行方式安排和操作的书面依据，必须填写清楚、正确。申请单位对于停电设备名称（编写双重名称）、停电范围、影响装置、工作内容、停电日期、时间、工作负责人、申请单位主管等内容，必须详细填写，若停电范围不能用文字说明清楚，必须附图说明。
第91条 若设备检修需根据气候条件而定，应在停复役申请单上注明，说明是否雨天取消，日期顺延等要求。
第92条 凡设备在复役时有核相、冲击合闸、带负荷试验和做与系统有关试验等项目，在申请停役时需有试验方案和具体要求。
第93条 同一部门，在同一停电设备上有几个班组的工作应由停电申请单位合办一张停电申请单。非同一部门的配合检修，仍需另外单独办理停电申请。
第94条 主要施工单位要求取消已批准的停电申请，配合单位的申请也相应取消，对已批复的配合单位，由电调值班调度员负责通知。
第95条 每张停复役申请单上只允许有一个停电时间。若中间有间断者，应分别申请。
第96条 设备检修时间的计算是从第一台设备断开开始，到该工作结束，设备重新投入运行或转入备用时为止。断开设备和设备投入运行所进行的一切操作、作业、试验、试运均计算在检修时间内。
第97条 事故抢修可不办理书面停电手续，但必须办理停电工作许可手续，而且事先应由单位主管或专职技术负责人向电调值班调度员进行口头（电话）申请，说明停电设备、停电范围，预计停电时间及工作负责人等，事故处理当天不能完成者，则应办理书面停电申请手续。
第98条 属分公司电调管辖设备，下列情况之一者也应办理书面申请手续：
1、要停用继电保护装置或自动装置。
2、电流互感器、电压互感器停用。
3、校验仪表等工作，影响继电保护正常运行者。
4、直流电源停用，影响继电保护和自动装置正常运行者。
5、远动、通信、自动化等设备停用，影响厂站通信、数据监测和遥控者。
第99条 停电申请批复后，调度与申请单位各持一份作为书面依据。
第100条 批复后的停电申请，如因天气或其它原因，设备检修不能按原定计划进行，调度方与申请方都应最迟在原计划停电时间的前两小时通知到对方。且由电力调度负责将变动情况通知到停电涉及的相关单位。
第三节 临时检修的规定
第101条 凡月度停电检修计划以外的一切停电检修工作，均属临时检修。
第102条 为体现检修计划的严肃性，非计划检修，不属于必须停电处理的特殊情况，一般不予安排。凡需要高压设备停电工作的临时检修，影响对装置供电的，仍须按本章第二节的程序办理停电申请。需对外联系的必须至少提前一天。
第103条 必须紧急停电者，可不用办理书面申请，但必须办理口头（电话）申请手续。由电调值班调度员处理。
第104条 临时检修的考核按分公司设备管理有关规定执行。
第四节 停电检修申请单审批权限的划分
第105条 列入月度停电检修计划的停电申请单在电调值班由负责电调当班调度员审批。重要设备的停役和复杂操作同时由电调主管审核。
第106条 下列情况之一者，应经分管总工程师批准（总工程师不在，由分公司总调度长批准）。
1、断开主系统、主干线，当天不能恢复运行。
2、改变变电站一次接线。
3、改变主系统一次接线。
4、继电保护装置全部或主保护非正常停用，而该设备还需运行者。
第107条 为了尽快消除设备在运行中发现的严重缺陷而需要停电处理时，电调值班调度员有权限批准下列申请。
1、不影响装置供电，且对运行方式影响不大，又可在当班完工的紧急检修项目（注：所谓对电网运行方式影响不大，系指：①不破坏电网的正常电气接线方式。如母线正常结排，主变中性点方式等。②不影响电网的电能质量。③不破坏电网的稳定性。④不影响电网继电保护及安全自动装置的整定配合）。
2、危及人身及设备安全的紧急情况，必须停电者。
3、运行设备故障后的处理。
4、计划检修的配合项目，不影响系统运行方式且不致拖延计划检修停电时间者。
第五节 检修计划的编制
第108条 根据设备检修的有关规程、规范、标准等规定的周期及检修工期，结合装置停工和适时检修的原则，由设备主管部门编制年度、月度设备检修计划；根据电网的发展要求，由项目负责部门编制年度技措、技改计划和固定资产更新计划，并经主管领导批准后执行。
第109条 分公司电力调度作为执行电气设备检修计划的重要部门，准备工作应有一定的提前量，故每年的12月上旬应得到年度检修计划。每月的25号之前，得到下月的检修月计划，分公司电调应根据生产情况和系统运行状况在29号之前给予答复并着手进行统筹安排。
第110条 市局月度停电计划是从当月10日起至下月10日，分公司电调应在每月5日前上传至供电公司检修申请网。
第111条 基建施工单位要求运行设备停电工作，也应纳入月度停电检修计划中
第112条 重要设备停电检修，应编制检修方案，该方案需经设备主管、生产会签，并由分管总工审核批准后交电力调度执行。一般日调度检修计划由电调运方安排。
第113条 检修方式尽可能安排合理，充分考虑安全、经济、潮流分布、设备容量、稳定限额、继电保护整定配合等因素。
第114条 拟定和执行调度检修计划必须注意：
1、停电日期、时间、工作内容、工作地点、和停电范围是否正确。
2、停电装置是否落实和防止倒送电措施，
3、运行方式、操作顺序、潮流分布、设备容量、电压质量、运行经济性及继电保护整定配合。
4、消弧线圈运行分头是否适合。杜绝双电源共用一台消弧线圈。
5、预防性试验时，是否有可能损坏设备的相应后备措施。
6、检修设备投运手续是否齐全。
第六节 检修计划的执行与完工
第115条 各级调度按各自的调度范围，办理开工命令和完工报告手续。由上级调度许可的设备，开工和恢复送电前均应得到上级调度的许可。
第116条 设备检修虽经批准，正式操作之前仍需请示电调当班调度员。经调度明确同意后方可进行操作。严禁擅自按预令提前操作。
第117条 联络线路停电检修，分公司电力调度将线路各电源侧按上级调度指令转至线路检修状态后汇报，经上级值班调度员发“停电工作开始”许可命令后，许可给线路工作负责人，线路工作完毕，按上级调度指令进行线路复役操作。内部110KV线路检修按变电设备检修执行。
第118条 变电设备检修，电力调度指令将设备操作至冷备用状态（有接地闸刀的母线停电检修应将母线操作至检修状态；线路检修操作到检修状态），然后值班调度员向电气运行值班长发布检修许可令，运行值班长根据工作票的要求做好安全措施，许可工作班组工作；完工后，运行值班长下令拆除安全措施，向电调值班调度员汇报。
第119条 变电设备检修同时要求线路停电者，也按此原则办理，但线路侧安全措施由值班调度员发令操作。
第120条 电力调度员在下达许可开始工作命令前，应对停电范围、模拟屏、CRT、操作票检查是否全部执行完毕，所有电源是否均已断开，经核对无误，方可下达许可开工的命令。
第121条 检修工作，因故需要延长停电时间，原定为一个检修日，申请单位应在原规定完工前2小时向电调值班调度员提出申请，并说明原因，征得同意。（三个检修日需提前半天；一周检修日需提前一天；两周检修日需提前三天；一月至以上检修日需提前一周）。上级调度管辖设备的检修，一般不予延长。特殊原因不得不延长者，申请时间应相应提前一个时间段。
第122条 延长停电申请的办理程序与停电申请相同。一张停电申请票只允许办理一次延期。需再次延长停电申请时，重新办理申请手续。
第123条 设备检修结束，应将下列情况汇报当值电力调度员。
1、设备检修试验后的结论。
2、接线改变情况及相位是否正确。
3、继电保护定值变动情况。
4、设备更新情况。
第124条 设备检修完工后，电调值班调度员下达操作指令前，应核对操作任务票，一
次接线方式，工作班组是否全部完工等，方可下达操作指令。
第四章 倒闸操作管理
第一节 倒闸操作规定与注意事项
第125条 一般原则：
1、凡属分公司电力调度管辖范围内的倒闸操作，由分公司电调当值调度员统一指挥。电气设备运行状况的改变，必须按当值调度员的操作指令执行。
2、有权接受调度操作指令的对象有：热电运行部值长（或电气班长）；炼油一、二总降值长；化肥总降值长。其人员名单应由各有关部门及时报分公司电力调度。
3、电力调度命令票的填写应以经过批准的停电申请、继电保护定值通知单、日计划安排和上级指令为依据。由预发令人或发令人编写。
4、在发布和接受调度操作指令前，必须互报单位及姓名，双方应严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一调度术语和操作术语。发令和受令双方应明确“发令时间”和“完成时间”以表示操作始、终。没有“发令时间”接令方不得进行操作；没有“完成时间”发令方不得进行后项的有关操作。一般情况下，调度命令票中的各项内容不得进行跳序操作。
5、凡属上级调度许可的设备，在操作前必须得到上级调度许可。未出现过的合环操作，未经计算不得进行。110KV的合环操作，影响到市调管辖范围的系统潮流变化时，操作前应得到市调当值调度员的同意。
6、调度模拟图板或自动化显示装置，应与电网实际运行工况一致。
7、电调值班调度员在下令倒闸操作前，除对调度操作任务模拟审核外，应核对现场运行方式，并考虑到本次操作的目的与必要性；运行方式改变的正确性、合理性和可靠性；系统运行方式、潮流、电压、稳定、设备容量、中性点接地方式、继电保护及自动装置、一次相位的正确性、防雷要求及远动、通信等方面的因素；做好事故预想及提出操作注意事项，以确保人身和设备安全。
8、电力调度员的正常调度指令，原则上由前一日的调度员预发调度命令票，预发令中需说明命令目的、内容和预定时间。临时决定的调度命令应尽可能提前预发调度命令票。下级运行值班人员在接到预发令后应做好记录，及时汇报和做好操作准备。
9、电调值班调度员在下达调度指令时，有口头和书面两种形式。正常情况下，综合操作和逐项操作命令的下达，都采用调度命令票。事故处理时可不用调度命令票，用口头指令下达，但要求发令、受令双方都要坚持复诵、录音并做好记录。
10、每张调度命令票应以一次性连续操作完毕为原则。凡涉及到两个以上单位协同进行的操作，或者后一项操作需要前一项操作完成之后再视系统运行方式变化情况决定的，应将调度命令票中的操作任务分别填写。
11、电调值班调度员对发布调度命令的正确性负责。热电运行部、炼油总降、化肥总降值班人员对操作票的内容、顺序和二次部分调整的正确性负责。如：
(1)PT二次负载切换。
(2)厂用变、所变电源的切换。
(3)直流电源的切换。
(4)一次接线的改变及保护二次回路的改变（压板和电源的相应改变以及根据一次接线决定母差保护运行方式的改变等）。
(5)开关停役，CT二次回路有可能产生电流时，需将其短接退出。
(6)开关停役，根据现场规程决定开关保护的停用。
(7)有综合重合闸的线路，其综合重合闸与线路有关保护的联接方式（保护整定通知单上应有明确说明）。
(8)现场规程规定与调度发布的调度命令票无抵触，但现场需做调整的其它内容。
12、各运行单位如遇市局调度、分公司电力调度调度员同时发布调度指令，或正在执行一方的调度指令，而另一方又发布指令时，分公司电力调度应负责协调，按重要性、迫切性决定先执行哪一方的调度指令。
13、系统中的正常操作，应尽可能避免在下列情况下进行：值班员在交接班时；负荷处于高峰时；系统发生故障时；系统接线方式在变化中且不正常时。
14、运行值班人员，在倒闸操作过程中，若听到调度电话铃声，应停止进行操作，并迅速接听电话。
15、电力调度及运行值班人员操作注意事项：
(1)正常操作应尽可能安排在系统负荷处于低谷时进行。
(2)临时操作（包括事故处理）。应先似好计划，经同值审核后方可执行。
(3)操作中发生疑问，应立即停止操作，待情况清楚后方能继续操作。
(4)电力调度发令操作时，如遇系统发生故障，应立即停止操作。电力调度员负责指挥事故处理，待事故处理告一段落后，再继续进行或取消前续操作。
(5)操作结束后，立即调整模拟屏（或CRT），使之符合实际，并做好相应记录。
第二节 基本操作
第126条 系统并列和解列的条件
1、并列操作：
(1)相位相同。
(2)频率相等。
(3)电压尽可能相等。
2、解列操作：
应将解列点的潮流调整到接近于零，方可解列。
第127 系统的合环与解环操作：
1、合环操作：必须相位相同，操作前应考虑合环点两侧的相角差和电压差，以保证合环时潮流变化不会引起继电保护动作。合环时规定的保护投退均应执行。合环时间应尽可能缩短。
2、解环操作：应考虑解环后，潮流的重新分布，能满足继电保护和系统设备容量的限额，并确保解环后系统有关部分电压应在规定范围之内。
第128条 合环操作前应确认两电源是一个系统，且对合环后潮流大小大致掌握。如属上级调度管辖或许可设备的合环操作，应经上级值班调度员的同意。
第129条 断路器操作：
1、断路器可以分、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。
2、操作前应按照现场规程对断路器进行检查，确认断路器良好。
3、断路器合闸前，应检查继电保护已按规定投入。断路器合闸后，应确认三相均应接通，自动装置已按规定放置。
4、拉、合断路器前，应考虑因断路器机构失灵可能引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相联动操作。
5、断路器使用自动重合闸装置时，应按现场规程考虑其遮断容量下降的因素。当断路器允许切断故障电流的次数，按现场规程规定仅有一次时，若需继续运行，应停用该断路器的自动重合闸装置。
第130条 隔离开关操作
1、允许用隔离开关进行操作的范围是：
（1）在无接地告警指示时拉开或合上电压互感器。
（2）在无雷击时拉开或合上避雷器。
（3）在没有接地故障时，拉开或合上变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。
（4）拉开或合上220千伏及以下母线的充电电流。
第131条 母线操作
1、向母线充电，应使用具有反映各种故障类型的速动保护的断路器进行。在母线充电前，为防止充电至故障母线可能造成失稳，必要时先降低有关线路的潮流。
2、用变压器向220千伏、110千伏母线充电时，变压器中性点必须接地。
3、向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
4、进行倒母线操作时，应注意：
(1)母联断路器应该改非自动。
(2)母差保护不得停用应相应做好相应调整。
(3)各组母线上电源与负荷分布的合理性。
(4)一次结线与电压互感器二次负载是否对应。
（5）一次结线与保护二次交直流回路是否对应。
(6)双母线中停一组母线，在倒母线后，应先拉开空出母线上电压互感器次级开关，后拉开母联断路器，再拉开空出母线上电压互感器一次隔离开关。
第132条 线路操作
1、配电线路停电时，严禁在规定停电时间之前发令操作；临时停电抢修，电调当值调度员停电前需发布停电信息。
2、新设备投入或检修后相位可能变动的设备投入运行前，应进行核相。
3、110KV线路投入运行操作原则：
（1）拉开线路接地刀闸或拆除临时接地线；
（2）检查继电保护投入；
（3）合上线路开关母线侧刀闸；
（4）合上线路开关线路侧刀闸；
（5）经同期装置检查同期，合上线路开关。接调度命令后，投入线路重合闸。
4、110KV线路停止运行操作原则：
（1）退出线路重合闸；
（2）拉开线路开关；
（3）取下线路开关储能熔断器；
（4）拉开开关线路侧刀闸；
（5）拉开开关母线侧刀闸。
5、热电运行部110KV线路开关停运，改由母联开关带线路的操作原则：
（1）调整有关保护（720或730开关保护改成旁路保护，接正母Ⅰ的线路由720开关带，接正母Ⅱ的线路由730开关带）；
（2）检查110KV副母无负荷；检查母联720或730开关在合闸位置。
（3）合上被带线路的旁路刀闸；
（4）拉开被带线路开关；
（5）拉开被带线路开关线路侧刀闸；
（6）拉开被带线路开关母线侧刀闸；
（7）检查母差保护刀闸切换指示正常。
6、热电运行部110KV线路开关复役，系统由母联开关带线路恢复正常联结方式的操作原则：
（1）拆除线路开关两侧接地线；
（2）投入线路开关保护；
（3）合上线路开关两侧刀闸；
（4）合上线路开关；
（5）断开线路开关的控制电源；
（6）拉开线路旁路刀闸；
（7）合上线路开关的控制电源；
（8）调整母联开关保护，将母联720或730开关的保护恢复为母联开关保护；
（9）检查母差保护刀闸切换指示正常。
第133条 变压器操作
1、变压器并列的条件：接线组别相同，变比相同，短路电压相等，容量比小于3:1。
2、变压器投运时，一般先从高压侧充电，后合负荷侧开关。停电时操作顺序相反。
3、向空载变压器充电时，应注意下列各点：
（1）充电开关应有完备的继电保护，并有足够的灵敏度。
（2）变压器各侧中性点接地闸刀均应合上。
4、运行中的变压器，其中性点接地的数目和地点应按继电保护的要求设置。
5、运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换，应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀再拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀。接地点数目应遵循先增后减的原则。
6、新投产或大修后的变压器投运时，应进行相位核对。
第五章 分公司电力系统运行方式
第一节 110KV系统运行方式
第134条 110KV金热电厂运行方式：
1、110KV系统为正母线分段的双母线带简易旁路接线方式，母联720、730开关兼作旁路开关。
2、110KV正常运行方式：
母线名称
联 结 元 件
备 注
正
母
正Ⅰ母
（＃1M）
＃1主变701；＃2主变702；＃0高备变791；化肥Ⅰ线741；炼油Ⅰ线731；炼油Ⅲ线735；尧金Ⅱ线724；正Ⅰ母PT7001。
720开关热备
730开关合
正Ⅱ母
（＃3M）
＃3主变703；化肥Ⅱ线742；炼油Ⅱ线734；炼油Ⅳ线736；尧金Ⅰ线721，正Ⅱ母PT7003。
副母（＃2M）
副母PT7002。
3、运行方式的变动，应保证110KV母差保护刀闸二次小开关指示灯与一次运行方式对应一致。
4、正常情况下，110KV按双母线单分段运行；110KV正Ⅰ母母联720开关热备用；110KV正Ⅱ母母联730开关合带110KV副母。
第135条 110KV炼油总降运行方式：
1、一总降：
（1）110KV系统为双母线接线方式；母联开关710。
（2）110KV正常运行方式：
母 线 名 称
联 结 元 件
备 注
Ⅰ段母线（＃1M）
＃1主变701；#3主变703；#5主变705；
炼油Ⅲ线735；＃1M PT7001。
710开关热备用；炼油总降联络线739开关冷备用。
Ⅱ段母线（＃2M）
＃2主变702；＃4主变704；＃6主变706；
炼油Ⅳ线736；＃2M PT7002。
（3）正常运行方式下，炼油Ⅲ线735和炼油Ⅳ线736同时供电；母联710开关热备用。炼油总降联络线739开关冷备用。炼油Ⅲ线735或炼油Ⅳ线736处于检修状态及事故停电时，炼油总降联络线739开关可手动切换投入运行。
2、二总降：
（1）110KV系统为双母线接线方式；母联开关710。
（2）110KV正常运行方式：
母 线 名 称
联 结 元 件
备 注
Ⅰ段母线（＃1M）
＃1主变701；＃3主变703；炼油Ⅰ线731；炼油总降联络线739；＃1M PT7001。
710开关热备
总降联络线739开关冷备用。
Ⅱ段母线（＃2M）
＃2主变702；＃4主变704；炼油Ⅱ线734；＃2M PT7002。
（3）正常运行方式：炼油Ⅰ线731和炼油Ⅱ线734双电源供电。
3、炼油Ⅰ线731或炼油Ⅱ线734处于检修状态及事故停电时，炼油总降联络线739开关可手动切换投入运行
4、各电源线路容许容量：每条110KV线路均为100000KVA；一、二总降外线路总认可容量均为200000KVA。
5、检修运行及事故运行方式：
（1）炼油一总降：三回110KV电源线路其中任一回电源线路检修时，由另两回电源线路分别供电；在两回电源线路故障时，可由其中一回电源线路供电。
（2）炼油二总降：三回110KV电源线路之一检修或故障时，由另两回电源线路分别供电；
在两回电源线路故障时，可由其中一回电源线路供电。
第136条 110KV化肥总降运行方式
1、110KV系统为单母线内桥接线方式；母联开关710。
2、正常运行方式
母 线 名 称
联 结 元 件
备 注
Ⅰ段母线（＃1M）
＃1主变7011；化肥Ⅰ线741；＃1M PT7001。
710开关热备
Ⅱ段母线（＃2M）
＃2主变7021；化肥Ⅱ线742；＃2M PT7002。
第二节 10KV、 6KV系统运行方式
第137条 6KV热电运行部运行方式：
1、厂用6KV系统按炉分段，正常6KVⅠ、Ⅱ段母线由＃1厂高变供电，6KVⅢ、Ⅳ段由＃2厂高变供电，6KVⅤ、Ⅵ段由＃3厂高变供电；＃0高备变791开关应在合闸状态，各段备自投开关BZT投入。
2、6KV厂外输煤A、B段，电源分别取自6KVⅡ、Ⅳ段，正常运行由A段或B段电源单独供电，联络开关W610合。
第138条 6KV（10 KV）炼油总降运行方式
1、一总降：
（1）正常运行方式6KVⅠ、Ⅲ段由＃1主变供电；6KVⅡ、Ⅳ段由＃2主变供电。
（2）正常运行方式6KVⅠ、Ⅱ段的分段隔离小车1100推至运行位置，分段断路器110热备用。
（3）正常运行方式6KVⅢ、Ⅳ段分段隔离小车1200推至运行位置，分段断路器120热备用。
（4）正常运行方式6KVⅤ、Ⅶ段由＃3主变供电；6KVⅥ、Ⅷ段由＃4主变供电。
（5）正常运行方式6KVⅤ、Ⅶ段的分段隔离小车1300推至运行位置，分段断路器130热备用。
（6）正常运行方式6KVⅥ、Ⅷ段的分段隔离小车1400推至运行位置，分段断路器140热备用。
（7）正常运行方式10KVⅨ段由＃5主变供电；10KVⅩ段由＃6主变供电。
（8）正常运行方式10KVⅨ、Ⅹ段的分段隔离小车1500推至运行位置，分段断路器150热备用。
2、二总降：
（1）正常运行方式6KVⅠ、Ⅲ段由＃1主变供电；6KVⅡ、Ⅳ段由＃2主变供电。
（2）正常运行方式6KVⅠ、Ⅱ段的分段隔离小车2100推至运行位置，分段断路器210热备用。
（3）正常运行方式6KVⅢ、Ⅳ段分段隔离小车2200推至运行位置，分段断路器220热备用。
（4）正常运行方式6KVⅤ、Ⅶ段由＃3主变供电；6KVⅥ、Ⅷ段由＃4主变供电。
（5）正常运行方式6KVⅤ、Ⅶ段的分段隔离小车2300推至运行位置，分段断路器230热备用。
（6）正常运行方式6KVⅥ、Ⅷ段的分段隔离小车2400推至运行位置，分段断路器240热备用。
3、6KV二级变电所，正常运行方式6KV＃1进线开关带6KVⅠ段母线，6KV＃2进线开关
带6KVⅡ段母线运行，母联开关热备用，母联自投小开关置“自投”位置。
4、6KV催化烟机电源进线及母线运行，电机启停分别用就地机107开关、机110开关。正常方式下9000KW电动机起动不成功或一总降6KVⅠ段母线电压低于6200V，启动9000KW电动机，需得到机动处允许后才能开机。
5、Ⅲ催化裂化主风机电机（20000kW）及备用主风机电机（18000kW）运行规定
（1）主备风机电机（以下简称电机）起动及运行除应满足本规定外，还应遵守《金陵分公司炼油区域电力系统运行及事故处理规程》中相关的规定及软起动厂家的相关的要求。
（2）主风机电机带负载起动方式为利用烟机带动风机及电机冲转至额定转速的95%后，再全电压起动电机，完成起动过程。主风机空试电机为使用软起动开机。备用风机带负载及空试电机均使用软起动开机。
（3）电机开机时，公司电力系统按正常方式运行，系统无任何故障。公司电力系统非正常运行方式需要起动电机时，应得到电力主管部门的许可后方可起动。
（4）电机起动时一总降10kV母线电压应满足10.5±0.125kV的范围要求。如电压不在该范围，应向公司电力调度申请调整相应变压器的档位，直到满足上述电压条件。
（5）在电机开机过程中，总降值班人员应密切关注公司电力系统各参数变化情况。如发生异常应立即通知运行部停止开机。
（6）电机停止时，其对应的起动柜断路器、运行柜断路器、隔离柜断路器均处于冷备用位置。Ⅲ催化裂化主风机变电所两回路进线处于运行位置，母联断路器处于热备用，备自投投手动。
（7）电机开机前，电气维护人员应根据运行部的安排做好各项试验配合工作。开备用风机（或空试主风机电机）时，还应做好软起动与对应的起动柜、运行柜、隔离柜之间的联调试验。检查软起动的降压器及电容器的外观，观察有无放电痕迹等不正常现象。待试验与各项检查完成后，将对应的开关柜断路器置于运行位置，各二次开关根据开机实际情况处于相对应的位置。
第139条 6KV化肥总降运行方式
1、总降6KV系统采用单母线分段运行方式，正常运行方式：＃1主变供6KVⅠ段，＃2主变供6KVⅡ段，6KV两段母线分列运行，母联610开关处热备用。
2、6KV母线装设备用电源自投装置，当一段停电，备用电源可自投。
3、6KV母联610开关装设解列保护，并列过程中应投用，并列后及备用状态下解除。
第三节 系统接地方式
第140条 主变中性点接地运行方式
1、主变中性点接地数目以系统稳定计算统一规定；在改变运行方式的过程中，允许接地数目超过规定值。
2、热电运行部正常＃1、＃2、＃3发电机运行，则金热＃1主变和＃3主变中性点接地。
3、热电运行部＃3发电机停，＃1、＃2发电机分排运行，则＃1、＃2主变中性点接地。
4、单机运行（50MW或100MW），则运行变中性点接地。
5、金热机组全停，炼油Ⅰ、Ⅲ线上任一台50MVA变接地；炼油Ⅱ、Ⅳ线上任一台50MVA变接地。
第141条 接地补偿装置运行方式：
1、炼油一总降＃1、2、3、4、5、6、7、8、9、10接地补偿装置分别接6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ、10 KVⅨ、Ⅹ段母线运行。
2、炼油二总降＃1、2、3、4、5、6、7、8接地补偿装置分别接6KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ段母线运行。
第四节 禁止的运行方式
第142条 禁止金热＃3发电机（100MW）与＃1、＃2发电机（50MW）长时间合排运行。
第143条 禁止炼油一、二总降由炼油线电源线路同时供八台主变运行。
第144条 禁止化肥总降110KV系统并列操作。
第145条 禁止化肥6KV线路645、622、615并列操作，禁止6kV栖霞油库Ⅰ、Ⅱ两路电源合环运行，两路电源切换时采用先停后送的原则。
第六章 系统设备的运行管理
第一节 系统设备运行管理的基本要求
第146条 本系统设备运行管理按本规程和各运行单位的运行管理规定执行。
第147条 凡运行中的设备发生缺陷或异常时，应及时汇报管辖该设备的值班调度员及主管单位，以便能尽快安排处理。
第148条 设备检修试验后能否投入运行，由各运行单位设备主管负责审定。如不符合规定标准，应及时汇报当值调度员及有关领导。
第149条 在运行电气设备上进行技术性能试验，应由试验单位向分公司电调提出书面试验方案，并经分公司机动处审核，报金陵分公司总工程师批准后方可进行。试验方案应包括：
1、试验内容和目的。
2、试验时间和地点。
3、试验时对系统运行方式的要求及可能对系统产生的影响。
4、试验中的接线图。
5、试验中保证安全的组织措施和技术措施。
6、试验中对可能出现问题的防范措施。
第二节 发电机运行
第150条 发电机设备规范
站 名
热 电 运 行 部
名 称
单位
＃1、2机参数
＃3机参数
型 号
QFS-60-2
QFS-100-2
额定容量
KVA
75000
120000
额定功率
KW
60000
100000
定子额定电压
V
10500
10500
定子额定电流
A
4125
6470
功率因素
0.8（滞后）
0.85（滞后）
频率
HZ
50
50
额定转速
转/分
3000
3000
效率
98.09％
98.54%
转子额定电压
V
225
245
转子额定电流
A
1310
1398
转子空载电压
V
70.7
转子空载电流
A
467
接线方式
Y
YY
极数
极
2
2
相数
相
3
3
冷却方式
水、水、空
水、水、空
定子进水流量
T/H
15
20
转子进水流量
T/H
14
15.6
定子进水压力
Mpa
0.2~0.3
0.2~0.3
转子进水压力
Mpa
0.1~0.3
>0.05
空冷器冷却水
温 度
℃
33（最高）
5~33
第151条 励磁机设备规范
站 名
热 电 运 行 部
名 称
单位
＃1、2励磁机参数
＃3机参数
型 号
550
额定电压
V
300
额定电流
A
1310
转速
转/分
3000
励磁方式
并激
励磁调节装置
KKL-4
WKKL-3
第152条 发电机额定运行方式
1、额定运行方式下发电机各部允许温度
热电运行部发电机
参 数
温 度℃
温 升℃
测 量
方 法
站 名
金 热 电 厂
金 热 电 厂
发电机主要部件
＃1、2机
＃3机
＃1、2机
＃3机
定子铁芯轭部
100
80（边）
140
120
电阻测量
定子铁芯齿部
80
80（中）
120
120
电阻测量
转子线圈
90
130
计算
定子线圈
50
90
120
电阻
最高入口风温
40
40
温度计
最低入口风温
20
20
温度计
定、转子线圈进水最高
40
45
温度计
定、转子线圈进水最低
5
20
温度计
轴承出油
25~30
70
温度计
定、转子线圈出水
75
85
温度计
炼油部分动力分厂发电机
发 电 机 的
主 要 部 件
冷 却 空 气
温 度 测
量 方 法
+40℃
+30℃
+25℃以下
允 许 温 度 限 度
定子绕组
65
75
80
电阻温度计法
转子绕组
40
100
105
电阻法
定子铁芯
65
75
80
电阻温度计法
轴承允许温度
65
温度法
2、发电机冷却水水质的运行要求
水质：透明、纯净、无机械混杂物；
导电率：＃1、2机不大于5微姆/厘米(初次起动发电机时，允许导电率为10微姆/厘米，但应保证水中无机械混合物)；＃3机为0.5~1.5微姆/厘米(20℃)；
硬度：小于10微克当量/升；
PH值：7~8;
NH3：微量。
3、发电机冷却水水压的规定：
静止进水压力0.2~0.3Mpa，转子进水压力0.1~0.3Mpa。在发电机转子启动升速过程中，转子水压将由于转子转速升高而下降，因此转子升速时要注意进行调节，保持在0.1~0.3Mpa之内，不允许产生负压。
4、绝缘电阻的测定及允许值
（1）发电机应按下列规定测定其定、转子，励磁回路、轴承绝缘垫、进水支架绝缘垫及电压互感器的绝缘电阻。
①发电机检修后由检修人员用2500V摇表测定其绝缘电阻。
②停机后，未经任何检修或试验，在24小时内再起动，可不测绝缘。
③发电机的电压互感器绝缘电阻的测定只在发电机大修、小修或PT本身检修后投入备用前以及停机15天后进行。
（2）发电机定子在未通水时，用发电机专用摇表进行测量，绝缘电阻最低不小于6MΩ。
（3）发电机转子线圈绝缘电阻在通水的情况下，用万用表测量，其阻值不应小于2KΩ。若低于此值是否运行应由设备主管单位总工决定。
(4）发电机励磁回路绝缘电阻用500V摇表，测量绝缘电阻最低不应低于0.5MΩ。
（5）发电机轴承座、进水支架、油管，励磁机轴承座、碳刷架的对地绝缘电阻用1000V摇表测定，绝缘电阻不应小于0.5MΩ。
5、电压、频率、功率因素变动时运行方式
（1）发电机运行电压在额定电压±5％范围内变动，最高不得超过10％，但发电机额定容量不得超过。
（2）发电机周波正常应保持在50HZ，变动范围不得超过±0.5HZ。
（3）发电机的COSΦ一般不应超过滞相0.95。若自动调整励磁装置投入时，必要时可以在COSΦ为1的条件下运行。但不得进相运行。
（4）发电机的COSΦ可以低于额定值的情况下运行，此时定子电流应以转子电流不超过额定值为限。
第三节 变压器运行
第153条 变压器设备规范
表1
站 名
热 电 运 行 部
炼 油 总 降二总降
名 称
＃1、＃2主变
＃3主变
＃3、＃4主变
＃1、＃2主变
型 号
SF7-75000/110
SFSP9-120000/110
SFF7-50000/110
SFF8-50000/110
容量KVA
75000
120000
50000/25000-25000
50000/31500-31500
调压范围
KV
121±2
×2.5%/10.5
121±2×2.5％/38.5
±2×2.5％/10.5
110±2×2.5％/
6.3-6.3
110±2×2.5％/
6.3-6.3
额定电压KV
121/10.5
121/38.5/10.5
110/6.3-6.3
110/6.3-6.3
额定电流A
357.9/4124
572.6/899.8/6598.3
262.4/2291×2
262.4/2886.8×2
接线组别
Y0/△-11
Ynyn,d11
Y0/△-△,d11-d11
Y0/△-△,d11-d11
短路阻抗
10.38%
UdⅠ-Ⅱ=18.5%,
UdⅠ-Ⅲ=10.5%
UdⅡ-Ⅲ=6.3%
Ud高-低1=27.94％
Ud高-低2=22.77％
Ud 高－低1＝22.94％
Ud 高－低2＝22.85％
最高允许温度
95℃
75℃
95℃
95℃
上层油允许温升
55℃
60℃
85℃
85℃
冷却方式
油浸风冷
强油风冷
油浸风冷
油浸风冷
制造厂家
常州变压器厂
沈阳变压器厂
江西变压器厂
沈阳变压器厂
出厂年月
89.7
2000.7
85.9
96.6
装载油量（T）
17.2
15.9
14.68
油型号
＃25
＃25
＃25
＃25
表2
站 名
炼 油 总 降一总降
名 称
＃1、＃2主变
＃3、＃4主变
＃5、＃6主变
型 号
SFF7-50000/110
SFF7-50000/110
SFZ11-50000/110
容量KVA
50000/25000-25000
50000/25000-25000
50000
调压范围
KV
110±2×2.5％/
6.3-6.3
110±2×2.5％/
6.3-6.3
110±8×1.25％/
10.5
额定电压KV
110/6.3-6.3
110/6.3-6.3
110/10.5
额定电流A
262.4/2291×2
262.4/2291×2
262.4/2749.3
接线组别
Y0/△-△,d11-d11
Y0/△-△,d11-d11
YNd11
短路阻抗
Ud高-低1=27.94％
Ud高-低2=22.77％
Ud高-低1=27.94％
Ud高-低2=22.77％
12%
最高允许温度
95℃
95℃
95℃
上层油允许温升
85℃
85℃
85℃
冷却方式
油浸风冷
油浸风冷
ONAN/ONAF
制造厂家
江西变压器厂
江西变压器厂
华鹏变压器有限公司
出厂年月
85.9
85.9
装载油量（T）
15.9
15.9
油型号
＃25
＃25
＃25
表3
站 名
热电运行部
名 称
＃3机励磁变压器
型 号
容 量
1100KVA
额定电压V
10500/450
额定电流A
频率HZ
50
相数
3
接线组别
Y/△
表4
站 名
热 电 运 行 部
化肥总降
名 称
高压备用变
＃1、＃2厂高变
＃3厂高变
＃1、2主变
型 号
SFZ7-16000/110
SFL-16000/10
SF9-CY-20000/10
SFZ7-10000/110
容量KVA
16000
16000
20000
10000
调压范围
KV
110±2×
1.25％/6.3
10.5±2×
2.5％/6.3
10.5±2×
2.5％/6.3
110±3×
2.5％/6.3
额定电压KV
110/6.3
10.5/6.3
10.5/6.3
110/6.3
额定电流A
84/1466
879.8/1466
1099.7/1832.9
52.5/916.4
接线组别
Y0/△-11
Y/Y-12
D，d0
YN，d11
短路阻抗
10.23％
7.85％
10.5%6%
10.64%10.75%
最高允许温度
95℃
95℃
75℃
95℃
上层油允许温升
55℃
55℃
60℃
55℃
冷却方式
油浸风冷
油浸风冷
自然油循环
油浸风冷
制造厂家
常州变压器厂
常州变压器厂
沈阳变压器厂
常州变压器厂
出厂年月
89.6
89.7
2000.7
88.5
装载油量（T）
11
5.7
15
7500
油型号
＃25
＃25
＃25
#10
第154条 一般情况下，变压器在规定的冷却条件下，可按铭牌规范运行。
第155条 油浸风冷式变压器温度及冷却系统的运行规定：
1、变压器正常运行时，油浸风冷式变压器油面最高温升为55℃，上层油温不超过85℃，下列情况可超过85℃，但最高不超过95℃。
（1）变压器依照规程规定过负荷运行时，而又无备用变压器运行。
（2）变压器风扇故障，而又无法限制负荷时。
（3）夏季变压器满负荷时，油面最高温升未超过55℃。
2、油浸风冷的变压器满足下列条件之一需开启风扇：
（1）上层油温超过55℃；
（2）电流达到额定电流的70％；
（3）变压器在规定的冷却条件下可按铭牌规定运行。
3、当变压器油温不超过55℃，变压器负荷不超过额定容量的70％时，可停用风扇。
4、正常运行时，风扇投“自动”启动位置，当“自动”失灵时，根据上述规定，改投手动位置。
第156条 强迫油循环风冷变压器温度及冷却系统的运行规定：
1、强迫油循环风冷变压器上层油温一般不超过70℃最高不得超过75℃ 变压器负载虽然未达到75％额定负载，但顶层油温达到55℃ ，此时辅助冷却器自动投入。
2、强迫油循环变压器冷却油泵及风扇的开停规定：
(1)变压器正常按强迫油循环方式运行，只有当冷却系统发生故障时才允许短时内改为自然油循环冷却。
(2)当风冷却器的风扇停运，油泵仍在运行时，变压器允许运行时间按油面温升不超过55℃控制。
(3)强油风冷变压器投运前应首先起动冷却器，冷却器投运的组数，根据环境温度，上层油温、所带负荷而定，一般不应低于4组运行 。
(4)强油风冷变压器停运后、应保留二组冷却器运行1~2小时。
(5)运行中的冷却器发生故障时，备用冷却器应自动投入运行，冷却系统电源发生故障时，自动投入备用电源。
(6)变压器冷却系统应按负荷情况,自动投入或切除相应数量的冷却器。
a)在额定负荷的75%及以下时应自动启动工作冷却器；
b)在额定负荷的75%以上时应自动启动辅助冷却器；
c)负荷虽未达到75%，但温升超过55℃时应自动启动辅助冷却器。
第157条 变压器的运行电压一般不应超过额定值的5％，有载调压变压器抽头的调整，现场值班人员根据电压监控自行调整。
第158条 备用中的变压器及与其相连接的电缆应每隔十天进行定期充电，并由现场值班人员掌握。如停用超过十天，在投运前应进行绝缘电阻的测量，使用2500V摇表，其值每千伏不低于1MΩ,吸收比不小于1.3。
第159条 不论变压器试运行或正常运行，档板式重瓦斯保护均应接跳闸（轻瓦斯则接信号位置），如浮筒式瓦斯继电器，变压器试运行带负荷或停电加油后，应将跳闸压板改接信号，待空气全部排出，轻瓦斯不发信号至规定时间后，方可将重瓦斯改接跳闸。
第160条 变压器发生下列情况之一者应停止运行：
1、变压器发生强烈不均匀噪声，内部有放电声或爆炸声。
2、变压器本体或附件开裂，大量漏油无法控制，油面迅速下降到最低控制线以下。
3、油面急剧上升，从油枕，防爆管呼吸器喷油、冒烟或喷火时。
4、在正常冷却条件下，变压器负荷不变而上层油温不断上升，或发现油温较平时同负荷、同温度、同冷却条件下高出20℃以上（温度计本身显示正确）时。
5、变压器套管炸裂严重损坏、引线烧断。
第四节 接地变及消弧线圈运行
第161条 6KV系统对地电容电流较大时（大于10安培），消弧线圈一般应投入运行。
第162条 接地变与消弧线圈的容量保证系统单相接地时的补偿需要。接地变与消弧线圈的容量比在接地变不带任何负载时至少为1:1。
第163条 消弧线圈的运行：对于非自动调谐装置，采用过补偿方式，并应根据系统变化，正确选用档位，尽量避免全补偿运行时出现的谐振。档位的调整，补偿装置的投入、切出，根据运行管理人员指令执行；“自动补偿”装置由于可工作在欠补、过补、全补三种中任一种状态，可不受此限，但一般应以过补偿方式为基础。
第164条 系统接地时，消弧线圈投入工作时间一般不超过二小时，厂家有规定者不应超过铭牌规定的允许时间。
第165条 为防止谐振，禁止不同电源系统共用一台消弧线圈，当一段上的消弧线圈退出运行，系统又需要与另一段进行并列操作时，应将退出的该段消弧线圈重新投入运行。否则应将另一段上相对应的消弧线圈也退出运行后，方可进行系统并列操作。
第166条 系统中心点偏移不得超过相电压的15％，否则应查明原因设法消除。失谐度控制在5％左右，且不得大于10％，补偿后残流一般不大于5A。自动补偿装置应根据位移电压串联适当的电阻以限制过电压的数值在允许的安全范围内。
第167条 补偿装置应经调整、试验合格方能投用，在可能的情况下应实地测试系统的对地电容电流，其值不应大于补偿装置铭牌上规定的额定补偿最大值的60％。
第168条 当系统发生接地时，消弧线圈投入正常工作，当系统接地超过二小时，接地故障仍未消除，应保证消弧线圈最高上层油温最高不得超过100℃，接地变上层油温不得超过95℃。
第169条 非自动调节接地补偿装置的档位调整原则：
1、分头由小调大，应在改变运行接线方式前进行（即线路长度增加前进行）。
2、分头由大改小，应在改变运行接线方式后进行（即线路长度减少后进行）。
第五节 架空线路及电缆的运行
第170条 架空线路和电缆在正常运行时允许载流量，由设备主管单位提供。
第171条 电缆的正常工作电压，不应超过额定电压的15％。
第172条 电缆线路原则上不允许过负荷，即使在事故处理中出现的过负荷，值班员应尽快恢复其正常电流。
第173条 当电缆或架空线路出现过负荷时，值班员应采取拉闸限电，使设备能在允许载流量内运行。
第174条 电缆（第158条规定的除外）停用（或备用）一个星期，应进行充电一次。超过10天不满一月时，投运前应测量绝缘电阻是否合格。超过一月以上，须经试验合格方能投运。
第六节 电力电容器运行
第175条 电力电容器的运行电压不得超过额定电压的10％，过电压保护应低于1.1倍的额定电压。
第176条 电容器有下列情况之一者应立即停止运行
1、外壳有明显鼓肚变形。
2、油浸式或密集型电容器，漏油严重或套管破裂、冒烟等。
3、支柱瓷瓶及其附件炸裂损坏等。
第177条 电容器开关的拉开和合上间隔时间，至少应有5分钟。
第178条 电容器开关因保护动作跳闸，或电容器本身熔丝熔断，应查明原因进行处理后方可送电。
第179条 当电容器室的温度超过现场规定时，值班员应采取降温措施。如无效果，应将电容器停止运行。
第180条 电容器的正常投、切，由运行值班员根据母线的电压水平及规定电压数值，请示电调后自行操作。
第七章 系统事故处理
第一节 事故处理的一般原则
第181条 分公司电调值班调度员是处理分公司电调管辖范围内电力系统事故的指挥者，并对事故处理的正确性负责。电调当班调度员此时的主要作用是负责对外联系、厂际协调、对下指挥与指导。
第182条 在处理事故时应做到：
1、尽快限制事故发展，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完好设备继续运行，以保证对用户（尤其是重要用户）正常供电。
3、尽快对已停电的设备恢复送电。
4、调整系统运行方式，使其恢复正常。
第183条 在处理事故时，各单位运行值班员应服从分公司电调值班调度员的指挥，迅速正确地执行值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，应得到市调值班调度员的指令或许可。分公司电调值班调度员、值长、电气班长发令操作时，不得超越自己的管辖范围。属上级调度许可的设备，操作前应得到上级调度员的同意，一般不得超越权限自作主张。
第184条 符合下列情况的操作，可以一面进行处理一面简要汇报，事后再详细汇报。
1、将直接对人员生命有威胁的设备停电。
2、确知无来电的可能性，将已损坏的设备停电。
3、馈供线路开关由于误碰跳闸，立即恢复送电；并网开关因误碰跳闸，应检定同期后并列（或合环）。
第185条 凡分公司电调调度管辖范围内的设备发生事故或异常情况时，应遵守下列规定：
1、各运行单位发生事故，系统发生接地时，由各运行单位运行值班人员应按规程先期处理；但应将事故情况和处理及时汇报分公司电调当班调度员；汇报内容主要有事故发生的时间、现象、设备名称、编号、跳闸开关的保护动作情况及频率、电压潮流变化等情况。
2、非事故单位，不应在事故处理时向调度员询问事故情况，以免影响事故处理。
3、事故处理时，应立即停止有关该系统内的正常操作，事故处理过程中，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，且仍需使用统一调度术语和操作术语。
4、为迅速处理事故和防止事故扩大，各单位值班运行员必要时可越级发布指令，但事后应尽速通知分公司电调值班调度员。
5、在事故处理时，除有关领导或专业人员外，其它人员均应迅速离开调度室。凡在调度室内的人员都应保持肃静，若需决策商量，对话音量不得干扰调度员发令。
6、事故发生后，分公司电调值班调度员应及时将事故情况汇报分公司电力调度室领导、生产计划处领导及主管经理。发电机、110KV系统的主设备发生事故应首先报告分管生产副经理或分公司总工程师。
第186条 开关允许跳闸次数按运行规程的规定执行。开关实际切除故障的次数，现场值班人员应做好记录。开关跳闸后，能否送电或停用重合闸再送电，运行值班员应根据现场规程规定，向电调值班调度员汇报并提出要求。
第二节 线路事故处理
第187条 线路事故跳闸，应由运行单位通知设备产权单位、有关维护单位巡查原因。值班人员通知的一切事故巡线，巡视人员均应认为线路带电。若需线路抢修，必须由运行单位的停电申请联系人或值长（值班长）向分公司电调值班调度员提出停电申请。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报分公司电调值班调度员。
第188条 线路主保护动作跳闸后，严禁原因不明盲目送电。
第189条 线路事故跳闸后，线路检查人员与运行人员及分公司电调共同制定送电方案。对电缆线路事故跳闸后进行摇测绝缘时，必须分别从电源侧、负荷侧摇测绝缘。
第190条 分公司110KV系统一条联络线开关跳闸，检查重合闸动作与否，如未动作且开关两侧有电压可经当班值长同意后并汇报分公司电调值班员，经检查同期并列。对侧无压而已侧有压，按孤网运行事故处理，并迅速查明线路故障原因，等待与系统并列。联络线跳闸后，同侧发电机也因保护动作而停机，非母线故障按母线失压处理。
第191条 110KV线路开关跳闸，若仅以单回线供电时，线路重合不成（重合闸已动作过而未成或开关异常除外），为加速事故处理，值班员可视情况试送一次（专用线路确认已有故障者除外）。电缆线路不允许强送。
第192条 在试送电时应考虑到：送电开关必须有完备的继电保护，必要时可改小定值，以保证保护有足够的灵敏度。
第193条 110KV架空专用线路故障跳闸后，应通知用户检查内部设备，同时在拉开用户进线设备后，可试送一次（专用线路确认已有故障者除外）。
第194条 化肥总降110KV线路电源失电事故处理：
1、确定110KV线路及6KV母线已失电；拉开已停电线路主变6KV侧断路器。
2、如110KV一条线失电，可合上6KV母联断路器送至6KV失电母排；
3、及时汇报分公司电调值班人员，并监视110KV失电回路是否已来电，尽快恢复正常运行方式。
4、禁止向停电线路倒送电。
5、如属线路永久性故障，可视情况采用一线带两变运行方式。
第195条 炼油110KV线路故障处理原则：
1、一总降：炼油Ⅲ线735线、炼油Ⅳ线736线两回110KV电源线路其中任一回电源线路故障时，由总降联络线电源代替故障线路给两台主变供电；在炼油Ⅲ线735线、炼油Ⅳ线736线两回110KV电源线路同时故障时，可由总降联络线电源供四台主变运行。
2、二总降：炼油Ⅰ线731线、炼油Ⅱ线734线两回110KV电源线路其中任一回电源线路故障时，二总降联络线739开关冷倒至故障线所带的母线，一总降联络线739开关转运行给二总降失电的两台主变供电；在炼油Ⅰ线731线、炼油Ⅱ线734线两回110KV电源线路同时故障时，可由总降联络线739线路供四台主变运行。
第三节 发电机事故处理
第196条 发电机跳闸或异常情况按热电分部运行规程进行处理；
第197条 发电机组因故跳停时，应从速检查或恢复厂用电。以保证热力系统的正常。
第198条 在发电机主开关以外发生长时间的短路，且定子电流剧增而电压迅速降低时，若发电机的保护装置拒绝动作，应立即手动解列。
第199条 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以便使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。
第200条 非发电机内部故障的跳停，则发电机可以零起升压，如升压时未发现不正常现象，则发电机可并入电网运行。
第四节 变压器及电压互感器事故处理
第201条 变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应按现场规程规定执行，事故过负荷无具体规定者可参考下表：
油浸自然循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分）
过负荷
倍 数
环境温度（℃）
0
10
20
30
40
1.1
24：00
24：00
24：00
19：00
7：00
1.2
24：00
24：00
13：00
5：50
2：45
1.3
23：00
10：00
5：30
3：00
1：30
1.4
8：00
5：10
3：10
1：45
0：55
1.5
4：45
3：10
2：00
1：10
0：35
1.6
3：00
2：05
1：20
0：45
0：18
1.7
2：05
1：25
0：55
0：25
0：09
1.8
1：30
1：00
0：30
0：13
0：06
1.9
1：00
0：35
0：18
0：09
0：05
2.0
0：40
0：22
0：11
0：06
+
油浸强迫油循环冷却变压器事故过负荷允许运行时间（小时：分）
过负荷
倍 数
环境温度（℃）
0
10
20
30
40
1.1
24：00
24：00
24：00
14：30
5：10
1.2
24：00
21：00
8：00
3：30
1：35
1.3
11：00
5：10
2：45
1：30
0：45
1.4
3：40
2：10
1：20
0：45
0：15
1.5
1：50
1：10
0：40
0：16
0：07
1.6
1：00
0：35
0：16
0：08
0：05
1.7
0：30
0：15
0：09
0：05
+
第202条 变压器开关跳闸，应立即查明保护动作情况，并对变压器外部检查，再根据下列原则处理：
1、如瓦斯、差动、电流速断以及无保护信号跳闸，在未查明原因前不得进行试送。
2、如因出线保护拒动引起越级跳闸，则将该开关拉开后变压器可以试送一次。
3、变压器过流保护动作跳闸，现场值班人员应对主变及有关母线等一次设备检查，如无异常情况且出线保护也无动作，则在拉开全部出线后，允许试送一次。若试送成功，再逐条试送线路。
4、有条件可进行零起升压检查。
第203条 瓦斯保护装置动作的处理
1、瓦斯保护信号动作时，应立即对变压器进行检查，查明动作的原因，是否因积聚空气、油位降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。
2、若气体继电器内的气体为无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。
3、若气体是可燃的或油中溶解气体分析结果异常，应综合判断确定变压器是否停运。
4、瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断：
（1）是否呼吸不畅或排气未尽；
（2）保护及直流等二次回路是否正常；
（3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；
（4）气体继电器中积集气体量，是否可燃；
（5）气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果；
（6）必要的电气试验结果；
（7）变压器其它继电保护装置动作情况。
第204条 变压器跳闸和灭火
1、变压器跳闸后，应立即查明原因。如综合判断证明变压器跳闸不是由于内部故障所引起，可重新投入运行。若变压器有内部故障的征象时，应作进一步检查。
2、变压器跳闸后，强油冷却的应立即停止油泵运行。
3、变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。
第205条 当电压互感器发生异常（如内部有放电声）情况可能发展成故障时，按以下原则处理：
1、不得用近控的方法操作该电压互感器高压侧闸刀。
2、不得将该异常电压互感器的二次与正常运行的电压互感器二次并列，
3、不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用，或将母差保护改为非固定连接方式（或单母线方式）。
4、如该电压互感器高压侧闸刀可以远控操作时，可用其隔离（远方或保护相应调整后）。
5、无法采用高压侧闸刀隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源。然后再隔离故障的电压互感器。
6、在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件，并在现场规程中明确。
第五节 母线事故处理
第206条 当母线发生故障停电后，运行值班人员应对停电母线立即进行外部检查并将检查情况迅速报告分公司电调值班调度员。
第207条 电调值班调度员对母差保护动作后的停电母线可按下列原则处理：
1、不能采取未经检查进行强送的办法，以防事故的扩大。
2、找到故障点，则应迅速隔离故障设备后，对停电母线恢复送电。
3、如双母线中一条母线故障停电，应立即将停电母线上的完好设备冷倒至另一完好母线并恢复送电。（可用其它方式处理者除外）
4、经外部检查或试验结果未找到故障点，可采用外来电源对故障母线试送电，但要考虑母差保护作相应调整。必要时可停用母差保护。电厂可采用零起升压对故障嫌疑母线试送。如只能用本站电源试送时，必要时保护定值改小后可进行试送。
第208条 值班员在发现母线失电后，应立即对站内有关的一、二次设备进行检查，并迅速将检查结果报告分公司值班调度员，以便调度员能作出正确的处理。
第209条 发电厂母线失电后，将可能来电的开关全部拉开，有条件时利用本厂机组接线零起升压，成功后恢复与系统同期并列。一般尽可能采用外来电源对停电母线进行试送，但试送前应检查母线确无异常。
第六节 全站断电事故处理
第210条 事故时各电压等级母线均无电压，且本站开关都未掉闸，称为全站断电事故。
第211条 单电源（另一路在检修）变电站全站断电时，值班人员可拉开电源开关及变压器出线开关，根据分公司电调命令恢复全站供电。
第212条 双电源供电的变电站全站断电时，值班人员无需和值班调度员联系，将各电源之间可能联系的开关及主变侧开关拉开，并按以下原则保留电源：
1、单母线运行只留一个电源；
2、双母线或单母线分段运行，首先拉开母联或分段开关，每条母线各保留一个电源；
3、操作后，立即汇报分公司电调，根据电调令恢复全站供电。
第213条 当判断为越级跳闸引起全站断电时，在拉开故障回路开关及刀闸后，汇报分公司电调，根据分公司电调命令恢复全站供电。
第214条 炼油一总降110KV三路电源失电处理原则：
1、先分别拉开110KV母联及两台主变的三侧开关，等待系统来电；
2、拉开6KV母线上电容器开关；
3、根据分公司电调命令恢复正常运行；
第215条 炼油二总降、化肥总降全站失电处理原则：
1、先分别拉开110KV母联及主变各侧开关；
2、拉开6KV母线上电容器开关；
3、根据分公司电调命令恢复正常运行。
第216条 禁止仅凭站内照明全部不亮而判断为全站失电。
第217条 属站内设备故障引起的全站失电，除报告电力调度，还应立即报告本单位领导，组织事故抢修。
第七节 金热电厂孤网运行事故处理
第218条 热电运行部尧金两条联络线与系统解列的处理：
1、当热电运行部两条联络线721、724开关跳闸，应及时调整机组电压、频率，使其恢复正常；（单条联络线跳闸时，处理原则相同。）
2、当解列开关两侧有电压时，应尽快恢复同期并列，并立即汇报分公司电调和市调；
3、当热电运行部与系统解列，未和电网并列前，各单位一般不允许进行重大操作，并注意非同期并列。
第219条 热电运行部以一条联络线带双机或单机运行时，孤网运行处理原则同上。只有一台五万机组孤网运行时，允许发电机短时按事故过负荷运行。事故过负荷允许值遵守制造厂的规定。在此允许时间内，分公司电调应按事故限电顺序将用电负荷降至发电机正常允许的最大负荷之内。
第220条 孤网单台机组运行时，在运发电机故障停机，按全站断电处理。
第八节 110KV系统的事故处理
第221条 110KV系统频率降低的处理
分公司电网与系统并列运行，频率降到49.5HZ以下时，尽快增加发电机出力至允许过负荷值，如时间超过，周波继续下降到低周自动解列装置的动作值，装置未动作时，应经分公司电调同意解列尧金联络线721、724。
第222条 系统电压不正常的处理：
1、当系统电压高于额定电压的5%，值班人员应降低发电机无功；
2、当系统电压低于额定电压的5%,值班人员应增加发电机的励磁。当转子电流已达额定，而电压继续下降超出允许范围时，应及时汇报分公司电调；
3、当系统电压降低时，由于励磁自动调节作用发电机将过负荷，此时应适当降低有功出力，不允许退出自动励磁装置。
第九节 接地事故处理
第223条 6KV系统发现有单相接地时，值班人员应立即向分公司值班调度员汇报消弧线圈电流、动作电压及三相电压情况，并进行内部检查，及时汇报。
第224条 允许带接地故障运行时间如下：
1、经消弧线圈接地的系统，允许带接地运行时间决定于消弧线圈的运行条件。无消弧线圈时，一般不超过两小时；
2、配电网发生接地故障时，应迅速查找接地故障点，允许带接地故障运行时间按现场规定执行，现场无规定者，允许时间不超过两小时。
第225条 寻找单相接地故障的方法：
1、双电源并列运行的可用分排的方法，缩小寻找范围；
2、无“小电流接地选线“装置（或停用）时，可用接地试探的方法寻找。
3、不重要线路或辅机以试拉的方法寻找。
4、若线路或辅机全部试探后仍未找到接地故障，现场值班员应对母线及有关设备进行详细检查。
第226条 用接地试探法寻找单相接地故障时，现场应有两人进行，其中一人专门监视三相对地电压在开关断开的瞬间是否有变化。试探顺序：
1、“小电流接地选线”装置已反映或已接到有不正常反映的回路；
2、选择含有架空线路或路径较长的线路；
3、有重要辅机回路放在最后试探，在试探前需与生产装置人员联系。
第227条 永久性单相接地时，由于重要负荷不能立即停电或不能停电转移负荷时，可继续运行二小时。其它回路原则上应立即停电。
第228条 6KV系统发生单相接地故障时，接地系统与正常系统不得并列操作。
第229条 线路发生断线威胁人身安全时，应立即停电，并通知线路所属单位。
第十节 SF6气体泄漏事故处理
第230条 立即开启配电室内排风机，强排泄漏的SF6气体。
第231条 禁止操作泄漏气室范围内所有的开关、刀闸。
第232条 立即汇报分公司电调，必要时将泄漏开关的上一级电源开关停电。并迅速查明泄漏原因，按现场设备运行规程处理。
第十一节 通讯中断时调度工作及事故处理
第233条 当调度与其管辖的运行单位之间的各种电话因故无法联系时，发现者应立即汇报有关领导，以便尽速检查和处理通信障碍。
第234条 与调度无法取得联系的运行单位值班人员，应设法采取一切可能措施，尽快恢复通信联系（包括使用交通工具）。在取得联系前，应遵守下列原则：
1、分公司调度已批准但未许可的设备检修等工作，不得开工检修。
2、分公司调度预发的所有操作命令票，现场均不得自行操作，如操作命令票已经发令正在进行者，则可将其执行完毕，并设法迅速向分公司电力调度汇报操作结果。
第235条 在系统发生事故的同时，运行单位与调度通信中断，现场值班人员应按下列规定处理。
1、某些设备的故障处理若与外面单位无配合操作时，可参照有关规定和现场事故处理规程自行处理。事后应设法迅速汇报分公司调度。
2、双母线运行的一组母线失电时，可将失电母线上无故障馈供负荷的开关冷倒至运行母线供电。
第八章 继电保护和安全自动装置的运行管理
第236条 继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置），是保证分公司电网稳定运行和保护电气设备的主要装置。保护装置使用不当或不正确动作，可能引起事故扩大及损坏电气设备，造成经济损失。因此，各运行单位应认真执行部颁《继电保护和安全自动装置运行管理条例》、《继电保护和安全自动装置技术规程》；中石化公司和金陵分公司的相关管理规定以及各运行单位已经批准的“继电保护与安全自动装置运行规程”，以保证所辖范围保护装置的合理配置、正确运行及整定值的正确性。
第237条 保护装置整定的划分：
1、与分公司电力调度管辖一次设备相对应的保护装置的运行归分公司电力调度管辖，对应二次计量为分公司电调许可设备，保护装置定值由分公司机动处整定；经分公司总工程师批准后由分公司电力调度和各运行单位遵照执行。
2、各运行单位管辖的6KV及重要的低压电气设备保护定值按机动部门下发的定值本整定，并将整定结果经分公司机动处审核后报分公司电调备案。
3、保护装置需要更改原理接线时，应事先由保护装置的设备主管部门向分公司机动部门提出申请，得到批准后方可进行。属分公司调度管辖范围，应同时向分公司电调提供保护原理图，并得到分公司电调认可才能进行。
第238条 分公司电力调度管辖设备保护装置运行和操作管理规定：
1、属分公司电力调度管辖设备的保护装置其状态的改变（停用、启用、更改定值等），应按分公司电调指令执行。
2、整定范围内的保护装置，其定值重新整定或更新保护装置，在投运前，分公司电力值班调度员应按整定通知单与各运行单位值班员核对无误，分公司值班调度员对继电保护定值有疑问时，应及时与保护整定专职人员进行联系。
3、备用电源自动投入装置，当工作母线失电而自投装置拒动，则应拉开失电母线电源开关，手动合上备用电源开关。有条件时，应使重要保护取自不同的电源。
4、各运行单位主管部门应根据保护装置运行整定要求，为现场运行人员提供与一次运行方式相适应的保护装置现场运行操作规程（保护装置的运行说明或运行注意事项）。现场运行值班人员应根据分公司值班调度员下达的操作任务，按现场规程中的规定对保护装置的二次部分进行必要的调整。
5、投入保护装置的顺序为先投入直流电源，后投入出口压板；退出保护的顺序为先退出出口压板，后退出直流电源。
6、保护装置投运前，应测量保护压板的电压。
第239条 当保护装置发生异常情况时，运行值班人员应立即向分公司电调值班调度员汇报清楚，并按有关规定处理。必要时报告各单位继保主管及通知保护专业人员及时赶到现场处理。
第240条 带有电压的保护或装置因故失去电压的处理原则：
1、若失去电压会造成保护或装置误动，应将该保护压板或装置暂时退出，主要有以下几种：
距离保护、备用电源自动投入、低压解列、自动励磁装置及继电强励装置、由低电压起动的有关保护、故障录波
2、电压消失系熔断器熔断，应换上同规格的熔断器，如再熔断。应检查和通知继保专业人员处理。
第241条 高频保护：
1、线路各侧的高频保护必须同时投停；
2、下列情况停用高频保护：
通道故障或通道余量不足
高频保护装置自身故障
直流电源消失
电压回路断线
3、定期进行通道试验并做好记录。
第242条 纵差保护
1、线路两侧的纵差保护必须同时投停；
2、正常运行时，如发现纵差保护“导引线故障”、“电压闭锁信号”等掉牌或其它异常现象，运行值班人员应立即汇报。电调当值调度人员应立即联系对侧，退出纵差保护，协同检查处理。
第243条 母差保护
1、母差保护刀闸位置指示灯应与一次设备运行方式相对应。
2、用母联开关对空母线充电时，投入快速充电保护，同时闭锁正常运行的母线保护。
3、用母联开关对变压器、线路充电时，投入带时限的充电保护，同时闭锁正常运行的母线保护。
4、定期测量母差保护差动不平衡电流不大于10mA；下列情况之一者，应检测不平衡电流：
当母线运行方式改变后，重新投入母差保护出口压板之前；
差动回路检修后；
发生母线内部故障后
5、正常运行时，发现“电流回路断线”、“交流电压消失”等信号或其它异常现象后，此时应立即退出保护，汇报分公司电调，检查一二次回路是否正常，通知继保专业人员处理。
第244条 变压器零序保护
1、在主变压器110KV侧中性点直接接地运行时，投入主变压器零序电流保护，退出间隙保护。
2、在主变压器110KV侧中性点不接地运行时，投入主变压器间隙保护，退出主变压器零序电流保护。
3、炼油一总降110KV侧中性点不接地运行时，且该侧6KV系统有发电机运行时，投入零序电压保护；无发电机运行，停用零序保护
第245条 母联带旁路
1、在用旁路开关带线路运行前，应使旁路开关保护定值及重合闸方式与所带线路相符。
2、测量母差不平衡电流。
第246条 备用电源自动投入装置
在下列情况下，停用备用电源自动投入装置：
1、备用电源停电；
2、被投开关合闸；
3、有关PT失电、装置故障不能切换。
第247条 微机保护
1、正常运行时，值班人员应定期检查微机保护显示屏上的显示数据，对出现的问题必须记录在交接班记录上，及时通知有关单位进行处理，并汇报分公司电调值班调度员。
2、微机保护的调试、维护和数据输入等必须由继电保护专业人员进行。
3、严禁在有电压情况下，拔出和插入任何元件。（USB接口设备除外）
4、设备检修、新投运前应打印定值单与分公司电调核对无误后投入。
5、事故时，应及时打印事故报告并汇报分公司电调值班人员，各单位应将事故记录报告存档。
第248条 变压器瓦斯保护
1、变压器检修后，充电前重瓦斯应投跳闸，充电正常后改接信号。48小时未来信号，检查瓦斯继电器正常后改投跳闸，改投前，应将瓦斯继电器放气。
2、有下列情况之一者，重瓦斯保护应改接信号：
变压器运行中加油、放油及更换硅胶；
油位升高至防爆管处；
呼吸器被堵塞。
3、备用变压器的瓦斯保护应投跳闸。
第249条 热电分部并列操作规定（开断后，以重新计算的规定执行）：（讨论稿中暂用设备老编号，）
1、金热110KV合环操作前首先必须采取措施满足炼油一、二总降和化肥总降的负荷分别由尧化门副母和金热正母线供电，尧化门副母线722、725、726总负荷与金热正母线731、732、736总负荷应保证其总负荷偏差<50MW；
2、除满足上条要求外，当金热三台发电机同时满发，金热110KV合环操作时必须限制三台发电机总出力<110MW；
3、除满足以上要求外，金热＃2机停，＃1、3发电机同时满发时，金热110KV合环操作必须限制＃1和＃3发电机总出力<100MW；
第250条 炼油总降并列操作规定：
1、当出现以下两种情况下，炼油厂一、二总降不允许进行110KV并列操作：
（1）热电运行部分别接尧化门两台主变的发电负荷之差大于70MW时；
（2）110KV炼油Ⅰ线731同时供炼油一、二总降并且该线负荷大于50MVA时；
2、当炼油一总降在允许方式下进行110KV并列操作时，必须停用110KV母联710的过流保护，操作完成后恢复。
3、当炼油二总降在允许方式下进行110KV并列操作时，必须停用110KV母联710的过电流保护和110KV两回进线的过电流保护，操作完成后恢复。
4、当对炼油二总降进行6KV并列操作时，若110KV炼油＃1线731同时供炼油一、二总降并且该线负荷大于50MVA，则必须停用炼油二总降110KV两回进线的过电流保护，操作完成后恢复。其它情况下，无特殊要求。
第251条 化肥厂并列操作规定（开断后，以重新计算的规定执行）：
1、任何情况下化肥厂110KV不允许进行并列操作；
2、化肥厂6KV并列操作时，投入6KV分段开关600的解列保护，操作完成后退出。
第九章 6KV及以上系统新设备的投运和设备停复役管理
第252条 属下列情况之一者，应办理新设备投入运行申请手续：
1、第一次接入6KV及以上系统运行设备（包括新建、扩建、改建工程）。
2、改变系统主接线及变更高压设备安装地点。
3、改变继电保护和自动装置原理接线。
4、新装高压电力用户或原有高压电力用户增容、扩建或改变电源。
5、已经退役的高压设备重新恢复运行。
第253条 凡并入我公司电网的新建、扩建或改建的设备，在设计审查前，主管（主审）单位应将设计项目的有关资料提供给分公司电调，以便分公司电调进行研究，并对设计提出意见或建议。发电工程、输变电工程、调度通信自动化工程等电网配套工程及相应的安全、消防设施应同时设计，同时建设，同时验收，同时投入使用。
第254条 凡列入本年度的电网新建、扩建或改建工程，在启动前三个月，工程主管部门向分公司电力调度提供有关资料（属省调、地调调度管辖或调度许可的设备，有关工程资料由分公司电力调度转报），其内容包括：
1、主要设备规范及设计参数。
2、电气一次接线图，电厂的厂用系统图和主蒸汽系统图，变电站的平面布置图。
3、线路的地理走向、换位循环、交叉、合杆、杆塔型号、导线排列组合、绝缘架空地线及引下装置、电缆规格、型号、长度等图纸。
4、继电保护及安全自动装置的原理图、展开图及配置（包括设计、制造厂图纸资料）。
5、调度通信方式及通信设备情况（包括通道、结合设备等）。
6、调度自动化、远动设施及设备情况。
7、其它设备资料及说明。
第255条 新设备在投入运行前一个月，由设备主管部门及相关单位向分公司电调提供投入系统运行的有关资料：
1、设备的拟定命名编号。
2、主要设备的实测参数（110KV及以上线路实测参数应在启动前1－2日报分公司电调）。
3、运行值班人员名单。
4、继电保护及安全自动装置的安装、调试情况及带负荷试验要求。
5、启动试运行计划及负荷要求和新增用电设备负荷资料。
6、现场运行规程及事故处理规程。
7、调度通信设备调试情况及电话号码。
8、远动设施及安装、调试情况。
9、预计投入运行的日期和原有设备的关系，以及准备采用的基本运行方式。
10、其它需要说明的内容。
第256条 在新设备预订投入运行前15天，分公司电调应对新设备投入运行予以答复，其内容包括：
1、设备的正式命名编号。
2、设备的调度管辖许可范围的划分。
3、设备投运后的运行方式和注意事项。
4、批准投入运行的时间和启动试运行计划（正式启动前三天）。
5、分公司电调有权发布调度指令的人员名单。
6、有关继电保护及安全自动装置的运行管理。
7、主变分接头放置的位置。
8、通信、远动要求和注意事项。
9、其它需要说明的内容。
第257条 新设备启动前必须具备下列条件：
1、该工程已全部按照设计要求安装，调试完毕并具备投运条件，且验收工作（包括主设备、继电保护及安全自动装置、电力通信设施、调度自动化设备等）已经结束，质量符合安全运行要求，且新设备投运手续齐全。
2、参数实测工作已经结束，并已书面提供有关单位，且测试结果获得有关单位认可。
3、现场生产准备工作就绪。
4、现场具备启动条件，且调度关系已明确。
5、有关电力通信和调度自动化系统良好。
6、有关技术管理
协议
离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载
完备。
第258条 新设备由设备主管单位（成立了启动验收委员会时启动设备主管单位已得到其“可以投运”的确认）认为可以启动操作（带电），并向分公司电调值班调度员汇报时起，即已属于调度或各运行单位管辖（许可）设备。属分公司电调管辖设备，未经申请批准或虽经批准，但在未得到电调值班调度员指令或同意前，不得进行任何操作和工作，严禁自行将新设备投入电网运行。
第259条 在新设备投入运行前，分公司电调应做好下列工作：
1、修改调度模拟屏及有关显示装置的图表。
2、修改电网一次接线图。
3、修改继电保护及安全自动装置配置图。
4、修改参数资料及健全设备资料档案。
5、修改有关调度运行规定或说明。
6、有关人员应熟悉现场设备，现场规程、图纸资料，运行方式。并进行事故预想。
7、其它与新设备投运有关的内容。
第260条 对新建、扩建的大、中型输变电工程等重大项目，在进入施工阶段时，有关主管部门应与分公司电调联系，研讨有关调度关系，运行方式，继电保护及安全自动装置，电力通信，调度自动化等项目及完成等事项，以便分公司电调充分做好投运前的准备工作。
第261条 对新建、扩建的大、中型输变电工程，新设备投运前，有关工程主管部门及时召集有关单位事先做好启动操作的准备并贯彻实施。
第262条 运行中设备退出运行，不作备用为停役，设备从系统中拆除全部或部分不能复运行者为退役。设备停役、退役以及高压电力用户改建、迁移、停用、设备增容或改变电源等，均应办理书面手续。
第263条 设备停役、退役、均应事先填好申请单报送分公司设备主管部门，属调度管辖范围的还需提前七天报分公司电力调度。非调度管辖设备，可适时通知电力调度。
第264条 在基建竣工尚未投运或已办理退役的设备上工作，施工单位应取得设备所属单位的同意。如果未投运或已办理停役手续的设备，一经操作即可带电者，除了取得设备所属单位同意外，还应向调度部门备案。
第265条 凡属地调调度管辖、调度许可设备的停役、退役申请手续，一律到各供电分局办理。
第十章 调度通讯管理
第266条 电力系统调度通讯是保证系统正常运行和迅速处理事故的重要工具，调度人员必须加强管理，精心使用，保证调度电话畅通。
第267条 调度电话为调度业务专用电话，非值班人员不得使用调度电话联系其他工作；行政自动电话为调度备用电话，值班调度因工作需要人工强制通话时总机值班人员应优先迅速接通。
第268条 分公司电力调度室及下属运行单位的中心主控室必须配备录音电话。有关调度操作和其它重要录音至少保持10天以上。
第269条 通讯系统发生故障，当班调度员应当及时向通讯部门报修，通讯部门应从速修复。
第270条 调度通讯设备维修、试验需停止通话时，应得到值班调度员同意，并通知有关单位。
第271条 系统发生事故时，发电厂、各总降与电调通讯中断，各单位应按本规程及现场事故处理规程的有关规定处理，并采取一切可能的办法（如交通工具）尽快与电调取得联系。
第十一章 电网调度自动化系统管理
第272条 电力系统调度自动化系统是电网一个不可缺少的组成部分。必须实行统一领导、分级管理。有关单位、部门要密切配合，保证电力调度自动化系统稳定、准确、可靠的运行。
第273条 电力系统调度自动化管理的任务是：保证自动化系统的正常运行、提高其运行率和准确度、及时反映电网中各种实时参数和工况、实时对电网预测、分析，并对电网安全、经济运行提供决策依据。
第274条 分公司生产计划处是分公司电网调度自动化系统运行主管部门，主要履行以下职责：
1、贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、规章。
2、负责分公司电网调度自动化系统的运行管理及对外协调工作。
3、负责主站设备更新改造、运行维护。
4、负责审核分公司电网范围内新建、扩建、改建工程中电网调度自动化部分和变电站（所）监控部分的设计、功能要求及设备选型。
5、参加分公司电网调度自动化设备、变电站(所)综合自动化监控系统投运前的检查和验收。
6、协调分公司电网调度自动化系统故障处理工作。
7、与有关单位互送信息。
第275条 分公司电网调度自动化系统，是由分公司电力调度主站、变电站（所）内的分站经由数据通信传输通道构成的整体。它主要包括：
1、安装在各主控室、变电站的远方终端设备及其配套的各类变送器、调制解调器、人机对话设备、通讯转接设备等。
2.、安装在调度端的实时采集、处理硬、软件设备及其相应的显示、打印、人机对话、接口设备、模拟屏及专用电源等。
第276条 新投运的调度自动化及电力监控系统设备必须要有齐全的硬、软件图纸资料，各项功能指标调试合格。并配有必要的维护仪器、工具、备品备件等。
第277条 分公司电网调度自动化系统的运行管理：
1、分公司电力调度自动化系统应明确专职负责人，建立完善的岗位责任制和技术档案（包括设备的技术说明、使用说明书、合格证和出厂试验报告）。
2、有下列情况之一的，经分公司电网调度自动化系统运行专工和电力调度同意，允许退出运行：
（1）设备定期检修。
（2）设备异常必须检修。
（3）因有关设备检修而使电网调度自动化设备停运。
（4）其他特殊情况。
3、紧急情况时，可先断开电源，然后报告。设备恢复运行后，及时通知电力调度及有关人员。设备退出的原因、时间及处理经过均应予以记录。
4、专职负责人员负责定期对设备进行巡视、核校、、测试，发现异常情况及时处理。
5、保证电网调度自动化的正常维修和故障的及时排除。
第278条 分公司电力系统范围变电站（所）自动化监控部分的设计应满足电力调度自动化系统的需要，并要考虑到主站相应的改造。
第279条 分公司电网范围内自动化装置力求通信规约的统一。
第280条 各运行单位的电力监控自动化系统在运行中发生事故或异常时，各单位相关部门应及时组织人员处理和抢修，同时迅速向调度部门汇报，并向有关部门汇报处理结果。
附表1-1市调管辖设备明细表
站 名
设 备 名 称
设 备 编 号
热电运行部
#1汽轮发电机组
#1
#2汽轮发电机组
#2
#3汽轮发电机组
#3
110KV尧金Ⅰ线721线
721、7211、7212、7213、7216
110KV尧金Ⅱ线724线
724、7241、7242、7243、7246
110KV尧金Ⅲ线725线
725、7251、7252、7253
备 注
#1、#2、#3机归省调管辖并委托市调管辖
市调许可设备明细表
站 名
设 备 名 称
设 备 编 号
热电运行部
110KV正Ⅰ母
#1M
110KV副母
#2M
110KV正Ⅱ母
#3M
110KV正Ⅰ母电压互感器
7001、7002
110KV正Ⅱ母电压互感器
7005、7006
110KV副母电压互感器
7003、7004
110KV正母分段开关
710、7101、7102
110KV正Ⅰ母母联开关
720、7201、7202
110KV正Ⅱ母母联开关
730、7301、7302
#1主变
701、7011、7012、7010、1011、1014、1015、1016、1017、1018、1019
#2主变
702、7021、7022、7020、1021、1024、1025、1026、1027、1028、1029
#3主变
703、7031、7032、7030、1031、1034、1035、1036、1037
#0高备变
791、7911、7912、7910
附表1-2公司电调管辖设备明细表
站 名
设 备 名 称
设 备 编 号
热电运行部
#1主变
701、7011、7012、7010、1011、1014、1015、1016、1017、1018、1019
#2主变
702、7021、7022、7020、1021、1024、1025、1026、1027、1028、1029
#3主变
703、7031、7032、7030、1031、1034、1035、1036、1037
#0高备变
791、7911、7912、7910
#1厂高变
191、1911
#2厂高变
192、1921
#3厂高变
193、1931
#3发电机励磁变压器
110KV炼油Ⅰ线
736、7361、7362、7363、7364、7366
110KV炼油Ⅱ线
725、7251、7252、7253、7254、7256
110KV炼油Ⅲ线
726、7261、7262、7263、7264、7266
110KV炼油Ⅳ线
731、7311、7312、7313、7314、7316
110KV化肥Ⅰ线
741、7411、7412、7413、7414、7416
110KV化肥Ⅱ线
742、7421、7422、7423、7424、7426
炼油
一总降
110KV总降联络线
739、7391、7392、7393
110KV炼油Ⅲ线
735、7351、7352、7353
110KV炼油Ⅳ线
736、7361、7362、7363
110KVⅠ段
＃1M
110KVⅡ段
＃2M
110KVⅠ母电压互感器
7001
110KVⅡ母电压互感器
7002
110KV母联
710、7101、7102
＃1主变
701、7011、7012、7010、
＃2主变
702、7021、7022、7020
＃3主变
703、7031、7032、7030
＃4主变
704、7041、7042、7040
＃5主变
705、7051、7052、7050
＃6主变
706、7061、7062、7060
6KVⅠ段母线
＃1M
6KVⅡ段母线
＃2M
6KVⅢ段母线
＃3M
6KVⅣ段母线
＃4M
6KVⅤ段母线
＃5M
6KVⅥ段母线
＃6M
6KVⅦ段母线
＃7M
6KVⅧ段母线
＃8M
10KVⅨ段母线
＃9M
10KVⅩ段母线
＃10M
6KVⅠ段电源开关
611
6KVⅡ段电源开关
612
6KVⅢ段电源开关
613
6KVⅣ段进线开关
614
6KVⅤ段电源开关
615
6KVⅥ段电源开关
616
6KVⅦ段电源开关
617
6KVⅧ段进线开关
618
10KVⅨ段电源开关
919
10KVⅩ段进线开关
910
6KVⅠ、Ⅱ段母联
110、1100
6KVⅢ、Ⅳ段母联
120、1200
6KVⅤ、Ⅵ段母联
130、1300
6KVⅦ、Ⅷ段母联
140、1400
10KVⅨ、Ⅹ段母联
150、1500
二总降
110KV炼油Ⅱ线
734、7341、7342、7343
110KV炼油Ⅰ线
731、7311、7312、7313
110KV总降联络线
739、7391、7392、7393
110KVⅠ母电压互感器
7001
110KVⅡ母电压互感器
7002
110KV母联
710、7101、7102
＃1主变
701、7011、7012、7010
＃2主变
702、7021、7022、7020
＃3主变
703、7031、7032、7030
＃4主变
704、7041、7042、7040
6KVⅠ段母线
＃1M
6KVⅡ段母线
＃2M
6KVⅢ段母线
＃3M
6KVⅣ段母线
＃4M
6KVⅤ段母线
＃5M
6KVⅥ段母线
＃6M
6KVⅦ段母线
＃7M
6KVⅧ段母线
＃8M
6KVⅠ段电源开关
621
6KVⅡ段电源开关
622
6KVⅢ段电源开关
623
6KVⅣ段电源开关
624
6KVⅤ段电源开关
625
6KVⅥ段电源开关
626
6KVⅦ段电源开关
627
6KVⅧ段电源开关
628
6KVⅠ、Ⅱ段母联
210、2100
6KVⅢ、Ⅳ段母联
220、2200
6KVⅤ、Ⅵ段母联
230、2300
6KVⅦ、Ⅷ段母联
240、2400
化肥
110KV化肥Ⅰ线
741、7411、7413
110KV化肥Ⅱ线
742、7421、7423
110KVⅠ母电压互感器
7015
110KVⅡ母电压互感器
7025
110KV母联
710、7101、7102
＃1主变
7011、7010
＃2主变
7021、7020
6KVⅠ段电源开关
601
6KVⅡ段电源开关
602
6KVⅠ、Ⅱ段母联
600、6001
附表1-3公司调度许可设备明细表
热电运行部
6KVⅠ段电源开关
611、601
6KVⅡ段电源开关
612、602
6KVⅢ段电源开关
623、603
6KVⅣ段电源开关
624、604
6KVⅤ段电源开关
635、605
6KVⅥ段电源开关
636、606
6KV0段
600、6031、6042
6KVⅠ段母线
＃1M
6KVⅡ段母线
＃2M
6KVⅢ段母线
＃3M
6KVⅣ段母线
＃4M
6KVⅤ段母线
＃5M
6KVⅥ段母线
＃6M
6KVⅠ段母线电压互感器
Y61
6KVⅡ段母线电压互感器
Y62
6KVⅢ段母线电压互感器
Y63
6KVⅣ段母线电压互感器
Y64
6KVⅤ段母线电压互感器
Y65
6KVⅥ段母线电压互感器
Y66
炼油
一总降
6KVⅠ段母线接地变
1109
6KVⅡ段母线接地变
1209
6KVⅢ段母线接地变
1309
6KVⅣ段母线接地变
1409
6KVⅤ段母线接地变
1509
6KVⅥ段母线接地变
1609
6KVⅦ段母线接地变
1709
6KVⅧ段母线接地变
1809
6KVⅨ段母线接地变
1909
6KVⅩ段母线接地变
1009
6KVⅠ段母线电压互感器
1107
6KVⅡ段母线电压互感器
1207
6KVⅢ段母线电压互感器
1307
6KVⅣ段母线电压互感器
1407
6KVⅤ段母线电压互感器
1507
6KVⅥ段母线电压互感器
1607
6KVⅦ段母线电压互感器
1707
6KVⅧ段母线电压互感器
1807
6KVⅨ段母线电压互感器
1907
6KVⅩ段母线电压互感器
1007
6KVⅠ段母线电容器
1105、1106
6KVⅡ段母线电容器
1205、1206
6KVⅢ段母线电容器
1305、1306
6KVⅣ段母线电容器
1405、1406
6KVⅤ段母线电容器
1505
6KVⅥ段母线电容器
1605
6KVⅦ段母线电容器
1705
6KVⅧ段母线电容器
1805
6KVⅨ段母线电容器
1905
6KVⅩ段母线电容器
1005
催化烟机
107、110
催化风机
B101A、B101B
二总降
6KVⅠ段母线接地变
2109
6KVⅡ段母线接地变
2209
6KVⅢ段母线接地变
2309
6KVⅣ段母线接地变
2409
6KVⅤ段母线接地变
2509
6KVⅥ段母线接地变
2609
6KVⅦ段母线接地变
2709
6KVⅧ段母线接地变
2809
6KVⅠ段母线电压互感器
2107
6KVⅡ段母线电压互感器
2207
6KVⅢ段母线电压互感器
2307
6KVⅣ段母线电压互感器
2407
6KVⅤ段母线电压互感器
2507
6KVⅥ段母线电压互感器
2607
6KVⅦ段母线电压互感器
2707
6KVⅧ段母线电压互感器
2807
6KVⅠ段母线电容器
2105
6KVⅡ段母线电容器
2205
6KVⅢ段母线电容器
2305
6KVⅣ段母线电容器
2405
6KVⅤ段母线电容器
2505
6KVⅥ段母线电容器
2605
6KVⅦ段母线电容器
2705
6KVⅧ段母线电容器
2805
化肥
6KVⅠ段母线电压互感器
6015
6KVⅡ段母线电压互感器
6025
6KVⅠ段母线接地变
6017
6KVⅡ段母线接地变
6027
6KVⅠ段母线电容器
611
6KVⅡ段母线电容器
621
附表二：电力系统调度术语
1. 术语和定义
下列术语和定义适用于本规定。
1.1. 设备状态定义
1.1.1. 一次主设备
电气设备
状 态
状 态 释 义
开关
运 行
开关及两侧闸刀合上（含开关侧压变等附属设备）
热备用
两侧闸刀合上，开关断开
冷备用
开关及两侧闸刀均断开（接在开关上的电压互感器高低压熔丝一律取下，一次闸刀拉开）
闸刀
拉 开
动静触头分离
合 上
动静触头接触
线路
运 行
线路开关运行（包括压变避雷器等）
热备用
线路开关热备用（压变避雷器等运行）
冷备用
线路开关及闸刀都在断开位置，线路压变避雷器运行
检 修
闸刀及开关均断开，线路接地闸刀合上或装设接地线（压变高低压熔丝取下、一次闸刀拉开）
压变
运 行
高低压熔丝装上、一次闸刀合上
冷备用
高低压熔丝取下、一次闸刀拉开
母线
运 行
冷备用、检修以外的状态均视为运行状态
冷备用
母线上所有设备的开关及闸刀都在断开位置
1.1.2. 附属设备
电气设备
状 态
状 态 释 义
避雷器
运 行
一次闸刀合上
冷备用
一次闸刀拉开
1.1.3. 继电保护及自动装置
电气设备
状 态
状 态 释 义
母差保护
跳闸
保护直流电源投入，保护出口跳闸压板接通
信号
保护直流电源投入，保护出口跳闸压板断开
分相电流差动保护
跳闸
保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通
信号
保护直流电源投入，保护功能压板断开
弱电应答
保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板断开
高频保护
跳闸
保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通
信号
保护直流电源投入，保护功能压板断开
停用
保护直流电源投入，保护功能压板断开，收发信机电源停用（通道开关断开）
重合闸
启用
装置直流电源投入，装置功能压板接通，方式开关按调度要求放置
停用
装置功能压板退出
电网振荡解列装置
启用
装置直流电源投入，出口跳闸压板接通
停用
装置直流电源投入，出口跳闸压板断开
低周低压解列装置
启用
装置直流电源投入，出口跳闸压板接通
停用
装置直流电源投入，出口跳闸压板断开
低周低压减载装置
启用
装置直流电源投入，出口跳闸压板接通
停用
装置直流电源投入，出口跳闸压板断开
距离、方向零序保护
启用
保护直流电源投入，保护功能压板接通，保护出口跳闸压板接通
停用
保护直流电源投入，保护功能压板断开
说明：1）整套保护停用，应断开出口跳闸压板；保护的部分功能退出，应断开相应的功能压板；
2）如未特别说明，高频保护均指闭锁式高频保护；
3）光纤纵联（允许式）距离零序主保护的操作参照高频保护相关内容执行，不再另行区分；
4）其它保护及自动装置状态定义按相关规定执行。
1.2. 调度操作术语
1.2.1. 操作指令术语
1.2.1.1. 开关
操作指令术语
术语释义
合上×开关
使×开关处于接通位置
合上×开关（充电）
使×开关处于接通位置,并使某设备带电,但不带负荷
合上×开关（合环）
使×开关处于接通位置,并接通某环路
合上×开关（同期并列）
使×开关处于接通位置,并使某发电机与系统（或二个系统间）经检查同期并列运行。
拉开×开关
使×开关处于切断位置
拉开×开关（解环）
使×开关处于切断位置, 并断开某环路
拉开×开关（解列）
使×开关处于切断位置, 并使某发电机（或一个系统）与系统解除并列运行
将×开关由非自动改为自动
将设备的直流（或交流）操作回路投入
将×开关由自动改为非自动
将设备的直流（或交流）操作回路解除
将×开关由冷备用改为运行
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通
将×开关由冷备用改为运行（充电）
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通并使某设备带电,但不带负荷
将×开关由冷备用改为运行（合环）
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通并接通某环路
将×开关由运行改为冷备用
使×开关间隔内必须切断的开关及闸刀都切断或处切断位置
将×开关由运行改为冷备用（解环）
使×开关间隔内必须切断的开关及闸刀都切断或处切断位置并断开某环路
将×开关由热备用改为冷备用
使×开关间隔内必须切断的闸刀都切断或处切断位置
将×开关由冷备用改为热备用
使×开关间隔内必须合上的闸刀都接通，开关在切断位置
将×开关由冷备用改为运行于×kV×母线
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通
将×开关由冷备用改为运行于×kV×母线（充电）
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通, 并使某设备带电，但不带负荷
将×开关由冷备用改为运行于×kV×母线（合环）
使×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通, 并接通某环路
将×开关由冷备用改为热备用于×kV×母线
使×开关间隔内必须合上的闸刀都接通，开关在切断位置
1.2.1.2. 闸刀
操作指令术语
术语释义
合上×闸刀
使×闸刀在接通位置
拉开×闸刀
使×闸刀在切断位置
1.2.1.3. 线路
操作指令术语
术语释义
将×线路由检修改为冷备用
使×线路上的接地闸刀（接地线）切断（拆除）
将×线路由冷备用改为检修
使×线路上的接地闸刀（接地线）接通（装设）
将×线路由检修改为运行（热备用）
使×线路上的接地闸刀（接地线）切断（拆除）,×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通,线路压变避雷器等辅助设备改运行
将×线路由检修改为运行（热备用）于×kV母线
使×线路上的接地闸刀（接地线）切断（拆除）,×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通,线路压变避雷器等辅助设备为运行状态
将×线路由运行改为检修
使×开关间隔内必须切断的开关及闸刀都切断或处切断位置, 线路压变避雷器等辅助设备改冷备用, ×线路上的接地闸刀（接地线）接通（装设）
将×线路由运行改为冷备用
使×开关间隔内必须切断的开关及闸刀都切断或处切断位置
将×线路由冷备用改为运行
×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通,线路压变避雷器等辅助设备改运行
将×线路由冷备用改为运行于×kV母线
×开关间隔内必须合上的开关及闸刀都接通,线路压变避雷器等辅助设备改运行
1.2.1.4. 母线、压变
操作指令术语
术语释义
将×开关由×kV×母线调至×母线
使×母线上×开关（包括运行、热备用开关）倒排至×母线，倒排前后开关状态不变
将×kV×母线所有设备调至×母线
使×母线上所有设备（包括运行、热备用开关）全部倒排至×母线，倒排前后开关状态不变
将×压变由冷备用改为运行
×kV×压变高压闸刀接通，高低压熔丝装上
将×压变由运行改为冷备用
×kV×母线压变高低压熔丝取下，高压闸刀切断
1.2.1.5. 母线保护、母联保护
操作指令术语
术语释义
将×母差保护由信号改接跳闸
保护直流电源投入，装置运行，保护出口所有接跳开关的跳闸回路压板接通。
将×母差保护由跳闸改接信号
保护直流电源投入，装置运行，保护出口所有接跳开关的跳闸回路压板断开。
将×母联×开关长充电保护启用
保护直流电源投入，装置运行，保护功能压板接通。
将×母联×开关长充电保护停用
保护直流电源投入，装置运行，保护功能压板断开。
将××母联××开关电流保护启用（定值为相电流×A，时间×s）
保护直流电源投入，装置运行，保护功能压板接通
将××母联××开关电流保护停用
保护直流电源投入，装置运行，保护功能压板断开
1.2.1.6. 纵联保护(包括高频保护、分相电流差动保护、光纤差动保护等)
操作指令术语
术语释义
将×开关×纵联保护由信号改接跳闸
×开关×纵联保护功能压板接通。
将×开关×纵联保护由跳闸改接信号
×开关×纵联保护功能压板断开。
将×开关×高频保护由跳闸改为停用
×开关×高频保护功能压板断开，收发信机电源停用（通道开关断开）。
将×开关×高频保护由信号改为停用
×开关×高频保护收发信机电源停用（通道开关断开）。
将×开关×高频保护启用接跳闸
×开关×高频保护功能压板接通，收发信机电源启用，保护出口跳闸压板接通。
将×开关×高频保护启用接信号
×开关×高频保护收发信机电源启用
1.2.1.7. 距离、零序保护
操作指令术语
术语释义
将×开关×距离、方向零序保护启用
×开关距离、方向零序保护功能压板按定值单要求放置。
将×开关×距离、方向零序保护停用
×开关距离、方向零序保护所有功能压板断开（若有总压板，则在断开总功能压板后，分功能压板可以不退出）。
将×开关×距离、方向零序保护由×定值改为×定值
距离、方向零序保护定值按要求进行更改。
1.2.1.8. 自动装置
操作指令术语
术语释义
将×开关重合闸启用（×）
启用开关重合闸，并使用×方式
将×开关重合闸停用
停用开关重合闸
将×开关×装置启用接信号（跳闸）
将×装置由停用改为信号（跳闸）状态
将×开关×装置停用
将×装置停用
将×开关×装置由跳闸改接信号
将×装置由跳闸改为信号状态
将×开关×装置由信号改接跳闸
将×装置由信号改为跳闸状态
1.2.1.9. 其它保护
操作指令术语
术语释义
将×开关×保护电压元件解除
×保护电压元件解除后，保护不带电压闭锁。
将×开关×保护电压元件启用
×保护电压元件起用，保护恢复带电压闭锁。
将×开关×保护方向元件解除
×保护方向元件解除后保护不带方向
将×开关×保护方向元件启用
×保护方向元件起用，保护恢复带方向。
将×开关×保护由跳×开关改跳×、×开关
×保护由投跳×开关，改为投跳×、×开关。
将×开关×保护启用
开关的×保护跳闸压板接通。
将×开关×保护停用
开关的×保护跳闸压板断开。
将×保护由×定值改为×定值
×保护定值按要求进行更改。
1.2.2. 操作许可术语
浙公网安备 33021202002483