重庆电力系统地区调度管理规程
第一章 总 则
1.1为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，适应重庆市经济建设和满足人民生活的需要，根据国家颁布的有关法律法规和国家电力公司颁发的规程规定，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。
1.2重庆电网实行统一调度、分级管理。所有并网运行的发、供电单位和用户对维护电网的安全、优质、经济运行负有责任。
1.3重庆电力系统地区调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调管辖电网的运行，保证实现下列要求:
1.3.1在上级调度统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理;
1.3.2充分发挥管辖电网内发供电设备的能力，尽量满足电网负荷的需要;
1.3.3负责管辖电网的安全经济运行;
1.3.4使管辖电网内电能质量符合规定
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。
1.4各发电厂、用户供电设备或地方电网在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与相关电网管理部门签订并网或调度协议。
1.5重庆市电力公司下属各供电局地区调度所(以下简称地调)既是供电局的生产部门，又是供电局在电网运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化方面的职能管理部门，并代表供电局在电网运行中行使调度指挥权，对地区所辖电力系统内的变电站和线路值班室、地方并网电厂和电网及电力用户实行调度业务领导和调度，同时接受市调的调度业务领导和调度。
1.6本规程是重庆电力系统地区调度管理规程，系统内下级各调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程的原则。
1.7本规程适用于重庆市电力公司各地调及其调度管辖的发电、送电、变电、配电、用电单位。
1.8本规程中所称的供电局含电业局,线路值班室含配网值班室等相应机构。
1.9本规程的解释权属重庆市电力公司。
第二章 调度管理的组织形式
2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。调度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。
2.2重庆电网设置三级调度机构，即:
重庆电力系统调度机构(简称市调)
地区级电网调度机构(简称地调)
县级电网调度机构(简称县调)
各级电网调度机构在电网调度业务中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。
2.3地调在调度业务上服从市调的统一调度。
2.4供电局的线路值班室，在线路运行操作和调度业务上接受供电局地调的领导和指挥。
第三章 调度管辖范围的划分
3.1根据国家电力公司有关规定，500kV网间联络线、相关母线及二次设备由国调调度管辖;重庆电网内其余500kV一、二次设备由市调调度管辖。
3.2重庆电网内220kV输变电设备、110kV局间联络线、系统内的大型骨干发电厂和调节性能好的发电厂以及相关二次设备由市调直接调度管辖;装机容量在10Mw及以上或单机容量6Mw及以上的并网电厂由市调调度管理。
3.3地调调度管辖设备范围是:
3.3.1 110kV及以下的线路和变电设备(110kV的线路和变电设备的管辖划分由上级调度机构根据电网结构、通讯状况等具体条件确定);
3.3.2并入35kV及以下电网的单机容量在6Mw以下且总装机容量在10Mw以下的地方电厂;
3.3.3上级调度机构划归地调管辖的设备;
3.3.4继电保护及安全自动装置(低频减负荷装置除外)的调度管辖范围与一次设备相同。
3.4地调和线路值班室调度管辖设备范围按如下原则划分:
3.4.1以下设备由地调管辖:
3.4.1.1 35kV及以上用户及设备;
3.4.1.2 10kV专线用户;
3.4.1.3 10kV公用线上的重要用户;
3.4.1.4 l0kV及以上的双电源用户;
3.4.1.5 10kV线路上具有环路作用的刀闸、开关;
3.4.1.6 其它指定的设备及用户。
3.4.2 10kV其它设备、380V(220V)的设备及用户的调度管辖范围划分由供电局确定。
V公用线用户，根据发电机的容量、发电机是否并网运行等情况，3.4.3具有自备发电机的10k
由地调决定管辖权限划分。
3.4.4 10kV公用线上的小水火电站，根据装机容量的大小，由地调决定管辖权限划分。
3.4.5管辖范围的具体分界点以地调批准的明细表为准。
3.5地调和县调调度管辖设备范围划分由供电局确定，报市调备案。
第四章 调度的职责和权限
4.1地调的职责
4.1.1根据统一调度、分级管理的原则，负责本地区电网的安全、优质、经济运行，负责调度管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理;
4.1.2负责编制和执行本地区电网的典型和特殊运行方式;
4.1.3负责编制并上报本地区电网内设备的检修停电计划;
4.1.4参与编制所辖电网的《电网事故限电序位表》、《超计划用电限电序位表》和《低频减负荷
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》;
4.1.5负责本地区电网继电保护、通信和自动化等专业技术的调度管理工作;
4.1.6负责批准调度管辖范围内新建、改(扩)建工程投运，制定启动方案，对调度管辖设备进行统一调度命名编号;
4.1.7负责编制本地区电网电力、电量计划及电量统计;
4.1.8参加本地区电网发展规划、设计和有关工程项目的审查;
4.1.9合理使用无功补偿设备，负责管辖范围内主变压器分接开关挡位整定，配合主网调整电压。
4.1.10参加本地区电网内的事故分析会，参加研究制订提高电网安全稳定性的措施。
4.1.11参加讨论和制定各种供电技术经济指标(如线损率、负荷率等)以及改进电网经济运行的措施。
4.1.12参加计划电力分配，监视用电计划执行情况，做好电力、电量的统计、考核工作。
4.1.13对管辖的地方并网电厂和电网、电力用户进行调度管理，负责调度管辖设备的继电保护及安全自动装置的配置和整定计算，并监督执行情况。
4.1.14参加修编地区电网有关规程和制度。
4.1.15行使上级调度和供电局批准或授予的其它职权。
4.2线路值班室的职责
4.2.1负责线路工作申请和管理。
4.2.2担任线路工作的工作许可人。
4.2.3负责管辖设备的操作和管理。
4.2.4根据地调指令，对地调管辖设备进行操作。
4.2.5根据停电计划，按规定时间通知管辖用户。
4.2.6参加线路检修查勘工作以及新建、改(扩)建线路投运前的验收工作。
4.2.7电网接线发生变化时，根据生技部门提供的图纸及时修改网络图并送交地调、生技等部门。
4.3县调的职责
4.3.1负责所辖设备的运行操作管理和指挥事故处理，参加事故分析，报送事故简报，制定提高电网安全运行的措施;
4.3.2会同生技科编制月停电计划，按规定审批所辖设备的临时检修和事故抢修，按规定时间通知停电用户;
4.3.3负责监督和控制所辖电网计划用电执行情况;
4.3.4通过调度自动化系统负责辖区内无人值班变电站的运行监视及遥控、遥调操作;
4.3.5执行上级调度下发的调度方案、反事故措施等;
4.3.6负责按继电保护方案指挥所辖设备继电保护、安全自动装置的正确投入、退出和定值变更;
4.3.7行使上级调度和供电局批准或授予的其它职权。
第五章 调度
管理制度
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5.1值班调度员在其值班时间内，为管辖电网运行操作和事故处理的指挥人。电网内所有下列运行值班人员在其值班时间内，均应受值班调度员的领导:
5.1.1变电站(包括开闭所和操作队)正值班员;
5.1.2线路值班室正值班员;
5.1.3发电厂值长、电气班长;
5.1.4电力用户有权接受调度指令的运行值班人员;
5.1.5其他有权接受调度指令的运行值班人员。
5.2属于地调管辖的设备，未经调度值班调度员许可，各厂、站、线路值班室人员、电力用户运行值班人员不得改变其运行状况，现场规程有规定者除外。
5.3值班调度员对其所管辖范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。值班调度员发布的指令，各厂、站、线路值班室及电力用户的运行值班人员必须立即无条件地执行;如值班人员认为所接受的指令不正确时,应对值班调度员提出意见，如值班调度员重复他的指令时，运行值班人员必须迅速执行;如执行该指令将危及人身和设备安全时，则运行值班人员有权拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正指令的建议立即报告值班调度员和本单位直接领导。如有厂、站、线路值班室或电力用户的运行值班人员不执行或延迟执行值班调度员指令，则不执行或延迟执行指令的运行值班人员和允许不执行或延迟执行该指令的领导人均应负责。
5.4供电局的领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过地调负责人传达给值班调度员。非地调负责人不得直接要求值班调度员发布或变更任何调度指令。
供电局的领导、地调负责人以及发电厂、变电站的负责人，对上级调度机构值班调度员发布的调度指令有不同意见时，只能向上级电网管理部门或者上级调度机构提出，不得要求所属调度系统运行值班人员拒绝或拖延执行调度指令;在上级电网管理部门或者上级调度机构对其所提意见未作出答复前，受令运行值班人员仍须按照上级调度机构值班调度员发布的该调度指令执行;上级电网管理部门或者上级调度机构采纳或者部分采纳所提意见，由该调度机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改或撤消调度指令并由其发布。
5.5当出现威胁电网安全，若不采取紧急措施将造成严重后果的情况时，值班调度员可以直接(或者通过下级调度机构的值班调度员)越级向电网内下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班人员发布调度指令。
5.6当发生拒绝执行或延迟执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，调度所应立即报告供电局领导。
度值班员应由专业素质较高、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任，须经培训、考5.7调
核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。
5.8有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报上级调度机构。
第六章 电网运行方式的编制与管理
6.1地调应每年编制管辖范围内电网的典型运行方式，经供电局主管领导审批后执行，并报市调备案。
6.2编制电网正常运行方式的原则;
6.2.1保证整个电网的安全运行;
6.2.2保证重要用户供电的可靠性、灵活性;
6.2.3尽量使电网电能质量符合规定标准;
6.2.4在保证电网运行安全可靠的前提下，力求达到电网运行的最大经济性。
6.3年度典型运行方式应包括以下内容:
6.3.1上年度电网运行情况及本年度电网运行方式概述;
6.3.2新设备投产计划;
6.3.3电网年度典型运行方式;
6.3.4电网特殊运行方式;
6.3.5潮流计算与分析;
6.3.6低频减负荷方案;
6.3.7存在的问题及建议。
6.4新建、改(扩)建工程投运及检修引起电网运行方式有重大改变时，应编制”特殊运行方式”卡。
6.5日调度计划由运行方式专责编制，并经继保专责及通信、自动化专责(必要时)会审，由调度所长批准后交调度室执行。
第七章 负荷、频率及无功电压管理
7.1负荷管理
7.1.1值班调度员应掌握电网的负荷情况及主变、线路的最大允许负荷值。
7.1.2根据电力用户负荷分配情况及电网实际运行情况，必要时值班调度员应要求各电力用户按供电计划用电。
7.1.3在电网事故或电力不足时，值班调度员按地方政府批准的《电网事故限电序位表》及《超计划用电限电序位表》对超计划用电的电力用户实施限电。
7.2频率管理
7.2.1值班调度员应协助市调调整电网频率符合国家规定的标准。
7.2.2所有变电站(包括用户站)必须按规定装设低频减负荷装置;新建、改(扩)建变电站的低频减负荷装置与一次设备同时投运。
7.2.3地调负责低频减负荷方案装置的整定并下达执行。
7.2.4正常时各轮低频减负荷装置应全部启用，如需停用须经市调同意;低频减负荷装置动作切除的线路，地调值班调度员应将其跳闸时间、负荷、频率及轮次情况作好
记录
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及时汇报市调，并依据市调指令进行处理。
7.3无功电压管理
7.3.1电压是电能主要质量指标之一，各变电站母线电压变动的幅度应符合国家标准;地调运行方式专责应定期分析所辖网络内的电压情况，制定电压曲线及调压措施，并对无功补偿、调压设备的配置和网络改造提出建议。
7.3.2值班调度员应根据调度自动化系统的信息及时掌握系统电压情况，并采取下列措施保证电压的正常运行:
7.3.2.1投切电容器、电抗器;
7.3.2.2开、停调相机或改变调相机的运行方式;
7.3.2.3调整主变分接开关档位;
7.3.2.4改变系统运行方式;
7.3.2.5汇报市调。
第八章 设备检修管理
8.1凡属地调调度管辖的各厂、站内的设备(包括一次和二次设备)及输配电线路转停用，脱离备用，进行检修、试验、检查等工作，统称检修。
设备本身无检修工作，但由于其它检修工作需要该设备停用、脱离备用、改变运行方式时要纳入检修管理。
8.2检修分为以下三类:
8.2.1计划检修:已列入月度检修计划的检修工作;
8.2.2临时检修:未列入月度检修计划的检修工作;
8.2.3事故检修:对已构成事故或障碍的设备进行的检修工作。8.3月度检修计划的编制
8.3.1供电局变电所、线路所、修试所等有关车间检修专责负责编制本车间月度检修计划，经车间领导审核签字后于上月15日前报送地调。
8.3.2供电局于每月定期召开下月度检修计划平衡会。平衡会由调度所主持，局领导、生技科、变电所、线路所等有关单位参加。
8.3.3供电局月度检修计划由调度所负责编制，经调度所长审核，生技科长会审，总工程师批准后于月底前发各单位。
8.3.4属国调、市调调度管辖的设备，其月度检修计划按国调和市调的要求办理。
8.4变电设备检修工作程序
应于计划工作前一日12时前向地调方式专责提出检修工作申请，8.4.1各检修单位(包括用户)
办理检修工作申请票，方式专责应在15时前回复(遇节假日在节前一日提出申请)。
8.4.2因故取消已批准的检修工作时，工作申请人应在计划停电前尽早报告值班调度员，若值班调度员要求申请人向方式专责报告时，则应向方式专责报告。
8.4.3值班调度员根据日调度计划中的检修工作申请票填写调度指令票，向变电站下达调度指令,并交待布置工作。
8.4.4变电站运行值班人员在结束工作票后，向值班调度员汇报。
8.4.5值班调度员根据电网情况决定该设备是否立即投入运行(备用)。
8.5线路检修工作程序
8.5.1线路工作应由经电力部门批准的线路施工作业班提出申请。
8.5.2施工作业班应于计划工作前一日10时前向线路值班室递交线路工作票申请工作，线路值班室应在15时前回复施工作业班。线路值班室应审查工作票上所列安全措施是否正确完备，如有遗漏和错误应要求重新填写。
8.5.3线路值班室应于计划工作前一日12时前向方式专责提出线路工作申请，办理检修工作申请票;方式专责应在15时前回复(遇节假日在节前一日提出申请)。
8.5.4线路值班室在向地调办理检修申请时应明确提出:8.5.4.1检修设备的编号、名称、主
要工作内容、停送电时间;
8.5.4.2同杆(塔)线路、交叉跨越线路、以及其它必须同时停电的线路名称、杆号;
8.5.4.3应断开的开关、刀闸、保险以及要求值班调度员采取的安全措施;
8.5.4.4检修后的设备规范、接线有无变化，如有变化应在办理申请的同时办理设备异动报告。
8.5.5方式专责接到线路值班室的申请后，安排好运行方式和安全措施后方可同意工作申请(如涉及上级调度管辖权限，应先向市调申请同意)，并将该项工作填入检修申请票。
8.5.6值班调度员根据日调度计划中的检修申请票填写调度指令票，按调度权限向变电站下达调度指令，向线路值班室下达线路操作的调度指令。
8.5.7值班调度员在已停电并完成检修申请票要求的安全措施后(属于上级调度管辖设备还应得到市调通知)，向线路值班室下达线路已停电允许工作的指令。
8.5.8线路值班室运行值班人员在接到值班调度员允许工作指令，确认工作票所列安全措施已全部完成后，方可向作业班履行“线路已停电、验电接地后可以工作”的许可手续。
8.5.9用户自维线路原则上按调度管辖权限由用户直接向该级调度部门申请工作，因检修工作需要其它设备停电和作安全措施时，由该用户直接向线路值班室申请停电，线路值班室仅对用户申请的设备已停电和安全措施已完成负责。
8.5.10用户委托电力部门代维线路时，全部工作内容由作业班向线路值班室提出申请。
8.5.11检修工作结束，作业班拆除安全措施和全体人员撤离现场后，工作负责人或事先确定的联系人应立即向线路值班室汇报”工作已全部结束，安全措施已拆除，人员已撤离现场，线路可以送电”。
8.5.12根据调度权限，逐级汇报和逐级恢复正常运行方式。
8.6临时检修管理
8.6.1临时检修由车间填写临时检修申请票向方式专责申请，(有关经生技科审核，总工程师或生产副局长批准的程序按供电局规定执行)交地调执行。
8.6.2值班调度员有权批准下列情况的临时检修工作:
8.6.2.1在计划停电范围和工期内可以配合进行的另一检修工作，但应作好记录并按值移交，并在相应检修申请票中注明;
8.6.2.2当值内可以完工，对外基本无影响，且不引起运行方式较大改变的检修工作;
8.6.2.3事故检修工作。
8.7检修时间的计算
8.7.1变电站从值班调度员指令设备停用或备用时起，至值班调度员接到该设备转运行或备用的汇报时止。
8.7.2线路从值班调度员向线路值班室运行值班人员交待许可工作时起，至线路值班室运行值班人员向值班调度员汇报工作结束，可以送电时止。
8.8已开工检修的设备，如不能按批准的时间完工的，应办理工作延期申请，得到批准后方为有效。
8.8.1变电站工作延期申请由工作负责人提出，当值正班向值班调度员申请。
8.8.2线路工作延期申请由工作负责人向线路值班室运行值班人员申请，再由线路值班室运行值班人员向值班调度员申请。
8.8.3检修延期申请一般应在原批准的计划检修工期未过半以前办理。
8.8.4检修延期不影响对外供电者，由值班调度员批准，否则应由调度所所长批准。大面积停电，不能按期复电的应由总工程师或生产副局长批准。
8.9严禁未经申请及批准手续私自在已停电或备用的设备上进行工作。
第九章 并网电厂(电网)及电力用户的调度管理
9.1所有并网运行的发电厂、用户供电设备和地方电网必须服从调度机构的统一调度;
9.2需要并网运行的发、供电设备和地方电网与所并入的主网双方之间，必须在并网前按国家有关法律法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网协议，并严格执行。
9.3并网电厂、电网应经并网协议规定的并网点并列，不得擅自进行与其它电网间并网方式倒换的操作。
9.4下列用户(包括电厂和地方电网)纳入地调的统一调度管理:
9.4.1 6—110kV专线用户;
9.4.2 l0KV及以上的双电源用户;
9.4.3并入110kV及以下电网的地方电网或单机容量在6Mw以下，且总装机容量在10Mw以下的地方电厂;
9.4.4并入110kV及以下地方电网单机容量在1Mw以上，或总装机容量在5Mw以上的地方电厂;
9.4.5 10kV公用线上的重要用户;
9.4.6由上级调度决定划归地调管辖的用户。
9.5凡纳入统一调度管理的电力用户(包括地方电厂、电网)应与地调签订电力调度协议。调度协议包括以下内容:
9.5.1总则(调度管理的总原则);
9.5.2调度管辖设备的划分范围;
9.5.3运行方式安排及电力、电量计划管理，
9.5.4设备检修申请、审批程序和操作联系规定;
9.5.5继电保护及安全自动化装置的管理;
9.5.6调度通信和调度自动化装置的配置以及双方承担的运行维护责任。
9.6调度管辖设备划分的一般原则
9.6.1调度管辖设备:
9.6.1.1高压专线用户的线路进线刀闸;
9.6.1.2安装机械联锁的高压双电源用户的进线开关、刀闸及双投隔离刀闸;
开关及相应的刀闸; 9.6.1.3高压双电源用户的进线、母联(分段)
9.6.1.4并网电厂、电网内的并网点开关刀闸;
9.6.1.5并网电厂、电网的机炉。
9.6.2二次设备与一次设备管辖范围相一致。
9.6.3调度管辖划分的具体事宜按调度协议和新设备投运申请书的批复执行
9.7纳人统一调度管理的用户应具备的基本条件:
9.7.1应有调度专用信息传输通道;
9.7.2 24小时有人值班;
9.7.3按供电局要求装设调度自动化设备;
9.7.4值班人员应经上岗培训，并考试合格。
9.8双电源用户的管理
9.8.1一般原则
9.8.1.1电力用户未经供电局同意不得私自装设双路电源(包括自备发电机电源)。
9.8.1.2凡属应配备备用、保安电源的用户应提出申请，供电局按其负荷性质、容量及供电的可能性进行审批。
9.8.1.3一级负荷应由双电源供电，二级负荷可由多路电源供电。对供电有特殊要求的一级负荷用户还应设置自备电源(自备发电机)。
9.8.2防止向电网反送电的措施
9.8.2.1为可靠地防止用户向电网反送电造成人身伤亡和设备事故，除个别对供电有特殊要求的用户外，所有双电源用户(包括有自备发电机组的用户)必须在两个电源之间装设机械联锁装置(双投隔离刀闸)。
9.8.2.2经供电局认可对供电可靠性有特殊要求的用户可在两电源之间装设电气联锁装置，但必须保证联锁装置完整可靠，每年应进行一次检验。
9.8.2.3当电源线路检修时，用户运行值班人员应按调度指令拉开停电线路的进线刀闸，在其操作把手上悬挂”禁止合闸，线路上有人工作”的标示牌。
9.8.2.4对于个别对供电有特殊要求的双电源用户，经供电局调度所批准，允许合环换电。用户值班员必须按照值班调度员下达的操作指令顺序进行倒闸操作。电源线路停电检修应按调度指令完成停电安全措施。
9.9并网电厂、电网的调度管理
9.9.1凡要求并入重庆电网的地方电厂电网，必须按规定向重庆市电力公司提出申请，提供完整的技术资料和图纸。
9.9.2并网运行的技术条件
9.9.2.1并网电厂应具备并网运行和接受统一调度的条件和装备，即继电保护装置、安全自动装置、计量仪表、调度自动化装置和通讯设备等。
9.9.2.2为了避免非同期合闸对小机组造成冲击损害，并车线路两侧开关应装设满足电网安全要求的自动装置;
9.9.3电网管理部门对资产属于用户但可能涉及三方或多方利益的设备实行归口管理。
9.9.4电网管理部门对继电保护、通信、自动化等专业实行归口管理和有偿服务;有谐波冲击源的并网用户应装设谐波监测装置并对其运行情况进行考核。
9.10设备检修管理
凡属调度管辖设备的检修安排，应纳入地调统一平衡和统一管理，设备检修单位必须遵守下列规定:
9.10.1按供电局规定时间报送月度检修计划。
9.10.2用户自维线路原则上按调度管辖权限由用户直接向该级调度部门申请工作，因检修工作需要其它设备停电和作安全措施时，由该用户直接向线路值班室申请停电，线路值班室仅对用户申请的设备已停电和安全措施已完成负责。
9.10.3经地调审批同意的检修工作，在检修当天开工前还应向值班调度员办理工作许可手续，在得到值班调度员的工作许可指令，完成现场的安全措施后，方可开始工作。
9.10.4检修工作完毕应向值班调度员办理竣工手续。
9.10.5严禁不经申请和许可，擅自在调度管辖设备上进行任何工作。
9.11负荷管理
9.11.1所有电力用户均应执行用电计划，执行规定的周休日及避峰规定，不得擅自变动。调度部门执行“谁超限谁”的原则，对超指标用电的单位可实行限电、停电。
9.11.2并网电厂电网应按规定的上(下)网有功曲线和电压(或无功)曲线控制并网点的有、无功负荷潮流。对不执行者调度部门可解网运行。
9.11.3并网电厂、电网应按时向值班调度员和统计人员按规定报负荷。
9.12事故处理
9.12.1电网发生事故或设备存在严重缺陷，影响电网安全运行，需对用户限负荷时，值班调
度员应按上级批准的《事故限电序位表》和《超计划用电限电序位表》通知有关用户限负荷;如用户不按时执行调度限负荷指令，为保证电网安全，值班调度员有权对该用户停电，由此所造成的一切后果由不执行调度指令的用户运行值班人员负责;对非法干预调度指令的领导人按《电网调度管理条例》追究其负责;如遇紧急情况或通信中断，值班调度员有权命令立即拉闸限负荷。
9.12.2用户内部其它设备发生故障时，一般由用户自行处理。但属高压设备的故障，应在事故处理后及时向值班调度员汇报。
9.12.3进线电源突然失电，随时可能来电，用户值班员应视为有电对待。此时应按下列原则处理:
9.12.3.1立即检查本单位一次设备和继电保护装置。如内部设备完好无异状，应将进线开关断开，向值班调度员汇报，听候处理。
9.12.3.2如检查设备有故障，应立即将故障设备隔离，并尽快向值班调度员汇报。
9.12.3.3如检查系进线设备故障，则应立即向值班调度员汇报，并申请停电处理。待做好停电安全措施，经值班调度员许可后，方可进行事故抢修工作。
9.12.3.4双电源用户在主供电源不能恢复供电时，经值班调度员许可，在断开主供电源开关、刀闸后，可由备用电源供电。调度协议中另有规定者除外。
9.12.3.5因电网发生事故造成小水、火电站与电网解列时，应待电网恢复正常后，再进行并网操作。
9.12.3.6小水、火电站值班员发现电网频率、电压已下降到解列装置整定动作值以下，而解列装置未动作，应立即手动解列，待电网恢复正常后，方可再进行同期并网操作。
9.12.3.7在电网发生单相接地时用户值班员应立即巡视检查本单位电气设备有无异常并及时向值班调度员汇报。
第十章 新设备投运及设备退出运行管理
10.1有下列情况之一者即为新设备投入运行:
10.1.1新建、改(扩)建属地调管辖的变电站、电厂、母线、发电机、变压器、消弧线圈、电容器、电抗器、开关(开关柜)、刀闸、互感器、避雷器、电力电缆、线路以及相应的二次设备等需投入电网者;
10.1.2未随一次设备投运而单独安装的继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化设备需投入电网者;
10.1.3主变压器搬移至另一个站需投入电网者。
10.2地调调度管辖内的新建、改(扩)建发电、输变电工程均应于投产前一个月由建设项目管理部门向地调提供用于继电保护整定计算及设备调度命名编号的一次和二次接线图、设备总平面布置图、线路走向图、地理接线图、设备参数和有关资料，改、扩建工程还应报送现场运行设备的一次接线图(含调度命名编号)。
10.3新设备投运必须办理新设备投运申请书，线路和变电设备应分别填写新设备投运申请书(见附见2)。
10.4同一变电站同时投运的设备只填写一份申请书，但必须写明此次投运设备的清单及设备参数。
10.5应向地调办理新设备投运申请书的6,10kV公用线上的配变容量、支线长度的界限由各供电局自行确定。
10.6电网内新设备投运申请书由设备运行管理单位填写，向地调申请。用户新设备投运请书由用户填写，通过相应用电部门向地调申请。
10.7申请书的审批权与调度管辖范围相一致,110kV新设备投运申请书办理完毕后应报市调备案。
10.8由地调审批的申请书一式三份(用户申请四份)，提前十天办理。
10.9申请书至少在预定投运日期前五日批复。
10.10新设备投运前，必须保证与地调至少有一个主要调度电话通道和一个可靠的备用电话通道，否则不予通电。
10.11经批准加入运行的新设备在通电前还应由启动委员会(启动小组或供电局生技科)向地调值班调度员提出该设备是否可以加入运行的决定性意见，并得到值班调度员的指令后方可启动投运。
10.12新设备自加入电网运行时起即应遵守调度部门的一切规程制度。
10.13变电站扩建回路的母线刀闸需在该回路申请投入前接入母线时，可先办理该母线刀闸的新设备投运申请书，经供电局总工程师批准即可接入。刀闸接入时，应按变电工作程序提出停电工作申请，并特别说明工作内容。接入后应列为带电的“不准操作设备”，刀闸钥匙全部由变电站保管。
10.14 由于设备资料不全、设备试验不合格、设备投运后对电网安全带来威胁、继电保护及安全自动装置配置不全、信息传输通道不完善、缺少调度自动化信息等，调度机构有权拒绝该设备投运并向电网管理部门报告。
10.15 凡对地调调度管辖电网设备进行更换、搬迁，其参数发生变化，但电气一次接线不改变者，在工作前十天，由设备运行单位向地调提出《重庆地区电力系统设备异动执行报告》，申请书一
式四份。
地调接到申请后，应在五天内批复，并进行工作安排。
10.16 设备退出运行(即设备停运)，应拆除设备与电网的连线(包括一、二次连线)，并报告所辖值班调度员。停运设备不再纳入调度管理。
停运设备需重新接入电网运行时，应纳入新设备投入运行的管理。
消弧线圈的调度管理 第十一章
11.1消弧线圈的运行原则
11.1.1当35KV网络接地电容电流超过10A或6,10kV网络接地电容电流超过30A时，应采用消弧线圈补偿。
11.1.2消弧线圈容量可按Q,1.35IcU(kVA)配置，其中Ic为网络对地电容电流(A)，U为网络额定相电压(kV)
11.1.3消弧线圈一般采用过补偿运行(I,Ic)。欠补偿运行(I,Ic)易发生串联谐振过电压。LL
如条件不允许，必须采用欠补偿运行时，应慎重并考虑用增大脱谐度的办法来防止过电压。
11.2.35kV消弧线圈的整定原则
11.2.1消弧线圈运行分接头的额定电流与补偿网络电容电流之差不宜超过5A，特殊情况下最大不超过10A。
11.2.2网络正常情况下，35KV中性点位移电压不应超过15,的相电压，操作过程中(1小时内)不超过相电压的30,，若超过以上规定，值班调度员应下令调整消弧线圈分接头。
11.2.3脱谐度?不大于5,10,(?,(I-Ic),Ic*100,)。 L
11.2.4.35kV线路的单相接地电容电流在无实测数据的情况下，可暂按0.11—0.13安培,公里整定。
11.3. 10kV消弧线圈的整定原则
11.3.1消弧线圈运行分接头的额定电流与补偿网络电容电流之差不宜超过7A，在特殊情况下可以停用。
11.3.2网络正常情况下，10KV中性点位移电压不应超过15,的相电压，操作过程中(1小时内)不超过相电压的30,，若超过以上规定，值班调度员应下令调整消弧线圈分接头。
11.3.3脱谐度?不大于5,10,(?,(I-Ic),Ic*100,)。 L
11.3.4.10kV线路的单相接地电容电流应以实测数据为准。
11.4消弧线圈的操作
11.4.1消弧线圈的投入、停用及分接头调整均应按值班调度员的指令执行。
11.4.2消弧线圈应在网络无接地故障或中性点位移电压不超过正常相电压的50,，消弧线圈电流不超过10A时才能操作。
11.4.3改变消弧线圈分接头的操作，必须先停用消弧线圈;改变分接头后应检查分接头接触良好，方可重新投入。
11.4.4在采取过补偿方式运行的网络中，若因停用线路需减小消弧线圈整定电流值，应先停线路，再调整消弧线圈的分接头;若因投入线路需增大消弧线圈整定值，则应先调整消弧线圈分接头，再投入线路。
11.4.5在以欠补偿方式运行的网络中调整消弧线圈分接头的操作顺序和过补偿方式相反。
11.4.6消弧线圈不得同时联接在几台并联运行的变压器中性点上。将消弧线圈从一台变压器中性点切换到另一台变压器中性点时，应先将消弧线圈从运行变压器中性点脱离后，再投入到另一台变压器中性点上运行。
11.4.7严禁在电网发生单相接地时拉、合消弧线圈刀闸。
11.5消弧线圈在网络单相接地时其允许运行时间，按制造厂规定执行，若无厂家规定，可按允许温升不超过55?，时间不超过2小时监视运行。当补偿网络发生单相接地且消弧线圈的温升已超过规定值，而接地线路仍未找出时，或接地线路虽已找出但该线路不能停电时.则应先将系统的接地故障相人工接地，再将接有消弧线圈的变压器暂时停用，拉开消弧线圈刀闸，然后再投入该变压器。
11.6每三年应对电网电容电流进行一次实测，当电网结构变化较大时，应及时实测电容电流数值。电容电流实测，由供电局生技科组织实施。
第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理
12.1供电局调度部门设继保专责，负责管辖范围内设备的继电保护及安全自动装置的配置、整定计算、运行和技术管理工作。
12.2值班调度员在继电保护运行方面的职责
12.2.1根据日调度计划和继电保护定值
通知单
借项通知单和贷项通知单酒店维修通知单船舶进出港作业通知单新员工报到通知单木工爆模罚款通知单
，批准继电保护和安全自动装置的投入、停用、改变定值、改变选跳开关等项工作。
12.2.2根据保护装置的最大允许负荷，对可能过负荷的回路，命令变电站或从调度自动化装
置中监视负荷潮流，当负荷潮流超过允许值时，调度二副或运行值班员应即向值班调度员报告，值班调度员应立即转移负荷或进行限负荷.防止过负荷跳闸，并报告方式专责和继保专责。
12.2.3在系统发生事故以及不正常情况时，值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况，分析处理事故并通知有关人员。
12.2.4每隔一年与厂站值班员核对管辖范围的保护定值，发现问题及时通知继保专责。
12.3特殊情况(或夜间)急需调整定值而又无事先准备好的运行方案时，在不致造成保护装置误动的情况下，值班调度员有权调整定值，但事后应尽快通知继保专责。
12.4下列情况允许短时(一般情况下在20分钟以内)退出保护装置:
12.4.1保护装置作带负荷检查;
12.4.2在二次回路上进行工作而影响保护和安全自动装置安全运行时;
12.4.3运行中的保护装置需更改定值时;
12.4.4保护装置附近作业震动较大影响保护装置安全运行时;
12.4.5保护装置本身发现缺陷需及时处理或定值已不能满足运行要求需及时调整时。
12.5由于二次设备本身的原因需要停用设备全部保护时，只能按照以下原则进行处理:
12.5.1启用旁路;
12.5.2改变运行方式转移负荷后停用该一次设备;
12.5.3直接停用该一次设备;
12.5.4负荷转移有困难，停用该设备影响较大时，应立即向供电局主管领导汇报并按其指示处理。
12.6带电的一次设备必须有可靠的继电保护装置。一般不允许在无保护状态下运行，特殊情况应经供电局总工程师批准。停用主变压器差动、瓦斯保护必须经供电局总工程师批准。
12.7停用电压互感器前，应将可能误动的保护和安全自动装置停用。涉及到市调管辖设备保护时，应向市调值班调度员汇报，得到许可后方可停用该保护。
12.8失去交流电压可能误动或拒动的保护和安全自动装置为:
12.8.1低压(复合电压)闭锁过流;
12.8.2带方向的电流电压保护;
12.8.3低压保护;
12.8.4距离保护;
12.8.5母线差动保护;
12.8.6开关失灵保护;
12.8.7线路方向横差保护;
12.8.8备用电源自动投入装置;
12.8.9同期、无压重合闸;
12.8.10低频减负荷装置;
12.8.11低频低压解列装置。
12.9保护装置定值调整的一般原则
12.9.1直馈线保护定值调整顺序:
运行方式 调 整 开 始 于
先后
定值改变 时限较大的保护时限较小的保护
次序 改变前 改变后
(电源侧) (电源侧)
由大改小 调整 ? 电流定值
由小改大 调整 ?
由大改小 调整 ? 电流定值(低
压) 由小改大 调整 ?
由大改小 调整 ? 时间定值
由小改大 调整 ?
由大改小 调整 ? 阻抗定值
由小改大 调整 ?
当保护装置电流(电压或阻抗)定值与时间定值需要同时调整时，按电流(电压或阻抗)定值调整顺序进行。
12.9.2对保护定值调整顺序有特殊要求时，应按继保专责的要求进行。
12.10进行一次设备停电、送电、改变运行方式以及保护的启、停等操作时,值班调度员和厂站值班人员必须执行下列规定:
12.10.1一般情况下，保护装置的投入应在一次设备操作之前，而退出保护则应在一次设备停电操作完毕以后。有现场规程规定者除外。
12.10.2对不允许失去交流电压的保护装置，应切实防止在操作过程中失去交流电压。
12.10.3电压互感器停用或切换过程中防止二次向一次反充电，避免引起电压互感器二次侧空气开关误跳闸或二次侧保险丝熔断而造成保护装置误动作。
12.10.4一次设备充电时，其继电保护装置必须投入。如线路无全线速动保护及手动合闸后加速功能，应将后备保护动作时间改至不大于0.5秒。送电完毕后保护和安全自动装置恢复正常状态。
母差和失灵保护应按现场规程的规定执行。
12.10.5新投入或在电流回路上工作过的保护装置必须经整组试验、带负荷检查正确后才能正式投入运行，若母差保护、主变差动保护等未经带负荷检查，带负荷前应停用该保护。在负荷不能满足要求而不能进行带负荷检查时，为保证一次设备的安全，在不影响电网安全运行的前提下，可采取临时措施暂时投入该保护装置运行，待负荷满足要求后，立即补做该项试验。
12.10.6具有方向元件的保护装置，新投入时方向元件停用(即保护不经方向闭锁)，待带负荷检查正确后再启用。
12.10.7新接入装有母差保护母线的开关必须接入母差保护装置。用新接入母线的开关对线路充电前或线路空载及带负荷之前应停用母差保护，经带负荷检查正确后才能启用。
12.10.8具有横差保护的双回线:
12.10.8.1双回线横差保护必须在双回线并联运行时才能启用，单回线及双回线分开运行时停用。
12.10.8.2双回线中一回线停电之前先停用双回线两侧横差保护;复电时，双回线恢复并联运行后才能启用双回线两侧横差保护。
12.10.8.3当用横差保护对线路充电时，只启用对线路充电开关的横差保护跳闸压板。
12.10.8.4采用横差保护的双回线路，不允许只断开一回线路的一侧开关运行;有T接线的双回线如需断开一回线的一侧开关运行，断开之前应先停用双回线两侧横差保护。
12.10.8.5旁路开关代具有横差保护的双回线开关时，被代侧双回线横差保护停用。
12.10.9在下列情况下;应启用横差保护反闭锁压板;
12.10.9.1双回线在同一组母线运行时;
12.10.9.2两组母线硬联运行时;
12.10.10旁路开关代变压器开关运行时，应将主变保护改接变压器套管CT或旁路开关CT并启用相应的定值(旁路开关的保护是否启用由继电保护管理部门确定)，旁路开关重合闸装置停用，启用主变保护动作跳旁路开关压板。被代开关恢复正常运行时，主变保护恢复正常运行状态。操作中要避免因开关分流引起主变差动保护误动。
12.11具有现场运行规程的保护装置的运行、投入、停用等操作按该装置的现场规程执行。
12.12重合闸装置的调度运行管理
12.12.1对新投入线路充电时，应停用重合闸。
12.12.2输电线投运后，根据需要投入重合闸及选择重合闸启动方式。
12.12.3并车线路两端不得同时启用无压重合闸。
12.12.4线路为全电缆时，应停用重合闸。
12.12.5开关遮断容量不足、设备缺陷以及用户具有不能自启动的设备等时，应停用重合闸。
12.12.6带电作业工作时应停用重合闸，线路开关跳闸后不得强送。(申请人确认可不停重合闸者除外)
12.13中性点直接接地系统变压器中性点接地的原则:
12.13.1变压器中性点接地方式由调度管辖电网的调度机构决定。若110kV电网中性点接地方式是由供电局地调决定的，应将中性点接地方式汇报市调继保科。
12.13.2变压器高、中压侧均为中性点直接接地系统时，变压器高、中压侧中性点接地方式保持一致。
12.13.3两台并联运行的变压器，当一台中性点接地运行的变压器需停电时，应先将中性点不接地的变压器中性点接地运行。
12.13.4变压器断开中性点直接接地系统侧开关运行前，该侧中性点应接地运行。
12.13.5自耦变压器和绝缘上有特殊要求的变压器中性点必须接地运行。
12.13.6变压器中(低)压侧为中性点不直接接地系统且无电源的单侧电源变压器，高压侧中性点一般不接地运行。
12.13.7变压器中性点零序过流和中性点零序过压及间隙零序过流保护，不论其中性点是否已接地，此两类(三种)中性点保护均同时投入(不因拉合中性点接地刀闸而进行压板的投退)。
第十三章 电力通信系统的调度管理
13.1地区电力通信系统的调度管理应严格执行《电力通信运行管理规程》及国家电力公司和市电力公司的有关规定。
13.2无人值班变电站信息传输应具有独立的主、备通道。
13.3变电站站端通信设备应纳入变电站电气设备的运行管理与巡视范围。
13.4一旦通信中断或运行中的通信设备发生故障，运行值班人员或通信值班人员应及时汇报。通信专业人员应在规程规定的时间内处理故障恢复通信。
13.5通信设备的检修工作，必须按第八章“设备检修管理”的规定执行。
13.6地调值班室与各调度单位之间必须具备两种及以上不同形式且能互为备用的通信传输通道，以保证调度通信的可靠性。
13.7 运行值班人员或通信值班人员应每天定期检查调度录音系统的运行状况，发现问题，及
时通知有关人员处理。
13.8新建、改(扩)建的供电工程，必须将通信设计和建设纳入电网的统一规划与设计中。
13.9大修、更改、新建通信项目的实施应遵循有关规程的规定。
13.10新建、改(扩)建的通信电路和设备，应按有关规定办理竣工和异动手续，验收合格后方可投入运行。
13.11新建、改(扩)建的通信线路和系统,应严格执行国家电力公司《电力系统通信站防雷运行管理规程》的规定。
13.12调度自动化系统信息传输通道、保护复用通道由通信专业管理，保护专用通道由保护专业管理。
13.13主干通信运行电路的调整，市调通信科应书面通知相关地调通信运行单位，经核实正确后，方可实施并投运。
第十四章 调度自动化的调度管理
14.1重庆电网地区调度自动化系统的调度管理包括地调能量管理系统、供电局负荷电量管理系统(ELS)及市调能量管理系统(EMS)和市调电能量计费系统(EBS)站端设备的调度管理。
14.2调度自动化系统的调度管理应严格执行《电网调度自动化系统运行管理规程》和国家电力公司及市电力公司的有关规程规定。
14.3调度自动化系统的厂、站端设备纳入厂、站电气设备的运行管理和维护。
14.4调度自动化信息的传输应具有独立的主、备通道。
14.5值班调度人员应熟练掌握和运用调度自动化系统调度工作站，监督调度工作站的运行情况，并保持调度室内调度自动化设备和环境的整洁。当发现自动化系统异常和故障时，应立即通知自动化专业人员，自动化专业人员接到通知后应立即对异常和故障进行处理，处理完后应通知值班调度员进行确认，同时双方应作好故障处理记录。
14.6发电厂、变电站、操作队的运行值班人员应定时巡视厂、站内自动化系统的运行情况，并保持厂、站内调度自动化设备的整洁。当发现异常和故障或接到自动化专业人员的故障通知时，应立即进行检查和RTU复位处理，并向相应的值班调度员汇报。
14.7操作队运行值班人员应熟练掌握和运用调度自动化系统操作队工作站，监督操作队工作站的运行情况，并保持操作队工作站设备和环境的整洁。
14.8由于调度自动化系统设备或其信息传输通道等故障，造成无人值班变电站调度自动化信息
中断，短时间内无法恢复时，无人值班变电站应立即恢复有人值班。
14.9因故障处理或其它原因需停用调度自动化系统设备时，应及时通知相应自动化管理部门、值班调度员和运行值班人员。
14.10因通讯设备故障中断调度自动化系统的信息传输通道，通信专业人员应及时通知自动化专业人员，并立即对故障进行处理，同时双方记录中断和恢复使用时间。
14.11变电站、发电厂因检修、维护工作等原因影响调度自动化系统信息的传输，以及在调度自动化系统传输通道或影响传输通道运行的线路上进行工作时，必须按第八章“设备检修管理”的规定执行，且必须通知自动化管理部门。
14.12由于一、二次设备的变更，需对调度自动化系统的数据库、调度模拟图板和CRT画面进行调整时，调整依据应以方式的书面通知为准，修改后须经调度核实确认后,方可投运;若需对调度自动化系统的数据库(CT、PT变比、设备参数等)进行调整时，应以方式或生技部门的书面通知为准。
14.13新投入或改造后具有遥控功能的回路必须对开关作遥控试验正确后方能正式投入运行。
14.14新建、改(扩)建供电工程的调度自动化设备必须纳入该工程二次系统的统一设计和建设，并与一次设备同步投运。
14.15新建、改(扩)建供电工程的调度自动化设备，应按有关规程办妥竣工和验收手续后，方可正式投运。
14.16按自动化有关规定对变送器、交流采样装置进行定期校验。
第十五章 操作制度
15.1操作原则
15.1.1电网倒闸操作应按调度管辖范围，严格依据调度指令执行。
15.1.1.1凡地调调度管辖的设备，其操作须由地调值班调度员发布调度指令方可执行(办理过临时借调手续的设备除外)。
15.1.1.2非地调直接调度管辖设备的运行方式改变或操作将影响地调调度管辖设备运行状况或电网安全稳定水平时，应经地调值班调度员调度许可。
15.1.1.3地调调度管辖设备操作后对市调调度管辖电网有影响时，地调值班调度员在操作前应经市调值班调度员调度许可。
15.1.1.4市调借用地调调度管辖的110kV旁路代220kV主变的110kV侧总路开关运行，或地
调借用市调调度管辖的110kV旁路代路运行时，经调度管辖的值班调度员同意，双方在确认借用前旁路的运行状态后，方可操作。
借用旁路的值班调度员应对旁路的代路操作和保护定值调整的正确性负责。借用完毕待恢复旁路至借用前的运行状态后，方可归还调度管辖的值班调度员。借用和归还旁路，双方均应作好记录。
15.1.1.5值班调度员负责电力线路各侧(即线路刀闸线路侧)的安全措施;厂站内(即线路刀闸厂站侧)所有设备的安全措施由厂站运行值班人员自行负责。值班调度员在下达调度指令时应提醒厂站布置或拆除相应的安全措施，但不逐项检查核对。
15.1.2下列操作可不填写和使用操作指令票:
15.1.2.1事故处理。
15.1.2.2断开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。
15.1.2.3投入或退出一套保护、安全自动装置。
15.1.2.4机、炉增减负荷。
15.1.3操作指令票制度
15.1.3.1填写操作指令票应以日调度计划、检修申请票、特殊运行方式卡和继电保护定值通知单为依据。
15.1.3.2填写操作指令票前，值班调度员应严格审查检修工作票内容、专业交代和说明，必须充分掌握前后运行方式的变化，并与相关运行值班人员仔细核对有关设备状态(包括继电保护装置等)。
15.1.3.3填写操作指令票应使用钢笔，做到任务明确、字体规整，不许涂改。设备名称用双重编号填写，并正确使用调度术语。
15.1.3.4操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。
15.1.3.5进行有计划的操作时，值班调度员应在操作前将操作指令票填写好，并提前向受令人交代相关事宜;受令人如无疑问应尽快准备好现场操作票，如未能按时完成准备工作应及时向值班调度员汇报。
15.1.3.6各厂、站运行值班人员应按调度指令的内容和要求填写倒闸操作票进行操作;值班调度员对调度指令的正确性负责;厂、站运行值班人员对操作票的顺序和二次部份的调整负责，如:电压互感器二次负载的切换;站用变的切换;直流电源的切换;一次接线的改变涉及保护二次回路(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。
15.1.4监护制
15.1.4.1值班调度员在发布指令、接受汇报或进行其它重要联系时，或在调度模拟图板和CRT画面上进行操作时，同值的调度员应当为监护人。
15.1.4.2监护人应认真监听和监护，发现错误和遗漏须立即提出更正。
15.1.5重复指令制
15.1.5.1值班调度员发布的调度指令，受令者必须完全复诵一遍，如未复诵，值班调度员应令其复诵，如复诵有误应立即令其纠正，且必须再次全部复诵。
15.1.5.2值班调度员接受对方汇报时，应将对方汇报内容全部复诵。
15.1.5.3进行调度业务联系时，亦应复诵。
15.1.6调度模拟图板和CRT画面使用制
15.1.6.1调度室内应有能全面正确醒目地表示出一切属于调度管辖范围内的电气设备联接情况及其运行、备用、停用、检修状况的调度模拟图板或CRT画面。
15.1.6.2值班调度员无论在任何时候皆应在调度模拟图板和CRT画面上将所有电气设备的联接情况及运行、备用、检修状态全面正确标示出来。
15.1.6.3值班调度员在发令前应先根据调度模拟图板和CRT画面检查各项操作内容及顺序是否正确。
15.1.6.4接到指令完成的报告后，应立即调整调度模拟图板和CRT画面指示情况。
15.1.7调度指令
15.1.7.1调度指令分为综合、逐项和单项指令三种
15.1.7.1.1综合指令:只涉及一个单位且不复杂的操作，可下达综合指令，综合指令包括操作任务及注意事项。
15.1.7.1.2逐项指令:凡涉及两个以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作或重要的倒闸操作，必须下达逐项指令，受令者必须严格按值班调度员指令执行，不得越项操作。
15.1.7.1.3单项指令:单一的一项操作，可以下达单项指令。
15.1.7.2发布调度指令应准确简明、严肃认真。
15.1.7.3下达和接受调度指令时，要严格使用调度术语，互报单位和姓名，开关、刀闸要用双重名称(设备名称和调度编号)
15.1.7.4值班调度员发布调度指令时，必须发出“调度指令”和发令时间，受令人应立即重复一次，复诵无误后方可执行。发令时间是值班调度员正式发布调度指令的依据，运行值班人员没有接到发令时间不得进行操作。
运行值班人员完成操作任务后，应立即向值班调度员汇报操作内容及完成情况，同时汇报完成
时间，只有当值班调度员接到操作完成时间的汇报后，该项调度指令才算执行完毕。
15.1.7.5在操作或事故处理过程中，控制室(操作队值班室)必须留人接守电话，受令人听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接听电话，确认电话内容与本操作任务无关，方可继续操作。在操作过程中如有疑问时应停止操作，待询问清楚后再进行操作。
15.1.7.6进行调度联系和发布调度指令时，双方均应作好记录，并进行录音。地调值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，而不负责审核下级运行值班人员所填写的操作票是否正确。
15.1.7.7正常操作应尽可能避免在下列时间进行:
15.1.7.7.1交接班时。
15.1.7.7.2雷雨、大风等恶劣气候时。
15.1.7.7.3系统发生事故时。
事故处理及改善电网安全稳定运行状况的操作，应及时进行，并应考虑相应的安全措施。
15.2基本操作
15.2.1并列与解列操作
15.2.1.1并列条件
15.2.1.1.1相序、相位相同;
15.2.1.1.2电压、频率基本上相等，但在事故处理时，允许在电压相差不超过20,，频率相差不超过0.5Hz的情况下进行并列。
15.2.1.2解列时须将解列点的有功功率调整至接近于零，无功功率调整至接近于最小值方可操作。
15.2.2合、解环路操作
15.2.2.1闭式网络须相位相同才允许合环。
15.2.2.2闭合环路或解开环路前必须考虑到环路内潮流的变化，继电保护及安全自动装置使用配合情况，以及合环或解环后的负荷分配是否会引起过负荷跳闸。
15.2.2.3合环时电压差一般允许在30,以内，负荷相角一般不超过30?，有条件的合环开关应检查负荷相角差。
15.2.2.4在分开供电的环路中，为了转移负荷而进行合环操作后，在断开环路时应先根据仪表(电流、功率表等)指示检查合环开关接通状况。
15.2.2.5环路上分支线路的开关一般不得作为环路并列之用，不得已必须使用时应考虑分支线路所有设备及继电保护装置整定值是否许可。
15.2.2.6合、解环路前必须考虑到接地保护装置和消弧线圈的整定和运行状况。
15.2.3变压器的操作
15.2.3.1变压器并联运行条件:
15.2.3.1.1接线组别相同;
15.2.3.1.2变比相等(允许比差不大于5,);
15.2.3.1.3短路电压相等(允许相差不大于10,);
上述条件2、3项之一不符合时，须经过计算或试验后方可并联运行。
15.2.3.2变压器停用时，根据停用目的确定需要断开哪些开关。当满足停电条件时，可以直接断开电源侧的总路开关而无须先断开负荷侧开关。
变压器启用时，只须合上在停用时断开的开关。如负荷侧开关未断开，可以直接合上电源侧总路开关送电。
15.2.3.3切换变压器时应检查并入的变压器已带负荷后，方可停下其它并联变压器。
15.2.3.4在切换或停用变压器时，应考虑网络接地点的改变和消弧圈补偿等情况，保证中性点运行方式正确。
15.2.3.5两台并联运行的变压器，其中性点接地刀闸由一台倒换至另一台时，应先合上另一台的中性点接地刀闸，然后再拉开原来一台的中性点接地刀闸。
15.2.3.6变压器充电时，应具有完备的继电保护。
15.2.3.7中性点直接接地系统中的变压器在空载充电或停用前，须将中性点接地刀闸合上;带负荷启、停变压器时其中性点接地刀闸不要求操作，但系统运行有要求者除外。正常后按继电保护规定进行接地点的调整。
15.2.3.8带全电压的变压器，当某侧开关断开运行时，若该侧原接于中性点直接接地系统，则其中性点必须接地。
15.2.3.9运行中变压器中性点接地数目和地点应按继电保护规定设置，继电保护规定应满足变压器本身绝缘的要求。
15.2.3.10新变压器投入运行时应在额定电压下冲击合闸5次，更换线圈后的变压器应在额定电压下冲击合闸3次，冲击合闸一般应在变压器高压侧加压，且所加电压不得超过主变分接开关额定电压的105%。
15.2.4开关操作
15.2.4.1开关允许切断负荷电流及遮断容量内的故障电流。
15.2.4.2开关合闸前必须检查继电保护装置已按规定投入，开关合闸后确认三相均已合上。
15.2.4.3运行中的开关切断短路电流的次数已达到规定次数，或发现明显异常时，运行值班
人员应停止使用该开关试送，并立即报告值班调度员及本单位领导。
15.2.4.4电动操作的开关一般情况下禁止手动合闸。
15.2.5刀闸操作
15.2.5.1刀闸不能在带负荷电流的情况下进行操作。
15.2.5.2回路中未装开关时，可用刀闸进行下列操作:
15.2.5.2.1拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨时);
15.2.5.2.2拉、合变压器中性点的接地;
15.2.5.2.3拉、合系统无接地故障时的消弧线圈;
15.2.5.2.4同一变电站内两台变压器间用刀闸解环、合环。须将分段开关合上后才能进行;
15.2.5.2.5拉、合电压10kV及以下、电流在70A以下的环路均衡电流;
15.2.5.2.6用户外三联隔离刀闸拉、合电压10kV及以下、电流在15A以下的负荷;
15.2.5.2.7与开关并联的旁路刀闸，当开关在合闸位置时，可拉、合开关的旁路电流;
15.2.5.2.8拉、合空载母线和直接联结在母线上的设备的电容电流;
15.2.5.2.9拉、合励磁电流不超过2安的空载变压器和电容电流不超过5安的空载线路,但电压在35KV及以上时，应使用户外三相联动刀闸。
超过上述范围，必须经过试验并经供电局领导批准。
15.2.5.3禁止用刀闸拉合故障电流。
15.2.6线路操作
15.2.6.1线路送电，必须有完备的继电保护装置。
15.2.6.2线路停用，包括“线路停用”、“线路在母线侧停用”和“线路在线路侧停用”三种状态，相应的停电操作顺序为:
15.2.6.2.1线路由运行转停用:先拉开关，后拉开出线刀闸，再拉开母线刀闸。
15.2.6.2.2线路由运行转母线侧停用:先拉开关，后拉开母线侧刀闸。
15.2.6.2.3线路由运行转线路侧停用:先拉开关，后拉开线路侧刀闸。
线路送电的操作顺序与对应的停电操作顺序相反。
15.2.6.3投入或切除空载线路时，勿使电压发生过大波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上。
15.2.6.4投入空载线路时勿使发电机产生自励磁。
15.2.6.5线路停送电操作时，应考虑电压和潮流变化，注意勿使运行线路过负荷，输送功率不应超过稳定极限。
15.2.6.6停(启)用线路前，若系中性点接地的网络应考虑中性点接地点的正确分布。若系采用消弧圈补偿的网络，应按要求对消弧线圈进行调整。
15.2.6.7线路停电检修时，拉开线路可能来电的各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸(挂接地线)、挂好“线路上有人工作，禁止合闸”的标示牌后，才能下达允许施工令。
对于10kV线路停电检修时的安全措施由供电局根据实际情况作出相关规定。
确认全部检修工作完毕，线路上安全措施已全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能下令拆除标示牌和拉开接地刀闸(拆除接地线)，对线路送电。
15.2.6.8凡新、改建或检修后相位可能变动的线路，首次带电时，值班调度员必须严格按制定的核相程序进行核相，确保相序正确。检修申请票明确不须核相的，可以不核相。新建线路投运时，应在稳定电压下对空载线路冲击合闸3次。
15.2.7母线操作
15.2.7.1用母联开关向母线充电时，充电前应投入母线充电保护。
15.2.7.2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。
15.2.7.3母线倒闸操作时，应考虑对母差保护等的影响和二次压板相应的倒换，断开母联开关的直流操作电源。
15.2.7.4在中性点直接接地的系统中，变压器向母线充电时，变压器充电侧中性点必须可靠接地，恢复正常供电方式后，再调整变压器中性点接地方式，以符合继电保护规定。
15.2.8变电站全站停(送)电的操作原则:
15.2.8.1满足全站停电条件。
15.2.8.2拉开所有进(出)线开关及其线路侧刀闸。
15.2.8.3其它必要的操作(断开PT、站用电等)。
15.2.8.4操作完毕后，值班调度员向运行值班人员交代工作,并说明:除根据调度指令拉开的各进(出)线开关及其线路侧刀闸外，对站内其它设备，变电站运行值班人员可根据检修工作的需要自行(授权检修人员)操作，但操作前应记录该设备的原始状态。
15.2.8.5工作完毕后，运行值班人员将设备恢复到值班调度员交代工作时的状态，然后向值班调度员汇报。
15.2.8.6值班调度员在接到工作完毕的汇报后，应核对设备状态，然后下令进行送电操作。送电操作应在确保安全的前提下，根据变电站内设备状态确定操作步骤，允许用一个开关对全站设备一次送电。
15.2.9电容器和电抗器的操作
15.2.9.1新加入运行的电力(移相)电容器和电抗器应在额定电压下冲击合闸3次。
15.2.9.2电容器和电抗器所接母线停电，应将电容器和电抗器从母线上断开。恢复供电时，应先送配电线路，然后根据母线电压的情况，决定是否投入电容器和电抗器。
15.2.9.3电容器和电抗器停用后，至少间隔3分钟方可再次合闸送电，试送开关不成功时亦应如此。
系统事故处理 第十六章
16.1系统事故处理的基本原则是保人身、保电网、保设备。
16.2事故处理的主要任务:
16.2.1迅速限制事故的发展，解除对人身和设备安全的威胁，消除或隔离事故的根源。
16.2.2用一切可能的办法保持正常设备的运行，首先保证厂用电源和重要用户的供电。
16.2.3解网部分要尽快恢复并列运行。
16.2.4尽快恢复对已停电的地区或用户恢复供电。
16.2.5调整电网运行方式，使其恢复正常。
16.3地调值班调度员是处理地区电力系统事故的指挥者，值班调度员在处理事故时，应根据继电保护及安全自动装置动作情况，以及频率、电压、潮流变化等有关情况，判断事故地点及性质，迅速正确地处理事故。各级运行值班人员处理事故时，应迅速、沉着、果断。
16.4系统发生事故时，各厂、站值班人员应坚守岗位。认真监视所掌握设备的运行情况，发生事故单位值班人员应立即将以下有关事故情况简明扼要地向值班调度员报告，并按照值班调度员的指令或经其同意后进行处理:
16.4.1事故异常现象及设备检查情况;
16.4.2开关跳闸情况及时间;
16.4.3保护及自动装置的动作、掉牌、信号等情况;
16.4.4频率、电压、出力及负荷潮流变化等情况。
16.5为防止事故扩大，下列各项操作可由发电厂、变电运行值班人员自行操作后尽快报告值班调度员:
16.5.1将直接对人身安全有威协的设备停电;
16.5.2将已损坏的设备隔离;
16.5.3运行中的设备有受损坏的威协时，根据现场事故处理规程的规定将其隔离;
16.5.4恢复已全停电或部份停电的厂(站)用电源;
16.5.5将解列后的发电厂、地区系统与主系统恢复并列;
16.5.6电压互感器保险丝熔断可能引起继电保护装置误动时，可将有关保护临时停用，但应尽快恢复正常;
16.5.7新投入或检修设备在送电时发生异常，应立即停用该设备。
16.6处理电网事故时，供电局有关领导、调度所长、调度班长有权到调度室参加事故处理。
16.7如果在交接班时发生事故，而交接班的手续尚未办理完毕时，应由交班人员负责处理事故，接班人员应协助处理。只有当事故已基本处理完毕或告一段落时，才允许交接班。
16.8事故处理完毕，值班调度员应及时填写事故简报，并根据规定将事故情况向上级调度及供电局有关领导汇报。
16.9输电线路跳闸的处理
16.9.1直馈线开关跳闸后的处理
16.9.1.1无重合闸装置或有重合闸未动作者，如无特殊异状，运行值班人员应不待值班调度员指令立即强送一次，断路器实际开断容量不足者或有特殊规定者除外。操作后应迅速报告值班调度员。
16.9.1.2凡重合闸动作不成功或值班员强送也不成功的开关。运行值班人员应对跳闸回路进行检查，并报告值班调度员。
16.9.1.3值班调度员对经强送不成功或重合闸动作不成功的开关，根据跳闸及检查情况可命令强送一次。如有分支线段可以在切断部份分支线段后进行。
16.9.2并车线路开关跳闸处理
16.9.2.1并车线路开关跳闸后，发电厂与变电站运行值班人员应立即向值班调度员汇报，未得到调度指令不得强送，值班调度员在判明该线路两侧开关均已跳开后，可根据电网运行情况命令一侧(一般由装有无压重合闸装置侧)强送一次，以便对侧尽快同期并列。
16.9.2.2并车线路开关跳闸，若检无压重合闸未动作，三分钟后方可将控制开关复位，并向值班调度员汇报。值班调度员在判明该线路无压后，可命令强送一次。
16.10线路开关跳闸后，强送时应遵守下列规定:
16.10.1首先查明保护动作情况，强送时注意电流、电压指示，以判明短路故障是否仍然存在，若确有短路而开关未跳闸时，应立即拉开该开关。
16.10.2一般应由离电源较远或短路容量较小的一端强送，但也要考虑到继电保护装置的灵敏度、时限配合、开关开断容量及越级跳闸可能造成后果的大小及并列方便等因素。
16.10.3正在进行带电作业的线路跳闸后，不准强送电。
16.10.4开关已有明显故障或确知线路有故障存在，禁止强送。
16.10.5带电备用线路开关跳闸，重合闸动作不成功者，禁止强送。
16.10.6调度指令停用了重合闸的开关跳闸，未经调度许可不得强送。
16.10.7开关已达到现场规程规定的允许跳闸次数，禁止强送。
16.10.8发现保护失灵，开关拒动的回路，禁止强送。
16.10.9线路故障跳闸，值班调度员应通知有关部门派人巡视或进行故障排除，事故巡线时，应始终认为线路带电。
16.11发电机、变压器跳闸处理
16.11.1发电机故障跳闸，应按发电机运行的现场规程规定处理，如主保护动作跳闸时，在未查明原因前，不许强行升压，如因外部故障跳闸时，需将故障隔离后，方能恢复运行。
16.11.2主变压器开关跳闸视保护动作情况按值班调度员指令作如下处理:
16.11.2.1后备保护动作跳闸，经检查变压器及低压侧母线无异常，可以试送一次;
16.11.2.2差动和重瓦斯保护动作跳闸，需查明原因，排除故障，经供电局总工程师同意后方可试送一次。
16.12母线电压消失的事故处理
16.12.1发电厂母线电压消失，运行人员应立即断开接在该母线上的一切可能来电的开关，并采取保证厂用电安全的措施，然后报告值班调度员，等候处理。
16.12.2单电源供电的变电站母线失电，若开关均未跳闸且能判断本站设备无异常，值班员可不作任何操作，等候来电。
16.12.3多电源供电的变电站失压时，为防止各电源突然来电而造成非同期并列，应立即将各电源间的联络线开关拉开，然后报告值班调度员。在装有备用电源自动投入装置的双电源变电站失电时，若确认本站设备无异常，系供电线路失电，备用线路带电和自动装置未动作成功，值班人员可自行先退出备用电源自动投入装置，断开原供电线路开关，合上备用电源开关，随即向值班调度员汇报。
16.12.4处理母线电压消失事故时必须注意:
16.12.4.1运行值班人员应根据仪表指示、开关跳闸情况、保护动作信号及事故象征等综合因素判明是否确已失电及失电原因，切不可因站用电全停或失去照明而误认为全站失电。
16.12.4.2母线电压消失时，线路随时有来电可能，未经值班调度员许可，禁止在有关设备上工作。
16.12.5母线失压后，如接在母线上的静电电容器、电抗器未跳闸，运行值班人员应断开静电电容器、电抗器开关。
16.13单相接地故障处理
16.13.1在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，当发现接地时，应迅速寻找接地故障并尽速切除，以免发展成为相间故障。
16.13.2运行值班人员在发现有接地信号时，应立即向值班调度员汇报并进行如下检查:
16.13.2.1电压互感器的高、低压保险是否熔断(低压空开是否跳闸);
16.13.2.2不接地系统母线各相对地电压数值;
16.13.2.3现场设备有无异常;
16.13.2.4消弧线圈接地指示数值(电压、电流)。
16.13.3确认系统内发生接地故障，运行值班人员征得值班调度员的同意后，可按事先编排的“接地故障查寻表”的顺序，用重合闸装置查找线路，对于并车线路和有特殊规定的线路，应由值班调度员指挥查找。
16.13.4处理接地故障时，禁止用刀闸寻找和切除接地故障。
16.13.5不要将下列情况误作接地故障:
16.13.5.1绝缘监视电压互感器高、低压保险熔断(低压空开是否跳闸);
16.13.5.2倒闸操作引起消弧线圈补偿失调;
16.13.5.3由于电网频率变化，使消弧线圈出现谐振(电压位移);
16.13.5.4由于一相断线未接地或油开关一相未接触，造成各相对地电容不平衡。
16.13.6查找接地故障时应满足以下要求:
16.13.6.1尽量不对用户停电;
16.13.6.2利用母联开关或环网线路分割网络时，分割后的各部份均能维持负荷平衡，设备不能过载;
16.13.6.3消弧线圈的运行应符合运行规定;
16.13.6.4继电保护的定值应满足运行要求;
16.13.6.5不能造成发电机的非同步并列。
16.13.7对于无重合闸装置或重合闸装置因故障而退出运行的线路，可采用人工瞬时断电的方法查找。寻找接地故障的操作，至少应有两人进行，一人操作，另一人监视仪表。
16.13.8对已查找出的接地线路，如属不重要用户线路，可立即停止供电。对于专用线路，如果从发生接地至查找完毕未满两小时，值班调度员应立即通知线路值班室或用户，并限时减下负荷，
停止供电，进行检修。对已满两小时的线路应立即停止供电，特别重要用户需要停电时应向局主管领导汇报。
16.13.9若两小时之内接地故障未能找到并消除，则应停用有关变电站的三芯五柱式电压互感器。
16.14谐振过电压事故处理
16.14.1当电网内发生过电压现象时，应根据不同情况迅速按照下列规定处理:
16.14.1.1当向接有电磁式电压互感器的空母线、空线路合闸充电或单相弧光接地而形成铁磁谐振过电压时.按下列任一措施处理:
16.14.1.1.1切断充电电源开关;
16.14.1.1.2投入母线上的线路。
16.14.1.2当断开线路少油式开关或线路少油开关在分位而合上其两侧刀闸，从而引起开关断口均压电容与母线电磁式电压互感器串联谐振过电压时，按下列任一措施处理:
16.14.1.2.1立即合上该开关;
16.14.1.2.2投入该母线上的其它线路。
16.14.1.3中性点非直接接地的电网，当发生对地电压不平衡，负载变压器相序反倾，中性点位移和虚幻接地时，应尽快找出原因，排除故障。
16.14.1.4当双圈变压器空载或三圈变压器低压侧轻载，而低压侧出现零序传递过电压时，应立即增加低压侧的对地电容(如投入电缆或架空线路)或有功负荷。
16.14.1.5中性点直接接地的电网，当失去接地中性点而发生谐振过电压时，应立即恢复中性点接地运行。
16.15调度通信中断时的事故处理原则
16.15.1地调应制定管辖设备通信中断时的事故处理办法，并纳入各变电站现场运行规程。
16.15.2发电厂、变电站、市调与地调的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用公网通信系统或经第三方转接等方式，尽快建立联系。
16.15.3与地调失去通信联系的单位，应尽可能保持电气接线方式不变;各发电厂应按给定的负荷曲线和本规程关于频率、电压管理的规定保持正常运行;批准的计划检修项目，此时应停止开工。
16.15.4在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员汇报。
16.15.5发电机开关跳闸，经检查无异常而电网运行正常时，运行值班人员可自行将发电机并入电网运行。
16.16系统振荡的处理
16.16.1系统振荡的现象:
16.16.1.1发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性地剧烈摆动，发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声;
16.16.1.2失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动;
16.16.1.3振荡中心处电压最低，偏离振荡中心的地区，电压也会波动，电灯忽明忽暗;
16.16.1.4靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作;
16.16.1.5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。
16.16.2系统振荡的处理:
16.16.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各厂、站应不待调度指令，迅速增加发电机和调相机的励磁电流，将电压提高到最大允许值，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%。
16.16.2.2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，力争恢复正常频率。
16.16.2.3当系统发生振荡，频率降至48.5Hz以下，各地调、厂、站应不待调度指令，立即按《事故限电序位表》限电，使频率恢复至49.2Hz以上。
16.16.2.4频率高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.2Hz，注意不要使联络线过载。
16.16.2.5运行的发电机、调相机因失磁引起系统振荡时，相关厂、站运行值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列。
16.16.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除，值班调度员应按事先规定的解列点解列。
16.16.2.7振荡时，各发电厂不得自行解列机组。但当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂运行值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用电系统及部份负荷与主网解列。严禁在发电机出口开关处解列。当系统振荡消除，频率恢复正常后，应主动与主网并列。
16.16.2.8当由于环状系统或并列运行的双回线路的操作或开关误跳而引起系统振荡时，应立即合上解环或误跳的开关。
16.16.2.9当系统发生振荡时，装有振荡解列装置的厂、站应立即检查振荡解列装置的动作情况，若发现该装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡，则应立即断开应解列的开关。
第十七章 调度值班工作制度
17.1值班制度
17.1.1调度室实行24小时有人值班制度;
17.1.2调度室实行四班三值，每值至少2人。
17.2地调调度员在值班期间是该地区电网运行操作和事故处理的指挥人，负责该电网的安全、
优质、经济运行，应严守岗位，遵守调度纪律，认真执行各项规程制度和上级指示。因此调度员应
做到:
17.2.1熟悉本系统电网结构、装机容量和负荷潮流;
17.2.2熟悉调度管辖系统结线、设备名称、编号及主要设备参数;
17.2.3熟悉调度管辖的大中型用户和重要用户的负荷性质、用电指标、主要设备参数及调度
协议;
17.2.4能正确进行倒闸操作;
17.2.5能正确使用各种继电保护及安全自动装置;
17.2.6能正确判断和处理各种事故、障碍和异常现象。
17.3调度员的主要职责
17.3.1认真执行上级调度指令并及时汇报;
17.3.2指挥地区电网的倒闸操作，保证电网安全经济运行;
17.3.3指挥所辖电网的事故处理，及时向领导汇报，并通知有关单位迅速消除故障; 17.3.4执行批准的日调度计划，值班调度员有权根据当值电网变化情况，临时予以修改; 17.3.5按权限批准临时检修，并督促按时完成:
17.3.6督促厂、站运行值班人员正确使用各种无功调压设备，使电网电压质量符合规定标准; 17.3.7详细记录当值运行情况，认真作好各种记录;
17.3.8按时收、报负荷资料;
17.3.9根据上级调度下达的负荷曲线，控制好地区电力负荷，提高地区电网的负荷率; 17.3.10监视调度自动化、通信系统的运行情况，发现异常及时通知有关人员处理; 17.3.11对调度联系进行录音;
17.3.12负责整理并保管好调度室内的设备、用具、记录报表及规程资料，保持室内清洁整齐。 17.4值班调度员的正、副值仅是内部分工，正、副值应互通情况，紧密配合;正值负责本值
的全面工作，副值配合正值工作。具体分工如下:
17.4.1正值调度员的主要工作:
17.4.1.1对本值内一切事项的处理有决定权，负责领导及检查本值的一切事项;
17.4.1.2审查和执行日调度计划，根据电网实际运行情况进行必要的修改;
17.4.1.3审查操作票，并监护副值发布操作指令，必要时可亲自拟定操作票发布操作指令(此时副值进行审查和监护);
17.4.1.4负责领导和处理事故，并尽速向领导汇报;
17.4.1.5负责批复临时性、事故性检修工作;
17.4.1.6负责填写交班总结，主持交班工作;
17.4.1.7上级领导来调度室，向其报告电网运行情况;
17.4.1.8根据电网运行方式变化情况，随时调整调度模拟图板和CRT画面，使其与现场实际一致;
17.4.1.9其它有关调度工作。
17.4.2副值调度员的主要工作:
17.4.2.1拟定操作指令票，下达操作指令;
17.4.2.2协助正值进行事故处理，作好各种记录;
17.4.2.3监视电能质量，并在可能的范围内设法进行调整;
17.4.2.4记录继电保护及安全自动装置的调整、启停以及变压器分接开关挡位改变等;
17.4.2.5及时调整调度模拟图板和CRT画面，使其符合实际;
17.4.2.6监督本地区计划用电执行情况，严格控制按计划指标用电;
17.4.2.7通知有关厂、站次日的操作任务;
17.4.2.8收集和整理负荷记录;
17.4.2.9监视调度室自动化和其它系统的运行状况;
17.4.2.10其它有关调度工作。
17.5培训制度
17.5.1新调度员必须经过现场实习、跟班见习、跟班实习三个阶段，经考试合格，供电局领导批准，方可正式担任调度值班工作。在“跟班见习”期间无权接受和发布调度指令。在“跟班实习”期间，可在正式调度人员监护下进行调度联系。
17.5.2调度员离职一月以上，应先到调度室跟班实习至少两天。经调度所长批准，方可上岗值班。
17.5.3调度员应轮流下现场了解情况，熟悉设备状况，定期开展技术问答、现场考问讲解，
进行事故预想和反事故演习，参加安全活动和事故分析会，总结经验教训，不断提高业务技术水平。
17.6调度员应熟悉和贯彻以下法律、法规及规程制度:
17.6.1《电力法》;
17.6.2《电网调度管理条例》;
17.6.3《电业安全工作规程》(发电厂和变电所电气部份)(电力线路部份);
17.6.4《重庆电力系统调度管理规程》;
17.6.5《重庆电力系统地区调度管理规程》;
17.6.6《重庆市电力公司有人值班变电站运行规程》;
17.6.7《重庆市电力公司无人值班变电站运行规程》;
17.6.8现场规程中的有关部份;
17.6.9其它有关规程制度。
17.7交接班制度
17.7.1调度员应按领导批准的值班表轮流值班，并按时交接班。如遇特殊情况，经领导批准，可以调整。一般情况下不得连续两班当值。交接班应避开操作高峰时段，交接班时间不得安排在每天的7:30—8:30和17:00—18:00，交接班时间一般应控制在20分钟以内，在交接班前后不得拒绝听取汇报、接受工作申请和发布调度指令。
17.7.2交班调度员的工作
17.7.2.1交班前应将本值内各种记录、报表整理完毕，核对模拟图板与实际相符，检查室内各种设备运行正常，资料齐全，室内清洁整齐。
17.7.2.2交班总结应包括以下内容:
17.7.2.2.1电网运行方式的改变情况;
17.7.2.2.2继电保护及安全自动装置运行变化情况;
17.7.2.2.3设备检修情况;
17.7.2.2.4安全情况(本值内发生的事故、障碍和异常情况);
17.7.2.2.5调度自动化和通信运行情况;
17.7.2.2.6上级指示、传阅文件以及与有关单位的联系事项;
17.7.2.2.7需要下值或他值办理的事项。
17.7.2.3交班时，交班调度员应按照调度模拟图板和CRT画面及以上有关记录。逐一向接班调度员详尽地口头交待，并回答接班调度员的询问。交待完毕后，正副值签字交班。
17.7.2.4如交接班时间已到，接班调度员未来接班，交班调度员应坚守岗位，并向领导报告，
等待接班调度员到来。
17.7.2.5如发现接班调度员因某种原因不能胜任值班工作时，交班调度员应拒绝交班，并报告调度所长听候处理。
17.7.3接班人员的工作
17.7.3.1接班调度员应提前15分钟到调度室，阅读有关记录，了解系统运行方式和结线的变化情况、尚未完成的工作及上级指示，然后主动提出接班。
17.7.3.2接班调度员应充分了解各种情况，详细检查核对调度模拟图板和CRT画面是否与记录和交待相符合。在听取交班人员口头交待时，如有不清楚之处，应及时提出询问。情况了解清楚后，正、副值调度员签字接班。
17.7.4遇下列情况不得交接班
17.7.4.1事故处理及重要操作未告一段落;
17.7.4.2交接班时，如发生事故.应立即停止交接班，由交班调度员负责处理，接班人员可根据交班人员的要求协助处理。
17.7.5交接班应以交班总结记录为依据，如交班者错交或漏交，所造成的后果，由交班者负责。
17.8调度电话和录音设备使用制度
17.8.1除保证值班调度员优先使用外，下列人员必要时可使用调度电话:
17.8.1.1供电局和调度所领导;
17.8.1.2调度所有关专业人员;
17.8.1.3经领导批准的人员。
调度电话一般不予找人或转接其它单位:事故处理时禁止无关人员使用调度电话。
17.8.2为使录音设备能正常使用，以利安全生产，使用时应遵守下列规定;
17.8.2.1凡进行电网倒闸操作、事故处理及调度联系，以及上级指令、指示均应录音;
17.8.2.2录音资料应按规定妥善保管，已录好的录音资料不得自行销毁,正常情况下至少保留三个月;
17.8.2.3有关事故处理的调度联系录音资料应交调度班长保管，以备事故分析及有关人员使用;
17.8.2.4各值接班时应进行试录，检查录音设备是否完好,试录时应说明日期及时间，并检查录音效果，如有故障应及时通知通信专责人员处理。
附件1:
调度命名与编号
调度管辖设备的编号命名由调度该设备的调度部门负责;经调度部门编号命名过的调度设备，各单位不得自行改变。
为使设备编号简洁明确，且有一定规律，便于记忆使用，特制定本办法，重庆地区电力系统新建厂、站的设备编号命名应一律按本办法执行。
一、调度命名
1.1电力系统设备实行双重编号，即由代码编号(以下简称编号)和设备名称两部份组成。
1.2发电厂、变电站命名一般以厂、站所在地的实际地名来命名。
1.3同一电压等级中的线路不得有两个及以上相同或谐音相近的命名;
1.4同一厂(站)内不同电压等级的线路不得有两个及以上相同或谐音相近的命名。
1.5 输配电线路命名
1.5.1线路命名一般取线路两端厂、站或地名中的一字联在一起而成;如大溪沟--牛角沱的线路，命名为大牛线;
1.5.2两个厂(站)间的双回线路命名按厂(站)简称加上线路大致走向(东、西或南、北)命名。
1.5.3“T”接支线应以被“T”接线路名称加上“T”接支线所接厂站或地名的头一个字组成;如下硐到狮子滩的110kv线路“T”接詹家沱，命名为“下狮詹线”。
1.5.4开闭所、配电房及配电线路由参照上述原则命名。
二、110kV及以下设备编号
2.1 发电机编号(发电机出口开关编号)以发电机组容量和顺序号组成，规定如下:
机组容量(万KW) 机组编号
###10及以下 1、2、„„9
###10--20(不含20) 11、12、„„19
2.2 变压器编号
2.2.1变压器以变电站(升压站)变压器的平面布置由固定端向扩建端顺序编号。
2.2.2同一变电站不同电压等级的变压器编号顺序是电压高先编，电压低的后编。
2.3 母线编号
2.3.1母线编号分别用1.2.3.4.5.数字表示。母线排列顺序规定为:由发电机、变压器侧向出线侧;由固定端向扩建端(平面布置);自下而上(高层布置)排列。 2.3.2母线编号规定如下:
#2.3.2.1单母线称1号母线(1M);
##2.3.2.2单母线分段，分别称1号、3号母线(1M;3M);
2号母线(1#M;2#M); 2.3.2.3双母线称1号、
####2.3.2.4双母线分段，分别称1号、2号、3号、4号母线(1M、2M、3M、4M); 2.3.2.5旁路母线称5号母线;
2.4 开关编号
2.4.1开关编号由首位数电压等级代码、二位数主接线类型或设备类型代码、三位数间隔顺序号组成，即:
× × ×
间隔(固定端向扩建端为序)号
主接线类型或所接设备类型代码
电压等级代码
2.4.2主结线类型、电压等级代码规定如下:
电压等级 主结线类型
代码 代码 (kV) 设备类型
220 2 桥式结线、单母线进线 5 110 1 单、双母线出线 6，7，8
35 3 主变压器 0 10(6) 9
0.4 4
2.4.3母联开关编号，以电压等级和所联络母线号组成(小号在前，大号在后)。
2.4.4线路开关编号由电压等级、主结线类型和间隔顺序号组成。
2.4.5旁路开关编号由电压等级和所联络母线号组成(母线号在前，旁路母线号在后)。
”组成，扩大桥结线和多分段由电压等级和“30”2.4.6桥开关、分段开关编号由电压等级和“20
组成，以序类推。
2.4.7变压器开关编号由电压等级，设备类型、主变压器序号或间隔序号三位代码组成。
2.4.8变压器总路电抗器的并联开关由电压等级和两个重复的主变序号三位代码组成。
2.5 刀闸编号
2.5.1母线刀闸编号由所属开关号和所连接的母线号四位数码组成，即前三位数码为开关号，末位码为所接母线号。
2.5.2出线刀闸、主变压器侧刀闸编号由所属开关号和“6”四位号码组成;桥形接线，线路或变压器无专用开关时，其刀闸编号用虚拟线路或变压器开关号和“6”四位号码组成;角形接线中，主变侧刀闸用模拟开关号和“6”四位码组成，出线刀闸按其所接两开关中代码小的开关号和“6”四位码组成。
2.5.3电压互感器刀闸
母线电压互感器刀闸用电压等级，“9”，母线号和“8”四位码组成;
出线电压互感器刀闸用线路开关和“8”四位码组成;
发电机出口母线电压互感器刀闸由机组编号，互感器序号和“8”组成。
2.5.4接地刀闸
母线接地刀闸由电压等级代码、母线号、接地刀闸组别和“0”四位码组成;
开关与母线刀闸间的接地刀闸，由开关号和“30”五位码组成;
开关与出线刀闸间的接地刀闸由开关号和“40”五位码组成;
线路侧接地刀闸和变压器接地刀闸由开关号和“60”五位码组成;
接于母线上其它元件接地刀闸由该元件的刀闸号和“0”组成;
变压器中性点接地刀闸由本侧开关号和“9”组成;
消弧线圈高压侧刀闸由接于变压器该侧开关号和“7”组成。
母联开关两侧接地刀闸由两侧刀闸编号加“0” 组成。
附件2:
重庆地区电力系统新设备加入系统运行
申 请 书
(一式四份)
新设备名称—————
申请单位—————
申请日期—————
编 号—————
一、运行单位申请联(由申请单位于投入运行十天前提出) 新设备所在厂站 新设备名称 申请投入运行的日期
现场操作联系人 接受调度指令的人员名单
报
一次设备电气接线图及三相相位图 份 送
的 控制盘的排列及盘面布置图 份 图
纸 室内室外设备平面布置图 份 资
料 继电保护及安全自动装置原理接线图(展开图) 份 及
份 调度自动化、通信装置配备 份 数
主要设备规范、特性、实测参数质料、运行规程 份 通实
电验
时项
需目
进及
行进
的程
申请单位负责人 申请人 备注
二、批复联(于收到申请后五天内批复)
用电管理部门
生
技
科
方式
保护 地
区
调 通信 度
所
自动化
所长
总
工
程
师
备 注
三、通电情况(通电后由调度员及保存申请书单位分别填写)
投
运
年 月 日 时 分 时
间
通
电
情
况
及 存
在
问
题
备 注
附件3:
重庆地区电力系统设备停电检修申请票 申请单位 申请日期 月 日 时 分 申请人 检修性质 计划、临时、事故 申请受话人 申请票编号 检修内容
停电范围
批准停电时间 实际停电时间 开始停电时间 恢复供电时间 开始停电时间 恢复供电时间
月 日 月 日 月 日 月 日
时 分 时 分 时 分 时 分
方 式
安 排
保 护
调 整
通信、
自动化
备注
附件4:
重庆地区电力系统调度指令票
分 调字第 号 发票时间: 年 月 日 时
操作任务:
顺发 令 接 受 发令 操作完成
厂、站 操作内容
序 调度员 指令人 时间 时间
备
注
审核人: 拟票人:
附件5:
重庆地区电力系统设备异动报告
月 日 填报单位: 填报日期 年
一、异动设备名称: 二、设备异动依据(批准文件及文号) 三、异动原因
四、异动详细内容(附异动前后图纸资料):
设备异动完工日期: 年 月 日
单位负责人: 填报人:
生技科意见:
调度所意见:
:导线的长期允许载流量 附件6
钢芯铝绞线长期允许载流量
允许载流量(A) 允许载流量(A) 导线型号 导线型号 最高允许 最高允许 最高允许 最高允许
温度70? 温度80? 温度70? 温度80? LGJ-10 86 LGJQ-150 450 455 LGJ-16 105 108 LGJQ-185 505 518 LGJ-25 130 138 LGJQ-240 605 651 LGJ-35 175 183 LGJQ-300 690 708 LGJ-50 210 215 LGJQ-300(1) 721 LGJ-70 265 260 LGJQ-400 825 836 LGJ-95 330 352 LGJQ-400(1) 857 LGJ-95(1) 317 LGJQ-500 945 932 LGJ-120 380 401 LGJQ-600 1050 1047 LGJ-120(1) 351 LGJQ-700 1220 1159 LGJ-150 445 452 LGJJ-150 450 468 LGJ-185 510 531 LGJJ-185 515 539 LGJ-240 610 613 LGJJ-240 610 639 LGJ-300 690 755 LGJJ-300 705 758 LGJ-400 835 840 LGJJJ-400 850 881 注:1、最高允许温度+70?的载流量，基准环境温度+25?，无日照;
2 2、最高允许温度+80?的载流量，系按基准环境温度+25?、日照0.1W/cm、风速0.5m/s、海
拔1000m、辐射散热系数为0.5条件计算的;
3、某些导线有两种绞合结构，带(1)者铝芯根数少(LGJ型为7根，LGJQ型为24根)，但每
根铝芯截面较大。
电力电缆的长期允许载流量(非直埋式敷设)
6kV 铝芯 10kV 铝芯 35kV 铝芯 110kV
导体截
交联聚交联聚交联聚交联聚
面积
纸绝缘 乙烯绝纸绝缘 乙烯绝纸绝缘 乙烯绝乙烯绝2(mm)
缘 缘 缘 缘
70 155 190 145 180 135 165
95 190 220 180 205 165 180
120 220 255 205 235 180 200
150 255 295 235 270 200 230
185 295 345 270 320 230 250
240 345 395 320 375
300 433
400 506 773
500 810
注:1、表中110kV为铜芯交联聚乙烯绝缘电缆;
2、铜芯电缆载流量为同截面铝芯电缆载流量的1.3倍;
3、表中数值环境温度+25?。
附件7:
电力电缆允许过负荷数值 1、10kV及以下的电缆在下表负荷范围内，其过负荷允许30分钟。
过 负荷率 负 (%) 过负荷前5小时内负荷过负荷前5小时内负荷过负荷前5小时内负荷荷
(%) 率=0% 率=50% 率=70% 截面
2(mm)
50-90 15 - -
120-240 25 20 15
240以上 45 40 30
2、事故过负荷:6—10kV电缆，只允许过负荷15%连续2小时。
3、35kV电缆不允许过负荷
附件8:
人工接地法
一、人工接地法的用途:
在中性点不直接接地的系统中发生单相接地故障时，用人工接地法在故障同相人为造成另一个稳定的接地点，可避免故障点的电弧重燃。运行中采用人工接地法有两个主要用途: 1、当消弧线圈不能在系统单相接地故障情况下继续运行时。先进行人工接地，然后退出消弧线圈。 、用人工接地法转移接地电流，以便能用刀闸将接地故障点与运行系统隔离，从而消除接地故障。 2
二、用人工接地法消除接地故障的步骤示例(参见附图):
1、拉开备用线路开关及两侧刀闸。
2、在备用线路开关与出线侧刀闸间将相当于已发生接地故障的一相接地(必须是同一相，否则会造成短路)。
3、将备用线路保护时限改至最小。
4、合上备用线路的母线侧刀闸。
5、合上备用线路开关，并取下开关操作电源小保险 (或停用保护)。 6、拉开接地故障点所在线路开关，然后拉开两侧刀闸。
7、拉开备用线路开关及母线侧刀闸，使系统恢复正常。
附件9:
电力系统调度术语
一、调度术语
(一)、调度管理
1、调度管辖
动力系统设备运行和操作指挥权限的划分。
2、调度指令
值班调度员对其管辖的设备。
3、调度同意
上级值班调度员对值班人员(下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电所正值班员，下同)
4、许可操作
在改变电器设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。
、直接调度 5
值班调度员直接向值班人员发布调度指令的调度方式。
6、间接调度
值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其它值班人员转达调度指令的方式。 7、系统解列期间由你厂负责调频
地区电网与主网解列单独运行时由调度机构临时指定的调频厂。
8、系统解列期间由你所负责监督频率
地区电网与主网解列单独运行时，由上级调度机构指定单独运行电网中某一调度机构负责监视调整频率。
(二)、调度指令
9、发布指令
电力系统调度部门值班调度员(以下简称值班调度员)正式给调度属下各值班人员发布的调度指令。
10、接受指令
值班人员正式接受值班调度员发布给他的调度指令。
11、复诵指令
值班人员在接受值班调度员发布给他的调度指令时，依照指令的步骤和内容。给值班调度员诵读一遍。
12、回复指令
值班人员在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间。
13、拒绝指令
值班入员发现值班调度员给他发步的调度指令是错误的，如执行将危害人身、设备和系统的安全，拒绝接受该调度指令。
14、操作指令
值班调度员对所管辖设备进行操作，给值班人员发布的有关操作的指令。 15、逐项操作指令
值班调度员给值班人员发布的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求值班人员按照指令
的操作步骤和内容逐项进行操作。
16、综合操作指令
值班调度员给值班人员发布的操作指令，是综合的操作任务，其具体的逐项操作步骤和内容，
以及安全措施，均由值班人员自行拟订。
(三)、开关和刀闸
17、合上开关
使开关由分闸位置转为合闸位置。
18、拉开开关
使开关由合闸位置转为分闸位置。
19、合上刀闸
使刀闸由断开位置转为接通位置。
20、拉开刀闸
使刀闸由接通位置转为断开位置。
21、开关跳闸
未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置。 22、开关非全相合闸
开关进行合闸操作时只合上一相或两相。 23、开关非全相跳闸
未经操作的开关一相或两相跳闸。
24、开关非全相运行
开关跳闸或合闸等致使开关一相或两相合闸运行。 25、?点?分??开关跳闸
未经操作?点?分??开关三相跳闸。 26、?点?分，??开关非全相跳闸
未经操作?点?分??开关一相或两相跳闸。 27、?点?分??开关跳闸?相重合成功
?点?分??开关?相跳闸后，立即自动合上?相，未再跳闸。
28、?点?分??开关跳闸，三相重合成功
?点?分?开关跳闸后，立即自动合上三相，未再跳闸。 29、?点?分??开关跳闸，?相重合不成功
?点?分??开关?相跳闸后，立即自动合上，开关再自动跳开。 30、?点?分??开关跳闸，三相重合不成功
?点?分??开关跳闸后，立即自动合上，三相开关再自动跳开。 31、?点?分??开关跳闸，重合闸拒动
?点?分??开关跳闸后，重合闸装置虽已投入，但末自动合上。 32、?点?分?线路强送成功
??开关跳闸后，在线路故障是否消除尚不清楚时，?点?分合上??开关，对线路进行全电
压送电，开关未再跳闸。
33、?点?分?线路强送不成功
??开关跳闸后，在线路故障是否消除尚不清楚时，?点?分合上??开关，对线路进行全电
压送电，开关再跳闸。
(四)、继电保护装置
34、将保护改为跳闸
将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。
35、将保护改为信号
将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。
36、将保护停用
将保护由跳闸或信号位置改为停用位置。
37、保护改跳
由于方式的需要，将线路的保护改为不跳本线路开关而跳其它开关。 38、联跳
某开关跳闸时，其它有关开关也同时自动跳闸。
39、投入?设备?保护?段
投入?设备?保护?段跳闸压板。
40、退出?设备?保护?段
退出?设备?保护，段跳闸压板。
41、?设备?保护更改定值
?设备?保护整定值(阻抗、电压、电流、时间等)从??值改为??值。 42、母线保护改为有选择方式
母差保护选择元件投入运行。
43、母线保护改为无选择方式
母差保护选择元件退出运行。
、高频保护交换信号 44
高频保护按规定进行对试。
(五)、合环、解环
45、合环
或刀闸)将网络改为环路运行。 合上网络内某开关(
46、同期合环
接通待环开关的同期装置，检查同期后合环。 47、差30度合环
网络经结线角度差30度的变压器组合环。 48、解环
将环状运行的电网，解列为非环状运行电网。 (六)、并列、解列
49、核相
用仪表工具核对两电源或环路相位是否相同。 50、核对相序
用仪表或其它手段，核对电源的相序是否正确。 51、相位相同
开关两侧相位A、B、C三相均排列相同。 52、同期并列
两个单独电力系统，使其同期后并列为一个系统运行。 53、解列
将一个电力系统分成两个独立系统运行。 (七)、线路
54、线路强送电
线路事故跳闸后未经处理及行送电。 55、线路强送电成功
线路事故跳闸后未经处理及行送电，开关未再跳闸。 56、线路强送电不成功
线路事故跳闸后未经处理及行送电，开关再跳闸。 57、线路试送电
线路故障消除后的送电。
58、线路试送电成功
线路故障消除后送电，开关未跳闸。
59、线路试送电不成功
线路故障消除后送电，开关再跳闸。
60、按单电源负荷线路处理
原为双电源或环路，另一电源解列或环路开环后变成单电源负荷线路，线路故障跳闸后的处理，
按调度规程中有关负荷线路故障，开关跳闸的处理规定进行处理。 61、给单电源的负荷线路令
在双电源线路或环路改变为单电源的负荷线路后，值班调度员给值班人员发布关于该线路故
障、开关跳闸，按单电源负荷线路故障处理的指令。 62、带电巡线
对有电或停电未做安全措施的线路巡线。 63、停电巡线
在线路停电并挂好地线情况下巡线。
64、事故巡线
线路发生事故后，为查明故障原因的巡线。 65、特巡
对带电线路在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等情况下的巡线。
(八)、一次电气设备
66、充电
设备带标称电压但不接带负荷。
67、送电
对设备充电并带负荷。
68、停电
拉开开关使设备不带电。
69、停电检修
设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。
70、设备备用
设备处于完好状态，随时可以投入运行。
、备用状态 71
特指线路、母线等电气设备的开关分闸，刀闸仍在接通位置。 72、停用状态
72.1、停用
特指线路、母线等电气设备的开关分闸，刀闸在断开位置。 72.2、??侧停用
指线路、母线及变压器等电气设备的开关断开，且其靠??侧的刀闸断开。
73、紧急备用
设备停止运行，刀闸断开，有安全措施，但设备具备运行条件(包括有较大缺陷，可短期投入
运行的设备)。
74、停止备用
设备不具备立即投入运行的条件。
75、?次冲击合闸
合拉开关?次，以额定电压给设备连续?次充电。 76、零起升压
电压由零逐步升高。
(九)、母线
77、倒母线
线路、主变压器等设备从结在某一条母线改为结在另一条母线上。 78、轮停母线
将双母线的两组母线轮流停电。
(十)、用电
79、用户限电
通知用户自行限制用电。
80、拉闸限电
拉开线路开关使用户停电。
81、保安电力
保证人身和设备安全的电力。
(十一)、发电机组
82、发电机无(少)蒸汽运行
发电机并入系统运行后，将主汽门关闭(或通少量蒸气)作调相运行。
83、发电改调相
发电机由发电改调相运行。
84、调相改发电
发电机由调相改发电运行。
85、发电机无励磁运行
运行中的发电机失去励磁后，从系统吸收无功异步运行。 86、盘车
用电动机(或手动)带动汽轮发电机转子缓慢转动。 87、惰走
汽轮机或其它转动机械在停止汽源或电源后继续保持转动。 88、低速暖机
汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到规定的均匀温度。
89、升速
汽轮机转速按规定逐渐升高。
90、维持全速
发电机组与系统解列后，维持额定转速，等待并列。 91、甩负荷
带负荷的发电机主开关跳闸，所带负荷甩至零。 92、紧急降低出力
系统发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低,但不解列。 93、进相运行
发电机、调相机功率因数角超前运行。
94、可调出力
机组实际可能达到的生产能力。
95、单机最低出力
根据机组运行条件核定的最小生产能力。
96、水轮机导水叶开度
运行中机组在某水头和发电出力时相应的水叶的开度。 97、轮叶角度
运行中水轮发电机组在某水头和发电出力时相应轮叶的开度。 (十二)、电力系统
98、波动
电力系统电压发生瞬间下降或上升后立即恢复正常。 99、摆动
电力系统电压，电源产生有规律的小量摇摆现象。 100、振动
电力系统并列运行的两部分或几部分间失去同期，系统电压、电流、有功和无功发生大幅度有
规律的摆动现象。
101、线路潮流
线路的电流或有功、无功功率。
(十三)、调整
102、增加有功(无功)出力
在发电机原有功(或无功)出力基础上，增加有功(无功)出力。 103、减少有功(无功)出力
在发电机原有功(或无功)出力基础上。减少有功(无功)出力。 104、提高频率(或电压)
在原有频率(或电压)的基础上，提高频率(或电压)值。 105、降低频率(或电压)
在原有频率(或电压)的基础上，降低频率(或电压)值。 106、维持??频率校电钟
使频率维持在??数渣，校正电钟与标准钟的误差。 107、停止校电钟
按规定维持频率，停止校电钟。
108、?变从??千伏(?档)调到??千伏(?档)
?变压器分接头从??千伏(?档)调列??千伏(?档)。 (十四)、检修
109、定期检修
按规程或厂家规定的检修周期进行的检修。 110、计划检修
经上级批准，由调度统一安排的检修。 111、临时检修
计划外临时批准的检修。
112、事故检修
因设备故障进行的检修。
(十五)、接地、引线、短接
113、挂接地线
用临时接地线将设备与大地接通。 114、拆接地线
拆除将设备与大地接通的临时接地线。 115、合上接地刀闸
用接地刀闸将设备与大地接通。 116、拉开接地刀闸
用接地刀闸将设备与大地断开。 117、带电接线
在设备带电状态下接通短接线。 118、带电拆线
在设备带电状态下拆断短接线。 119、接引线
将设备引线或架空线的跨接线接通。 120、拆引线
将设备引线或架空线的跨接线拆断。 121、短接
用导线临时跨接在设备两侧，构成短接。 (十六)、电容、电抗补偿
122、消弧线圈过补偿
全网消弧线圈的整定电流之和大于该网对地电容电流之
123、消弧线圈欠补偿
全网消弧线圈的整定电流之和小于该网对地电容电流之 124、消弧线圈全补偿
全网消弧线圈的整定电流之和等于该网对地电容电流之和。 125、并联电抗器欠补偿
并联电抗器总容量小于被补偿线路充电功率。 126、串联电容器欠补偿
串联电容器的总容抗小于被补偿线路的感抗。 (十七)、水文
127、水库水位
坝前水库水面高程(米)。
128、尾水水位
水电厂厂房尾水水面高程(米)。
129、正常高水位
水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求在开始供水时应蓄到的水位。
130、死水位
在正常运用的情况下，允许水库消落的最低水位。 131、汛期限制水位
水库在汛期为满足防汛等综合利用要求所允许蓄水的上限水位。 132、保坝水位
在设计的权限洪水时，水库泄洪量已达最大允许泄洪能力或接近最大允许泄洪能力，水利枢纽
工程处于有漫顶的决口可能时的水位。
133、年(月)末控制水位
每年(月)末计划控制水位。
134、旬(月)初(末)库水位
旬(月)初(末)水库实际允许水位。
135、发电水头
水电厂水库平均水位与尾水位之差值(米)。
136、(日、月)平均水头
水电厂日(月)平均水库水位与日(月)平均尾水水位之差值(米)。137、(日、旬、月、年)平均
入库流量
某时段(日、旬、月、年)内平均进入水库的流量(秒立方)。 138、(日、旬、月、年)平均出库流量
内平均流出水利枢纽的流量(秒立方)。 某时段(日、旬、月、年)
139、(旬、月)初(末)入库流量
某时段(旬、月)初(末)进入水库的流量(秒立方)。 140、(日、旬、月、年)入库水量
内进入水库的水量。 某时段(日、旬、月、年)
141、(日、旬、月、年)发电用水量
水电厂在某时段(日、旬、月、年)内发电所耗用的水量。 142、(日、旬、月、年)弃水量
水库在某时段(日、旬、月、年)内无益弃掉的水量。 143、允许最小出库流量
为满足下游兴利(航运、灌溉、工业引水等)及电力系统最低电力要求需要水库放出的最小流量
(秒立方)。
144、开启(关闭)泄流闸门
根据需要开启(关闭)溢流坝的工作闸门、大坝泄流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门。
145、开启(关闭)机组进水口工作闸门
根据需要开启(关闭)水轮机进水口的工作闸门。 146、开启(关闭)进水口检修闸门
根据需要开启(关闭)进水口检修闸门。
147、开启(关闭)尾水闸门(或叠梁:
根据需要开启(关闭)尾水闸门(或叠梁)。 148、发电耗水率
发一干瓦时电量平均所耗的水量(立方,千瓦时)。 149、消落水库水位
把坝前水库水位降低。
150、蓄高水库水位
把坝前水库水位提高。
(十八)、其它
151、么、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞
报数时，1、2、3、4、5、6、7、8、9、O的读音。 152、??调度(??电厂??调度所)??(姓名)
值班人员电话联系时的冠语。
153、现在??线路(或设备)工作全部结束，现场工作安全措施已拆出，可以送电。
现场检修人员或下级调度员向上级调度员汇报调度许可的设备工作结束的汇报术语。
二、操作指令术语
(一)、逐项操作指令术语
1、拉、合开关、刀闸的操作:
(1)、拉开??(设备或线路名称)??开关;
(2)、合上??(设备或线路名称)??开关;
(3)、拉开??(设备或线路名称)??刀闸;
(4)、合上??(设备或线路名称)??刀闸;
2、拆挂地线:
(1)、拆除??(挂地线地点)地线(?)组;
(2)、在??(挂地线地点)挂地线(?)组;
3、核相:
(1)、用??千伏的??PT和??千伏的?? PT进行定相; (2)、在??(设备或线路名称)的??刀闸两侧用核相杆进行核相; 4、解列、并列:
(1)、用??(设备或线路名称)的??开关解列; (2)、用??(设备或线路名称)的??开关并列; 5、解环、合环:
(1)、用??(设备或线路名称)的??开关(或刀闸)解环; (2)、用??(设备或线路名称)的??开关(或刀间)合环; 6、投入、退出某种保护跳闸压板:
(1)、投入??(设备名称)的??保护跳闸压板; (2)、退出??(设备名称)的??保护跳闸压板; (3)、投入??线??开关的??保护跳闸压板; (4)、退出??线??开关的??保护跳闸压板; 7、投入、退出联跳压板:
(1)、投入??(设备或线路名称)的??开关联跳??(设备或线路名称)的??开关的压板;
(2)、退出??(设备或线路名称)的??开关联跳??(设备或线路名称)的??开关的压板;
、投入、退出某种装置跳??(设备或线路名称)的??开关压板: 8
(1)、投入??装置跳??(设备或线路名称)的??压板; (2)、退出??装置跳??(设备或线路名称)的??压板; 9、保护改跳:
、??(设备或线路名称)的??开关??保护，改跳??(设备或线路名称)的??开关; (1)
(2)、??(设备或线路名称)的??开关??保护，改跳本身开关; 10、保护改信号:
??(设备或线路名称)的??开关??保护改为投信号。 11、投入、停用重合闸和改变重合闸重合方式:
(1)、投入??线的，??开关的重合闸;
(2)、停用??线的??，开关的重合闸;
(3)、投入??线的??开关单相(或三相)重合闸; (4)、停用??线的??开关单相(或三相)重合闸; (5)、??线的??开关的重合闸由无压重合改为同期重合; (6)、??线的??开关的重合闸由同期重合改为无压重合; (7)、??线的??开关的重合闸由单相重合改为三相重合; (8)、??线的??开关的重合闸由单相重合改为综合重合; (9)、??线的??开关的重合闸由三相重合改为单相重合; (10)、??线的??开关的重合闸由三相重合改为综合重合; 12、线路跳闸后送电:
(1)、用??开关对??线试送电一次;
(2)、用??开关对??线强送电一次;
13、给新线路或新变压器冲击:
用??开关对??(线路或变压器名称)冲击?次。 14、变压器改分头:
将?号变压器(高压或中压)侧分头由?(或??千伏?档)改为?(??千伏)档。
(二)、综合操作指令术语
1、有关变压器的综合操作指令:
(1)、指令将?号变压器由运行转检修:
拉开该变压器的各侧开关、刀闸，并在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或台接地刀闸)。
、指令将?号变压器由检修转运行: (2)
拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的刀闸和开关。
(3)、指令将?号变压器由运行转备用:
拉开该变压器各侧开关。
(4)、指令将?号变压器由备用转运行:
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的开关。
(5)、指令将?号变压器由备用转检修:
拉开该变压器各侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)。 (6)、指令将?号变压器由检修转备用:
拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的刀闸。
注:不包括变压器中性点刀闸的操作，中性点刀闸的操作或下逐项操作指令或根据现场规定进行操作。
(7)、令将?号变压器由运行转变压器侧停用
断开该变压器各侧开关及其变压器侧刀闸(母线侧刀闸不断开)
(8)、令将?号变压器由备用转变压器侧停用
断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸
(9)、令将?号变压器由停用转变压器侧停用
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的母线侧刀闸 (10)、令将?号变压器由检修转变压器侧停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上该变压器各侧开关的母线侧刀闸 (11)、令将?号变压器由运行转母线侧停用
断开该变压器各侧开关及其母线侧刀闸(变压器侧刀闸不断开)
(12)、令将?号变压器由备用转母线侧停用
断开该变压器各侧开关的母线侧刀闸
(13)、令将?号变压器由停用转母线侧停用
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的变压器侧刀闸
(14)、令将?号变压器由检修转变压器侧停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上该变压器各侧开关的变压器侧刀闸 15)、令将?号变压器由变压器侧停用转运行 (
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸、开关以外的该变压器各侧开关的变压器侧刀闸、各侧开关
(16)、令将?号变压器由变压器侧停用转备用
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的变压器侧刀闸 (17)、令将?号变压器由变压器侧停用转停用
断开该变压器各侧开关的母线侧刀闸
(18)、令将?号变压器由变压器侧停用转检修
断开该变压器各侧开关的母线侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合接地刀闸) (19)、令将?号变压器由母线侧停用转运行
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸、开关以外的该变压器各侧开关的母线侧刀闸、各侧开关
(20)、令将?号变压器由母线侧停用转备用
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的母线侧刀闸 (21)、令将?号变压器由母线侧停用转停用
断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸
(22)、令将?号变压器由母线侧停用转检修
断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸
(23)、令将?号变压器由运行转变压器侧检修
断开该变压器各侧开关及其变压器侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)
(24)、令将?号变压器由备用转变压器侧检修
断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)
(25)、令将?号变压器由变压器侧停用转变压器侧检修
在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)
(26)、令将?号变压器由运行转母线侧检修
断开该变压器各侧开关及其母线侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)
27)、令将?号变压器由备用转母线侧检修 (
断开该变压器各侧开关的母线侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸) (28)、令将?号变压器由母线侧停用转母线侧检修
在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合上接地刀闸)
(29)、令将?号变压器由变压器侧检修转运行
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸、开关以外的该变压器各侧开关的变压器侧刀闸、各侧开关
(30)、令将?号变压器由变压器侧检修转备用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的变压器侧刀闸
(31)、令将?号变压器由变压器侧检修转停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸 (32)、令将?号变压器由变压器侧检修转检修
断开该变压器各侧开关的母线侧刀闸
(33)、令将?号变压器由变压器侧检修转变压器侧停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)
(34)、令将?号变压器由母线侧检修转运行
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸、开关以外的该变压器的各侧开关的母线侧刀闸、各侧开关
(35)、令将?号变压器由母线侧检修转备用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的该变压器各侧开关的母线侧刀闸
(36)、令将?号变压器由母线侧检修转停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)，断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸 (37)、令将?号变压器由母线侧检修转检修
断开该变压器各侧开关的变压器侧刀闸。
(38)、令将?号变压器由母线侧检修转母线侧停用
拆除该变压器上各侧地线(或断开接地刀闸)
2、有关母线的综合操作指令
(1)、指令将??千伏?号母线由运行转检修:
、对于双母线结线:将该母线上所有运行和备用元件倒另一母线，拉开母联开关和刀闸，在该母线A
上挂地线(或合上接地刀闸)。
B、对单母线或一个半开关结线:将该母线上所有的开关、刀闸拉开，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)。
、对于单母线开关分段结线:拉开母线上所有的开关和刀闸，在母线上挂地线(或合上接地刀闸)。 C
(2)、指令将??千伏?号母线由检修转运行:
A、对于双母线结线:拆除母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上PT刀闸和母联刀闸，用母联开关给该母线充电。
B、对于单母线或一个半开关结线:拆除该母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的刀闸(包括PT刀闸)和开关。
C、对单母线开关分段结线:同单母线或一个半开关结线。
(3)、指令将??千伏?号母线由备用转运行:
A、对于双母线接线:合上母联开关给该母线充电;
B、对于单母线或一个半开关结线:合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关; C、对单母线开关分段结线:同单母线或一个半开关结线。
(4)、指令将??千伏?号母线由运行转备用:
A、对于双母线接线:将该母线上运行的变压器及线路开关倒另一母线运行，拉开母联开关; B、对于单母线或一个半开关结线:拉开该母线上的变压器及线路开关;
C、对单母线开关分段结线:拉开该母线上变压器、线路及母线分段开关。
(5)、指令将??千伏?号母线由检修转备用:
A、对于双母线接线:拆除母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上PT刀闸和母联刀闸; B、对于单母线或一个半开关结线:拆除该母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的变压器、线路开关的母线刀闸及PT刀闸;
C、对单母线开关分段结线:拆除该母线上的地线(或拉开接地刀闸)，合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的变压器、线路开关的母线刀闸及PT刀闸。
(6)、指令将??千伏?号母线由备用转检修:
拉开该母线上全部刀闸(包括PT刀闸、母联或母线分段开关刀闸)，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)。
(7)、指令将??千伏母线方式倒为正常方式:
即倒为调度部门已明确规定的母线正常接线方式(包括母联及联络变开关的状态)。 8)、令将??千伏?号母线由运行转母线侧停用 (
A、双母线接线:将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，断开母联开关、靠该母线侧的各刀闸及PT刀闸。
B、单母线接线:断开该母线上所有的开关、靠母线侧的各刀闸及PT刀闸。 9)、令将??千伏?号母线由备用转母线侧停用 (
断开该母线上所有的刀闸。
(10)、令将??千伏?号母线由停用转母线侧停用
A、双母线接线:合上母联开关靠另一母线侧的刀闸。
B、单母线接线:合上该母线上所有开关靠另一侧(非母线侧)的刀闸。
(11)、令将??千伏?号母线由检修转母线侧停用
A、双母线接线:拆除该母线上地线(或断开接地刀闸)，合上母联开关靠另一母线侧的刀闸 B、单母线接线:拆除该母线上地线(或断开接地刀闸)，合上该母线上所有开关靠另一侧的刀闸及PT刀闸。
(12)、令将??千伏?号母线由母线侧停用转运行
A、双母线接线:合上母联开关靠该母线侧的刀闸、PT刀闸和母联开关。
B、对于单母线接线:合上该母线上所有的母线侧刀闸和开关。
(13)、令将??千伏?号母线由母线侧停用转备用
A、双母线接线:合上母联开关靠该母线侧刀闸及PT刀闸。
B、单母线接线:合上该母线上所有开关靠母线侧的刀闸及PT刀闸。
(14)、令将??千伏?号母线由母线侧停用转停用
A、双母线接线:断开母联开关靠另一母线侧的刀闸。
B、对于单母线接线:断开该母线上所有的开关靠另一侧(非母线侧)的刀闸。 (15)、令将??千伏?号母线由母线侧停用转检修
A、双母线接线:断开母联开关靠另一母线侧的刀闸，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸) B、单母线接线:断开该母线上所有开关靠另一侧(非母线侧)的刀闸，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)
(16)、令将??千伏?号母线由运行转母线侧检修
A、双母线接线:将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，断开母联开关、靠该母线侧的各刀
闸及PT刀闸，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)
B、单母线接线:断开该母线上所有的开关、靠母线侧的各刀闸及PT刀闸，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)
(17)、令将??千伏?号母线由备用转母线侧检修
断开该母线上的所有刀闸，在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)
(18)、令将??千伏?号母线由母线侧停用转母线侧检修
在该母线上挂地线(或合上接地刀闸)
(19)、令将??千伏?号母线由母线侧检修转运行
A、双母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，合上母联开关靠该母线侧刀闸、PT刀闸和母联开关
B、单母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，合上该母线上所有开关靠母线侧刀闸和所有开关。
(20)、令将??千伏?号母线由母线侧检修转备用
A、双母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，合上靠该母线侧的各刀闸及PT刀闸。 B、单母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，合上该母线上所有开关靠母线侧的各刀闸及PT刀闸。
(21)、令将??千伏?号母线由母线侧检修转停用
A、双母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，断开靠该母线侧的各刀闸。 B、单母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)，断开该母线上所有开关靠母线侧的各刀闸及PT刀闸。
(22)、令将??千伏?号母线由母线侧检修转母线侧停用
A、双母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)
B、单母线接线:拆除该母线上的地线(或断开接地刀闸)
(23)、令将??千伏?号母线由运行转线路侧停用(仅适用于单母线)
断开该母线上的开关及其线路侧刀闸，而母线侧刀闸不断开(分段开关断开靠另一段母线侧的刀闸，靠本母线侧的刀闸不断开)。
(24)、令将??千伏?号母线由备用转线路侧停用(仅适用于单母线)
断开该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关断开靠另一段母线侧的刀闸)。 (25)、令将??千伏?号母线由停用转线路侧停用(仅适用于单母线)
合上该母线上各开关的母线侧刀闸(分段开关合上靠本母线侧的刀闸)。
(26)、令将??千伏?号母线由检修转线路侧停用(仅适用于单母线)
拆除该母线上的地线或断开接地刀闸，合上该母线上各开关的母线侧刀闸(分段开关合上靠本母线侧的刀闸)。
(27)、令将??千伏?号母线由线路侧停用转运行(仅适用于单母线)
合上该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关合上靠另一段母线侧的刀闸)和各开关。 (28)、令将??千伏?号母线由线路侧停用转备用(仅适用于单母线)
合上该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关合上靠另一段母线侧的刀闸)。 (29)、令将??千伏?号母线由线路侧停用转停用(仅适用于单母线)
断开该母线上各开关的母线侧刀闸(分段开关断开靠本母线侧的刀闸)。 (30)、令将??千伏?号母线由线路侧停用转检修(仅适用于单母线)
断开该母线上各开关的母线侧刀闸(分段开关断开靠本母线侧的刀闸)，在该母线上挂地线或合上接地刀闸。
(31)、令将??千伏?号母线由运行转线路侧检修(仅适用于单母线)
断开该母线上的各开关及其线路侧刀闸(分段开关断开靠另一段母线侧的刀闸)，在该母线上挂地线或合上接地刀闸。
(32)、令将??千伏?号母线由备用转线路侧检修(仅适用于单母线)
断开该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关断开靠另一段母线侧的刀闸)，在该母线上挂地线或合上接地刀闸。
(33)、令将??千伏?号母线由线路侧停用转线路侧检修(仅适用于单母线)
在该母线上挂地线或合上接地刀闸。
(34)、令将??千伏?号母线由线路侧检修转运行(仅适用于单母线)
拆除该母线上的地线或断开接地刀闸，合上该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关合上靠另一段母线侧的刀闸)和开关。
(35)、令将??千伏?号母线由线路侧检修转备用(仅适用于单母线)
拆除该母线上的地线或断开接地刀闸，合上该母线上各开关的线路侧刀闸(分段开关合上靠另一段母线侧的刀闸)。
(36)、令将??千伏?号母线由线路侧检修转停用(仅适用于单母线)
拆除该母线上的地线或断开接地刀闸，断开该母线上各开关的母线侧刀闸(分段开关断开靠本母线侧的刀闸)。
(37)、令将??千伏?号母线由线路侧检修转线路侧停用(仅适用于单母线)
拆除该单母线上的地线或断开接地刀闸。
3、有关开关的综合操作指令
、指令将??(设备或线路名称)的??开关由运行转检修: (1)
拉开开关及两侧刀闸，在开关两侧挂地线(或合上接地刀闸)。 (2)、指令将??(设备或线路名称)的??开关由检修转运行:
拆除该开关两侧地线(或拉开接地刀闸)，合上该开关两侧刀闸(母线刀闸按方式规定合)，合上
开关。
(3)、指令将??(设备或线路名称)的??开关由备用转检修:
拉开该开关两侧刀闸，在该开关两侧挂地线(或合上接地刀闸)。 (4)、指令将??(设备或线路名称)的??开关由检修转备用:
拆除该开关两侧地线(或拉开接地刀闸)，合上该开关两例刀闸(母线刀闸按方式规定合)。
(5)、指令用??(旁路或母联)??开关通过?号母线代??(设备或线路名称)的??开关。??(设
备或线路名称)的??开关由运行转检修;
按母线方式倒为用旁路(或母联)代??(设备或线路名称)的??开关方式，拉开被代开关及其
两侧刀闸，在该开关两侧挂地线(或合上接地刀闸)。
(6)、令将??开关由运行转线路侧停用
断开该开关及其线路侧刀闸
(7)、令将??开关由备用转线路侧停用
断开该开关的线路侧刀闸
(8)、令将??开关由停用转线路侧停用
合上该开关的母线侧刀闸
(9)、令将??开关由检修转线路侧停用
拆除该开关两侧的地线(或断开接地刀闸)，合上该开关的母线侧刀闸 (10)、令将??开关由线路侧停用转运行
合上该开关的线路侧刀闸和开关
(11)、令将??开关由线路侧停用转备用
合上该开关的线路侧刀闸
(12)、令将??开关由线路侧停用转停用
断开该开关的母线侧刀闸
(13)、令将??开关由线路侧停用转检修
断开该开关的母线侧刀闸，在该开关两侧挂地线(或合上接地刀闸) (14)、令将??开关由运行转母线侧停用
断开该开关及其母线侧刀闸
(15)、令将??开关由备用转母线侧停用
断开该开关的母线侧刀闸
(16)、令将??开关由停用转母线侧停用
合上该开关的线路侧刀闸
(17)、令将??开关由检修转母线侧停用
拆除该开关两侧的地线(或断开接地刀闸)，合上该开关的线路侧刀闸 (18)、令将??开关由母线侧停用转运行
合上该开关的母线侧刀闸和开关
(19)、令将??开关由母线侧停用转备用
合上该开关的母线侧刀闸
(20)、令将??开关由母线侧停用转停用
断开该开关的线路侧刀闸
(21)、令将??开关由母线侧停用转检修
断开该开关的线路侧刀闸，在该开关两侧挂地线(或合上接地刀闸) 备注:
A、由于母线侧刀闸误操作的后果较线路侧刀闸更为严重，所以对开关而言，当其“在母线侧停用”
及“在线路侧停用”两种方式均可采用时，宜采用后者。
B、线路检修，可先将相应的线路开关“由运行转线路侧停用”，然后在线路侧刀闸的线路侧接地。
4、有关PT的综合指令
(1)、命将??千伏?号母线PT由运行转检修:
切换倒出PT负荷,拉开该PT刀闸,在PT上接地线(或合上解地刀闸)。 (2)、指令将??千伏?号母线PT由检修转运行:
拆除该PT上地线(或拉开接地刀闸),合上该PT刀闸,倒入PT负荷。
浙公网安备 33021202002483