呼兴电力系统调度规程
.
电力系统
调度规程
.
.
目 录
总 则……………………………………………………………………………….1 第一章 调度管理…………………………………………………………………..3
第一节 调度管理的任务………………………………………………….…...3
第二节 调度管理的组织形式………………………………………………....4
第三节 调度范围的划分……………………………………………………...5
第四节 调度运行管理………………………………………………………...6 第二章 电网运行方式的管理……………………………………………………...9
第一节 年、,季,、月运行方式的编制…………………………………….....9
第二节 日运行方式的编制及管理…………………………………………..10
第三节 设备检修的调度管理……………………………………………….12
第四节 新建、扩建和改建设备加入电网运行的调度管理…………………15
第五节 发电企业并网条件………………………………………………….17 第三章 电网频率和电压的管理………………………………………………….19
第一节 频率的管理…………………………………………………………19
第二节 电网低周减载装臵的管理…………………………………………..21
第三节 无功电压管理………………………………………………………24
第四节 谐波的管理…………………………………………………………26 第四章 网间联络线的潮流控制与管理…………………………………………..27 第五章 自动发电控制装臵,AGC,的运行管理………………………………...27 第六章 电网的倒闸操作…………………………………………………………28
第一节 基本规定……………………………………………………………..28
第二节 基本操作……………………………………………………………32 .
.
第七章 系统事故处理…………………………………………………………....37
第一节 一般规定…………………………………………………………....37
第二节 线路开关跳闸的处理……………………………………………….38
第三节 母线电源消失的事故处理…………………………………………..40
第四节 变压器事故处理…………………………………………………….41
第五节 发电机事故处理…………………………………………………….41
第六节 电网功率振荡的识别与应采取的相关措施…………………………42
第七节 高压开关非全相运行的处理………………………………………...46
第八节 铁磁谐振的事故处理………………………………………………..46
第九节 关于强送电的规定…………………………………………………..47
第十节 互感器故障的处理…………………………………………………..47
第十一节 系统单相接地的事故处理………………………………………...47 第八章 稳定管理………………………………………………………………....48 第九章 失去通讯联系时的处理………………………………………………….49
第一节 失去通讯联系时的正常处理………………………………………...49
第二节 失去通讯联系时的事故处理………………………………………...50 第十章 开关设备编号准则…………………………………………………….....50
第一节 旧编号准则……………………………………………………….....50
第二节 新编号准则……………………………………………………….....52
.
.
总 则
呼兴区域电网,简称呼网,是内蒙古电网的重要组成部分～由海拉尔区、牙克石市、满洲里市、额尔古纳市、扎兰屯市、根河市、陈旗、东旗、西旗、鄂温克旗、莫旗、鄂伦春旗、兴安盟部分地区的发电企业、变电站、电力线路和用户组成。
电能的生产、输送、使用是同时完成的～因此～电网中的发电、供电、用电是一个不可分割的整体。对电网运行实行统一调度、分级管理的原则～以保障电网的安全、稳定、优质、经济运行。
本规程是根据国务院颁布的《电力法》、《电网调度管理条例》,以下简称《条例》,、以及《电网调度管理条例实施办法》、《电力系统技术导则》、《内蒙古自治区电网调度管理规程》结合呼网实际情况制定。它是呼网运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程。
凡呼网内的发、供电单位,包括调通中心委托呼伦贝尔电业局中心调度所调度的乌兰哈达变主变和66千伏母线、二热甲乙线、乌兰浩特二电厂,及所属的各级调度必须严格执行本规程,上述各单位颁布的专业规程和现场规程、规定、制度、条例等～均应与本规程相符～否则～应根据本规程的原则予以修改。
呼伦贝尔电业局中心调度所,简称呼伦贝尔中调,是呼网运行的组织、指挥、指导和协调机构～在电网调度业务上受内蒙古电力,集团,有限责任公司调度通信中心,简称调通中心,的直接指挥～同时受呼伦贝尔电业局领导。呼伦贝尔中调既是生产运行单位～又是呼网运行管理的职能部门～在呼网运行中行使调度权。呼伦贝尔中调与呼网内所属的市,旗,级调度机构,以下简称地调,及发电企业、变电站～在电网调度业务活动中是上、下级关系～下级必须严格服从上级的调度。地调既是地区电力系统的生产运行指挥机构～也是供电单位.
.
和农电单位的职能部门～在电网运行中行使指挥权。地调管辖范围内变电站的运行和管理部门～必须服从该级电网调度机构的调度管理。
下列人员应通晓本规程的全部或有关部分:
供电单位分管生产领导、各级调度所所长、调度组长及调度值班人员、运行方式组长及运行方式专责人员、继电保护有关人员、变电站站长及值班人员。
发电企业分管生产领导、运行部长、值长、电气班长及电气值班人员。
各发、供电单位、检修公司、负责生产的局,厂,长、总工程师、调度所所长、调度组长～除应通晓本规程,或有关部分,外～还应负责监督贯彻本规程的执行情况。
除上述人员外～其他与调度业务有密切联系的各级管理部门的领导和有关人员～也应了解本规程或本规程的有关部分。
本规程的批准权属呼伦贝尔电业局～解释权属呼伦贝尔中调。
.
.
第一章 调度管理
第一节 调度管理的任务
1.1.1电网调度管理一般包括调度运行管理、调度计划管理,含设备检修管理,、电力市场运作、继电保护和安全自动装臵管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、调度系统人员培训管理等。
1.1.2电力系统调度管理的任务是领导系统的运行和操作保证实现下列基本要求:
1.1.2.1保证系统安全、稳定、正常运行～保证供电的可靠性、连续性,
1.1.2.2充分发挥系统内发、供电设备的能力～有计划的最大限度的满足系统内电力客户的负荷需要,
1.1.2.3使系统内各处的供电质量,频率、电压、谐波分量,符合国家规定的标准,
1.1.2.4根据呼网的实际情况～充分合理的使用风力资源～使系统在最经济的方式下运行,
1.1.2.5按照有关合同或者协议～根据‚三公?,公平、公开、公正,原则～保护呼网内发电、供电、用电等各方面的合法权益。
1.1.2.6充分考虑供热机组的运行特点～在供热期合理安排供热机组的运行方式。
1.1.3调度管理包括以下主要工作:
1.1.3.1 负责指挥系统安全、稳定、经济运行;
1.1.3.2 遵守国家法律法规、国家标准和电力行业标准、《内蒙古自治区电网调度管理规程》及有关协议～对参网运行的发电企业、地调及变电站进行统一调度,
1.1.3.3 严格执行调通中心值班调度员下达的指令～及时向调通中心值班调度员汇报,
1.1.3.4负责指挥调度管辖范围内设备的操作～配合上级调度调整电网的频率和电压,
1.1.3.5 严格执行调通中心下达的联络线送受电计划,
.
.
1.1.3.6对地区电网进行超短期负荷预测～使之符合考核指标要求,99,以上,;
1.1.3.7 根据《并网调度协议》、《购售电合同》的约定～结合系统实际情况～按时编制并向各发、供电单位提供系统调度计划,年、月、日运行方式,～并统计考核发电、供电计划的执行情况～严格控制按计划发、供电。
1.1.3.8 编制调度管辖范围内设备的检修计划～批准其按计划检修,
1.1.3.9指挥呼网内的事故处理～配合调通中心进行事故调查、事故分析和反事故演习,制定并组织实施提高呼网安全稳定运行水平的措施以及反事故预案和黑启动
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
,
1.1.3.10采取有效措施～防止影响呼网安全运行的事故发生。定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查～根据需要制定反事故措施,
1.1.3.11支持、配合参网运行发电企业、变电站、送电线路和地调对相应设备进行技术改造或参数调整;对与电网有关的调度运行管理进行指导和协调,负责运行中涉及电网运行安全的电气设备、继电保护及安全自动装臵、励磁系统,包括PSS,、AGC及调速系统、电能计量系统、电力调度通信、调度自动化等设备的运行管理～并对相关业务进行指导和协调～提供必要的技术支持,
1.1.3.12 按照相关规定及时向参网运行发电企业、供电局通报与其相关的电网、发电企业重大设备缺陷信息～以及与发电企业、变电站相关的输电通道输电能力。并定期披露有关的电力调度信息,
1.1.3.13负责网内发、供电单位、企业自备电厂新建、改建或扩建设备并入电网的有关调度运行的技术管理工作;参与电网规划编制工作和发电厂、变电站接入系统的设计审查工作,
1.1.3.14负责系统内发电企业,装机容量100兆瓦以下,并入电网的调度协议签定工作和有关的电力交易合同。
1.1.3.15根据电力系统运行需要,及时按程序修改相应规程、规范,
1.1.3.16组织和参加调度系统有关人员的业务培训,
1.1.3.17行使呼伦贝尔电业局或调通中心批准,或授予,的其他职权。
第二节 调度管理的组织形式
1.2.1呼伦贝尔中调为调通中心下属的地区级调度机构～在调度运行上服从调通中心的统一调度,
.
.
1.2.2呼网调度机构采用两级制。呼伦贝尔中调为呼伦贝尔市级电网调度机构,地调为呼伦贝尔市所辖市,旗,级电网调度机构。
1.2.3呼伦贝尔中调设调度、运行方式、继电保护、通信、自动化等专业室。地调需根据情况设相应的机构或专责人。
第三节 调度范围的划分
1.3.1 为使呼网内各级调度机构能够有效地指挥系统的运行和操作～凡是并入本电网运行的发电企业、供电单位及特殊用户,指个别大用户和拥有自备电厂的用户,所属的设备～均按照‚统一调度、分级管理?的原则进行调度管辖范围的划分:
1.3.1.1 调通中心调度和管理的设备:
1.3.1.1.1 调通中心调度的设备
扎西郊变音扎线253出线及220千伏母线。此类设备只有得到调通中心值班调度员的指令或经许可后方可对其进行操作。
1.3.1.1.2 调通中心管理的设备
扎西郊变主变压器、牙扎线252出线、扎莫线254出线。此类设备进行操作应事先征得调通中心值班调度员的许可～事后报告调通中心值班调度员。
1.3.1.2 呼伦贝尔中调调度和管理的设备:
1.3.1.2.1 第一类设备为呼伦贝尔中调调度的设备。
此类设备只有得到呼伦贝尔中调值班调度员的指令或经许可后方可对其进行操作。检修申请均应按本规程有关规定办理。
1.3.1.2.2 第二类设备为呼伦贝尔中调管理的设备～由呼伦贝尔中调授权地调或发电企业调度。此类设备进行操作须事先征得呼伦贝尔中调值班调度员的许可～事后报告呼伦贝尔中调值班调度员。
13.1.2.3 第三类设备为地调、发电厂和用户自行管辖的设备。
呼伦贝尔中调负责第一类,调通中心调度和管理的设备除外,和第二类设备的命名及调度权限划分～在设备投入运行时随批准书下达～并且每年在电网年度运行方式中重新核实。
1.3.2 根据本电力系统的特点～调度管辖范围按如下原则划分:
1.3.2.1 一类设备:
1.3.2.1.1 发电厂主设备、发电机出口母线及高压母线、电厂联络.
.
线,包括乌兰浩特二电厂,。
1.3.2.1.2 110千伏、220千伏设备,包括乌兰哈达变主变压器,。
1.3.2.1.3 35千伏、66千伏地区电网内有重要联络意义的输变电设备,包括调通中心委托呼伦贝尔中调调度的兴安电网部分66千伏设备,。
1.3.2.1.4 电网安全稳定控制装臵～主要包括失步振荡解列、低频低压解列、联络线的重合闸、高周切机、低频低压减载等装臵。
1.3.2.1.5 电抗器。
1.3.2.2 二类设备:
1.3.2.2.1 其它35千伏、66千伏主变、母线、线路及联络线。
1.3.2.2.2 消弧线圈。
1.3.2.2.3 有电抗器的变电站的电容器。
1.3.2.3 三类设备:网内非一、二类设备的其他设备。
1.3.3继电保护、安全自动装臵、通信和自动化设备的调度管理～应与一次设备的调度管辖范围相一致。
1.3.4跨地区电网间的输变电设备～按其有关协议划定其调度管辖范围。用户自备电厂、专用线路和变电站～视其具体情况～按有关调度协议实行调度管理。
1.3.5一、二类设备具体调度管辖范围划分～见本规程附表一。
第四节 调度运行管理
1.4.1 呼伦贝尔中调调度员在值班期间～为呼网运行和操作、调整、事故处理的指挥人～按照批准的调度管辖范围行使指挥权。在调度关系上还应受调通中心值班调度员的领导～接受其发布的调度指令。
1.4.2 地调调度员,包括自备电网值班调度员,在值班期间～为各地区所管辖电网运行和操作、调整～事故处理的指挥人～在其调度管辖范围内按照规定发布调度指令～并对其发布的调度指令的正确性负责。并应接受呼伦贝尔中调值班调度员的领导～接受其发布的调度指令。
1.4.3 并入电网运行的发电企业的值长,包括电气班长,、变电站值班长应接受所属设备的调度管辖范围的划分～受相应调度机构的值班调度员的指挥～接受其发布的调度指令。
1.4.4 呼伦贝尔中调值班调度员、地调值班调度员,包括自备电网值班调度员,、发电企业值长,包括电气班长,和变电站值班长～在值班期.
.
间接受上级值班调度员下达的指令后～应复诵指令～核对无误～并应立即执行。调度指令的内容发令和受令双方均应录音～并记入调度日志。
如受令者认为调度指令不正确～应当立即向发布该调度指令的值班调度员提出意见～由发令值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。如发令的值班调度员重复该指令时～接令值班人员必须迅速执行。如执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时～则值班人员应当拒绝执行～并将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。如无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令～则未执行调度指令的值班人员及不允许执行,或者允许不执行,调度指令的领导人均应对此负责。
1.4.5任何单位和个人不得违反《条例》～干预调度系统的值班人员发布或者执行调度指令。调度系统的值班人员依法执行公务～有权力拒绝各种非法干预。
1.4.6电网管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示～应当通过调度机构负责人,调度所所长～分管副所长、总工程师、调度科科长 ～下同,转达给值班调度员。如上述人员联系不上～值班调度员可直接接受命令和执行命令～同时尽快报告上述人员。
1.4.7电网管理部门的负责人～调度机构的负责人以及发电企业、变电站的负责人～对上级值班调度员发布的调度指令有不同意见时～只能向上级电力行政主管部门或上级调度机构提出～在未作出答复前～接令的值班人员仍必须按照上级值班调度员发布的该调度指令执行。如果上级采纳或部分采纳所提意见～由接受意见的调度机构负责人将意见通知值班调度员～由值班调度员更改调度指令并由其发布。
1.4.8除电力行政主管部门、电网管理部门、调度机构负责人所作的不违反《条例》和其他有关法规、规程、规范等的指示以及调度机构内有关专业部门按规定所提的要求～并按1.4.7条规定传达给值班调度员外～其它任何人直接对值班调度员发布调度指令及提出的任何要求～均视为非法干预。值班调度员发布的调度指令～不得与上级调度值班调度员越级发布的调度指令相抵触。
1.4.9地调值班调度员、发电企业值长和呼伦贝尔中调直调的变电站的值班长在接班后半小时内～应向呼伦贝尔中调值班调度员汇报运行情况。
内容包括发电厂可调出力、运行方式、有功负荷、无功负荷及母线电.
.
压、设备检修情况及重大设备缺陷～大用户生产状态及其他有关安全、经济运行事项。值班调度员听取汇报后～应向对方说明本值内电网的有关情况,预定的检修、试验项目、倒闸操作和注意事项、电力平衡情况等,。
在交班前半小时～上述值班人员应向呼伦贝尔中调值班调度员简要汇报当值运行工作和当时的有功负荷、无功负荷～电压等情况。
呼伦贝尔中调值班调度员应按上述要求向调通中心值班调度员汇报运行情况。
每周一呼网内各厂、站应及时与呼伦贝尔中调对时～并以自动化标准时间为准。包括各厂、站微机保护及自动装臵和故障录波器。
1.4.10当呼网内发生异常运行情况或者事故时～有关的地调值班调度员、发电企业值长、变电站值班长应立即向呼伦贝尔中调值班调度员报告～报告内容包括:故障时间～设备类型及保护、自动装臵动作情况～故障现象等～以便呼伦贝尔中调值班调度员采取预防事故扩大的措施。有关单位报告人应对报告的准确性及迅速性负责～双方做好详细记录。
对重大设备缺陷和异常情况应向各自的有关领导汇报。
1.4.11运行中的调度管辖范围内设备保护退运～须向呼伦贝尔中调值班调度员申请并同意后才能执行～设备的主保护、自动装臵短时间停用审批权限按《继电保护及安全自动装臵调度运行规程》规定执行。
1.4.12继电保护及自动装臵的整定范围应与调度范围划分相一致。各地调、发电企业及变电站运行方式有较大的改变时～应及时向呼伦贝尔中调提出更改设备保护定值及自动装臵的运行方式。没有得到呼伦贝尔中调值班调度员许可～不得擅自更改。
1.4.13呼伦贝尔中调制订的低周减载方案～重合闸运行方式应经电业局主管领导批准。投入和退出必须听从呼伦贝尔中调值班调度员的指令。
1.4.14呼伦贝尔中调管辖范围内的继电保护及自动装臵调试和更改定值工作～应经呼伦贝尔中调值班调度员批准。现场值班人员应将现场调试结果与呼伦贝尔中调下达的定值单核对无误后向呼伦贝尔中调值班调度员报告。呼伦贝尔中调值班调度员下达投运该保护定值的指令后～现场值班员方可将该保护定值投入运行。
1.4.15一项调度指令是以值班调度员下达可以执行指令时开始～至操作人员向值班调度员报告该指令执行完毕时为止。
1.4.16发生拒绝执行调度指令～破坏调度纪律的行为时～呼伦贝尔中.
.
调依据《电力法》、《条例》及《并网调度协议》等有关规定、协议有权力及时进行调查处理。
第二章 电网运行方式的管理
第一节 年、(季)、月运行方式的编制
2.1.1电网运行方式编制的基本要求:
2.1.1.1 保证电网安全稳定运行～便于迅速消除事故～限制事故范围～避免事故的扩大,
2.1.1.2满足电网内供电计划～充分考虑供热机组的特点～完成发、供电主要设备的大、小修计划,
2.1.1.3满足《电力系统安全稳定导则》关于系统稳定运行等方面的要求,
2.1.1.4保证电网内各电压监视点的电压质量合格,
2.1.1.5在制定运行方式时应充分考虑与有关单位签定的《并网调度协议》、《购售电合同》的相关条款。
2.1.2电网运行方式按年、季,月,、日编制。年度运行方式的内容分为上一年运行情况总结和本年度运行方式两大部分。其中上一年总结包括:系统规模、新投产发变输电设备、生产情况
评价
LEC评价法下载LEC评价法下载评价量规免费下载学院评价表文档下载学院评价表文档下载
及分析、安全情况总结分析等。本年度运行方式包括:电力电量平衡、调度管辖范围内的发电设备和输电设备的检修计划、网络架构、典型运行方式潮流、静态安全分析、稳定水平分析及措施、短路容量分析及措施、无功平衡及电压水平分析及措施、网损率预测及降损措施、安全自动装臵及低频减载方案、设备调度范围划分、本年度电网运行存在的问题及改进措施建议。
2.1.3为编制电网的年运行方式～各发电企业应在每年的11月1日前～向呼伦贝尔中调提交下一年度发电计划建议。其主要内容为:每台机组可调出力,供热期、非供热期,、年度检修计划、新设备投产计划及机组铭牌出力、最大厂供负荷。呼伦贝尔中调应于次年1月20日前将经核准的发电企业下一年度设备检修计划通知各发电企业。
2.1.4为编制电网的年运行方式～各地调或供电局应编制本地区的年度供电计划～并于每年11月1日前上报呼伦贝尔中调。其主要内容为:地区年预计供电量、地区预计最大、最小负荷、年度设备检修计划。
2.1.5全网的季度运行方式与局季度生产计划合并编制～月度运行方.
.
式与局月度生产计划合并编制。前者由局计划发展部、生产部及中调所负责组织编制～后者由局生产部及中调所负责编制。
月度生产调度计划的内容主要包括:
2.1.5.1发电企业的发电量及最大、最小发电负荷,
2.1.5.2供电单位的地区供电量、售电量及最大、最小供电负荷,
2.1.5.3发电企业机炉的大、小修进度表,发电企业机炉检修期间的运行方式及可调出力,
2.1.5.4呼伦贝尔中调管辖范围内的电气设备检修进度表,
2.1.5.5各地区电力、电量分配计划表,
2.1.5.6新设备投产计划。
2.1.6为了按时下达月调度计划～要求各发电企业、供电单位于每月的15日前按2.1.5条内容向呼伦贝尔中调上报下一月度建议计划。呼伦贝尔中调于每月18日前将调通中心调度和管理的电气设备下月检修计划上报调通中心审批～并于28日前将批准的下月设备检修计划通知发电企业及供电局。
2.1.7各地区电网正常接线方式应与主网正常接线方式相适应～并经供电局主管领导批准报呼伦贝尔中调备案。如与主网接线方式有矛盾～必须事先取得呼伦贝尔中调同意或服从主网方式要求。电网内各发电企业厂用电方式、保厂用电措施应报送呼伦贝尔中调备案。
2.1.8呼伦贝尔中调应根据局计划、生产、营销、基建等管理部门提供的次年地区的分月最高、最低负荷～预计新设备投产项目和投产日期～发电企业可调出力表及机、炉、电等主要设备检修进度表等～编制次年的电网运行方式～经局主管领导批准后下发各发、供电单位及农电单位执行。并于十一月底前上报调通中心。
第二节 日运行方式的编制及管理
2.2.1呼网的日运行方式以日调度计划方式编制下达。它是对发、供电单位生产运行工作的具体要求～内容包括:
2.2.1.1发电企业有功负荷曲线和全日发电量计划及电压,无功,曲线,
2.2.1.2供电地区的日预计负荷曲线,
2.2.1.3电力分配方案及输变电设备潮流控制,
.
.
2.2.1.4发电企业机、炉运行方式及最大、最小可调出力,
2.2.1.5调度管辖范围内设备的检修及试验安排,
2.2.1.6电网接线方式的改变,
2.2.1.7指定调频厂,呼伦贝尔电网孤立运行时,和联络线负荷调整厂,与内蒙古电网联网运行时,,
2.2.1.8网间联络线的送、受电计划,
2.2.1.9有关电网运行操作等注意事项。
日运行方式分正常方式和特殊方式两种。特殊方式是指节、假日方式或电网内进行大型操作、新建、改建、扩建设备投产试运时的方式～是应特殊需要而编制～需经呼伦贝尔中调各专业室审批,必要时需经电业局主管领导审批。
2.2.2呼伦贝尔中调在编制日发电调度曲线时～为保证呼网的频率调整～电网应留有全网最大负荷5,或呼网内最大单机容量的旋转备用容量和适当的低谷负荷的调整容量。
2.2.3为编制电网的日调度计划～各发电企业、地调或供电局应于前一日11时前向呼伦贝尔中调报出次日的设备检修申请和地区供电计划,包括预计负荷曲线和全日电量、重大用户生产动态、设备检修项目等,。
每逢周五应向呼伦贝尔中调报出次三日的申请和供电计划～逢节假日应于节前三日提出节日到节后一日的检修申请和地区供电计划。
次日的调度计划～应于当日17时前由呼伦贝尔中调值班调度员下达。特殊情况日计划人员有权对已交调度的计划进行调整。
2.2.4为编制系统的日调度计划～各发电企业同时应做到:
2.2.4.1在国家法定节日或特殊运行方式出现7日前向呼伦贝尔中调提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。呼伦贝尔中调应于国家法定节日3日前或特殊运行方式出现3日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知发电企业。
2.2.4.2因设备更新改造等原因出现特殊运行方式～可能影响电网正常运行时～应将有关方案提前7日通知呼伦贝尔中调～并按商定的方案执行。
2.2.4.3可调出力安排应与‚月度生产调度计划?相应方式下的可调出力相符。如因某种原因需要改变时～应于前一日11时前向呼伦贝尔中调提出申请～说明理由,逢周五或节日按第2.2.3条规定办理,。 .
.
2.2.5各地调应加强地区供电负荷的管理～分析地区供电负荷变化规律～了解重大用户生产动态等～根据地区供电负荷需求编制地区预计负荷曲线～并力求准确。各地区预计负荷曲线的准确率要求见附录一。
2.2.6凡并网运行的发电企业必须按呼伦贝尔中调下达的日调度计划和电压,无功,曲线运行～并根据值班调度员的指令调整功率和电压,无功,～不能以任何借口拒绝或拖延执行调度指令或不执行调度计划～不能自行任意多发或少发～否则将根据《并网调度协议》进行考核和经济处罚。
2.2.7呼伦贝尔中调应依照有关要求合理安排电厂的日发电调度计划曲线。运行中～值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整～对日发电调度计划曲线的调整应提前30分钟通知电厂值班人员。
2.2.8值班调度员应监督发电厂按确定的曲线发电～监督控制各地区安全可靠供电。如出现下列紧急情况之一时～值班调度员有权调整日发电、供电调度计划曲线～发布限电、调整发电企业功率、开或者停发电机组等指令,必要时可越级向地调管辖的发电企业、变电站值班人员发布调度指令～地调不准干涉～否则后果由地调负责:
2.2.8.1发、供电设备发生重大事故或者电网发生事故,
电网频率,联络线潮流,或者电压超过规定范围, 2.2.8.2.
2.2.8.3输变电设备负载超过规定值,
2.2.8.4主干线路功率值超过规定的稳定限额,
2.2.8.5其他威胁电网安全运行的紧急情况。
呼伦贝尔中调值班调度员在发布调整发、供电调度计划的指令时～必须填写调度值班日志～做好详细记录。
因发电企业自身原因引起的发电曲线偏离计划～值班调度员不得修改该发电企业的发电计划。
2.2.9呼伦贝尔中调应加强电网负荷的管理～分析地区负荷的差异及电网负荷变化规律～根据电网负荷的需要、发供电计划、地区预计负荷及有关电网安全约束,电力市场运营规则或相应经济运行原则编制电网的发电负荷曲线～应力求准确。
第三节 设备检修的调度管理
2.3.1发电、供电设备的检修计划～应服从调度机构的统一安排。检修项目必须列入年度、,季度,和月度生产调度计划中。
.
.
2.3.2呼伦贝尔中调管辖的一类设备的检修,包括试验～下同,～虽已列入月度调度计划～但发电企业、地调或供电单位仍需在开工前一日11时前向呼伦贝尔中调提出申请～呼伦贝尔中调应在当日17时前批复。
属调通中心调度的设备检修～或调通中心管理的设备检修影响调通中心调度的设备的运行方式～需于检修前两日11时前向呼伦贝尔中调提出检修申请～呼伦贝尔中调应于检修前一日11时前经呼伦贝尔中调日计划人员向调通中心提出申请。经调通中心批准后～由呼伦贝尔中调批复有关单位。但发布调度指令仍按调度管辖范围执行。
逢周五或节假日应按第2.2.3条规定办理。
检修申请内容为:工作项目、停电范围、开工完工时间、停送电时间、可调出力、试验计划或方案及对电网的要求等。
2.3.3发电企业附属设备的检修如影响全厂最大综合出力的应在开工前一日,逢周五或节假日应按第2.2.3条规定办理,11时前向呼伦贝尔中调提出申请～经呼伦贝尔中调批准后方可开工。
2.3.4列入月度生产调度计划的检修项目～如不能按时进行～应提前向呼伦贝尔中调提出办理变更的申请～呼伦贝尔中调视情况予以调整。变更申请发电企业应提前48小时提出～供电部门如涉及两个地区配合检修项目～需提前五日提出～一般检修项目只需开工前一日11时前提出。
如因系统原因需要变更原定检修计划时～呼伦贝尔中调应于计划开工前一日11时前通知检修单位。
2.3.5需要在系统中进行复杂的倒闸操作～改变继电保护定值～影响主系统正常运行～接线方式的检修工作～应在工作前三日向呼伦贝尔中调提出申请。
2.3.6列入日生产调度计划的检修项目～由于天气原因或其他原因使检修工作不能按计划进行时,工作负责人应于计划工作前2小时报告呼伦贝尔中调值班调度员。
2.3.7呼网内发、供电设备的临时检修申请可随时向呼伦贝尔中调提出～呼伦贝尔中调按有关规定办理。
值班调度员有权批准当日可完工且对系统供电无明显影响的设备检修。如值班调度员已接到次日的调度计划～有权批准次日内可完工且对系统无明显影响的设备检修～应做好记录～并及时通知日计划人员。
2.3.8发电企业运行设备出现异常情况时～可提前6小时向呼伦贝尔.
.
中调提出检修申请。呼伦贝尔中调应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况～履行相关规定的程序后～提前1小时批复检修申请～并修改相应计划。如设备需紧急停运～调度应视情况及时答复。电厂应按照调度的最终批复执行。
2.3.9 如果发电企业需要在系统负荷低谷时段,22时至次日6时,消除缺陷～应在当日11时前向呼伦贝尔中调提出申请～呼伦贝尔中调应根据电网情况尽量予以安排～并及时修改日检修调度计划曲线。
2.3.10设备的事故检修～发电企业值长和供电单位值班人员应及时向呼伦贝尔中调值班调度员报告～并提供事故情况、检修工期、可调出力等情况。呼伦贝尔中调值班调度员按本规程有关规定处理。
2.3.11日调度计划已批准的检修工作～在开工前仍需得到管辖该设备值班调度员的指令或许可～方可对设备进行停运或退备的操作。
2.3.12各发、供电单位必须严格执行已批复的检修计划～按时完成各项检修工作。
2.3.12.1检修单位由于自身原因～不能按已批复计划检修的～如电网调度确实无法安排～检修单位应设法按原批复计划执行。否则～电网调度在本年度内原则上不再另行安排计划检修。
2.3.12.2正在检修的设备～无论何种原因不能按期完工时～应提前向呼伦贝尔中调提出延期申请。机炉设备应提前48小时～电气设备应提前24小时。当日内检修的设备应近早提出。
2.3.12.3由于电网运行需要～各发、供电单位不能按计划进行设备检修的～呼伦贝尔中调应提前与各发、供电单位协商～调整检修计划并通知各发、供电单位。如果设备必须超期运行～双方应针对设备超期运行期间可能出现的紧急情况商定应急措施～以及转入检修状态的程序～并按相关规定处理。
2.3.13在设备检修期间因电网特殊需要～呼伦贝尔中调值班调度员有权下令终止检修或要求缩短工期～尽快使检修设备投入运行或转入备用。
2.3.14对涉及两个单位或两个以上单位的检修工作～调度在安排时应尽可能使工作配合进行。
对于已批准停电检修的设备～在停电期间内某一设备需要配合检修～可随时向呼伦贝尔中调值班调度员提出申请～呼伦贝尔中调值班调度员可批准～现场必须填写工作票。严禁未经批准私自在停电设备上进行工作。 .
.
2.3.15电网一次设备检修如影响电厂送出能力～应尽可能与电厂设备检修,或停机备用,相配合。
2.3.16 呼伦贝尔中调应合理安排管辖范围内设备的继电保护及安全自动装臵、电力调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修。二次设备的检修原则上不应影响一次设备的正常运行～否则～应尽可能与一次设备的检修相配合。
2.3.17呼伦贝尔中调管辖的输、变电设备的带电作业工作～如对电网运行有要求者～应按正常手续申请。单一的带电作业只需在工作前征得呼伦贝尔中调值班调度员的同意。在送电线路上进行带电作业～根据现场要求退出该线路的自动重合闸装臵～如此时线路掉闸不得强送～值班调度员必须与该作业工作负责人取得联系～允许后方可强送。
2.3.18 发电企业和变电站设备检修时间的计算是从设备断开时开始～到设备重新投入运行或转入备用时为止。断开设备和投入运行或转入备用所进行的一切操作时间及机炉启动时间、试运时间均应算在检修时间之内。
电力线路检修时间的计算是从断开线路开关开始到送电操作合上开关向线路充电时止为停电时间～从线路安全接地时开始～到呼伦贝尔中调值班调度员接到工作负责人或值班人员关于检修人员撤离现场并解除安全措施可以送电的报告时止～计为工作时间。
2.3.19发电企业值长、地调值班调度员及变电站值班长～在检修工作完工设备恢复备用或运行前～应向呼伦贝尔中调值班调度员说明下列情况:
2.3.19.1 预定的检修项目是否完成～有无增减、设备结构和系统结线有无变化,
2.3.19.2 试运和试验结果是否合格,
2.3.19.3 遗留问题。
第四节 新建、扩建和改建设备加
入电网运行的调度管理
2.4.1凡本规程规定属于呼伦贝尔中调直接调度的新建,包括改建、扩建～下同,设备～在加入电网运行前应由运行主管单位向呼伦贝尔中调提交并网申请书～并附齐与实际相符的中文技术资料。具体要求见附录二。
2.4.2并网申请的受理。
.
.
在接到发、供电单位并网申请书后应按照并网调度协议中并网条件约定和其他并网相关规定认真审核～并按以下要求及时答复发、供电单位,不得无故拖延。
2.4.2.1并网申请书所提供的资料符合要求的～呼伦贝尔中调应在收到发、供电单位并网申请书后10日内予以确认～并在设备首次并网日10日前向发、供电单位发出书面确认通知。
2.4.2.2并网申请书所提供的资料不符合要求的～呼伦贝尔中调有权不予确认～但应在收到并网申请书后10日内书面通知发、供电单位不予确认的理由。
2.4.3发、供电单位应在收到确认通知后5日内,按照呼伦贝尔中调的要求,提交并网调试项目和调试计划～并与电力调度机构商定首次并网的具体时间与程序。
2.4.4呼伦贝尔中调在收到按第2.4.1条报送的资料～在投运前30日向发、供电单位批复下列事项:
2.4.4.1设备的命名和编号,
2.4.4.2设备调度管辖范围的划分,附图,,
2.4.4.3主变压器分接头位臵,
2.4.4.4继电保护整定值、安全自动装臵的整定值及运行方式,
2.4.4.5加入电网运行时接线方式的要求。
2.4.4.6向发、供电单位提供与发、供电单位相关的电力系统数据、设备参数及系统图～包括与发、供电单位相关的电网的继电保护整定值,或限额,。以及与电网有关的发、供电单位的电网的继电保护及安全自动装臵的整定值,或限额,。
2.4.5呼伦贝尔中调接到发、供电单位所报的加入电网运行的书面申请～应于预定试运行前10日予以批复～内容如下:
2.4.5.1启动试运期间的调度方案,
2.4.5.2运行接线方式,
2.4.5.3要求的运行报表清单,
2.4.5.4电网对启动试运期间的具体要求。
2.4.5.5 向电厂提供调度员和有关人员(包括运行方式人员、继电保护人员、自动化人员、通信人员等)名单和联系方式。
2.4.5.6双方认为需要商定的其他具体事宜。
.
.
2.4.6呼伦贝尔中调应在电厂首次并网日3日前对电厂提交的机组并网调试项目和调试计划予以书面确认。
2.4.7设备运行主管单位虽已得到许可加入电网运行的批复通知～但在设备正式并入电网前需得到呼伦贝尔中调值班调度员的指令或许可。
对于新建的发电厂和变电站～在并网试运期间的一切调度管理必须遵循本规程的规定。
2.4.8凡是接入呼伦贝尔中调调度和管理设备上的非一类设备的输变电工程～地调应在该工程预定加入电网前一个月～向呼伦贝尔中调提出加入电网的申请～并报送该设备加入电网的方式。呼伦贝尔中调接到申请后在投运前一周内批复～并明确调度管辖范围的分类。地调应在该工程预定加入电网运行前一周向呼伦贝尔中调报送下列资料:
2.4.8.1对于呼伦贝尔中调管理的二类设备～应报送该工程的一次主接线图、设备规范、参数、试运日期以及对电网的具体要求等,
2.4.8.2对于地调管辖电压为66千伏及以下输变电工程～应报送一次主接线图及设备规范、参数。
上述设备在加入电网试运前～仍应得到呼伦贝尔中调值班调度员的同意～试运结束后应及时报告呼伦贝尔中调值班调度员。
2.4.9新建设备试运结束后～运行主管单位应通知呼伦贝尔中调值班调度员设备试运结束～并向呼伦贝尔中调值班调度员报告新设备正式加入电网运行的日期。自此时起该设备的一切调度管理应严格执行本规程。
2.4.10凡是要接入呼伦贝尔电网的发电企业和小电网～均要按部颁《关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》办理接入电网的手续。
第五节 发电企业并网条件
2.5.1并网运行的发电企业必须按国家有关规定与相应的调度机构在平等互利、协商一致的基础上签定《并网调度协议》。并与电量交易部门鉴定购售电合同。
并网调度协议应包括以下内容:
2.5.1.1界定调度管辖范围的条款,
2.5.1.2按统一的规程、规范等实施调度和服从电网统一调度的条款,
2.5.1.3有关运行方式的条款,
2.5.1.4按规定履行电网的调峰、调频、调压和事故备用义务的条款, .
.
2.5.1.5设备检修的条款,
2.5.1.6布臵和实施电网安全稳定措施的条款,
2.5.1.7编制和执行发电调度计划的条款,
2.5.1.8继电保护、安全自动装臵、通信和自动化设备运行及维护条款,
2.5.1.9违约责任和奖罚条款,
2.5.1.10纠纷处理等条款,
2.5.1.11调度机构现场值班人员的培训、考核及认证条款,
2.5.1.12其它条款。
2.5.2 发电企业一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定～按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕～经国家规定的基建程序验收合格,并网正常运行方式已经明确～有关参数已合理匹配～设备整定值已按照要求整定～具备并入电网运行、接受呼伦贝尔中调统一调度的条件。
2.5.3发电企业继电保护及安全自动装臵,包括励磁系统、调速系统,、调度自动化设施、电力调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定～按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕～经国家规定的基建程序验收合格。并符合并网调度协议中的有关规定。
2.5.4发电企业电能计量装臵参照《电能计量装臵技术管理规程》,DL/T 448-2000,进行配臵～并通过由呼伦贝尔电业局和发电企业双方共同组织的测试和验收。
2.5.5 发电企业的二次系统按照《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》(国家经贸委令第30号)的要求及有关规定～实施安全防护措施～并经相关调度认可～具备投运条件。
2.5.6发电企业运行、检修规程齐备～相关的
管理制度
档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载
齐全, 其中涉及电网安全的部分应与电网的安全管理规定相一致。
2.5.7发电企业有调度受令权的运行值班人员～须根据《电网调度管理条例》及其他有关规定～经过严格培训～取得相应的合格证书～持证上岗～并报送相关调度机构备案。
2.5.8并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85,滞相,，0.97,进相,运行的能力～新建机组应满足进相0.95运行的能力。
2.5.9电网与发电企业运行对应的一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定～按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完.
.
毕～经国家规定的基建程序验收合格～有关参数已合理匹配～设备整定值已按照要求整定～具备电厂接入运行的条件。
2.5.10 呼伦贝尔中调与发电企业针对并入电网后可能发生的紧急情况～制定相应的反事故措施～并送呼伦贝尔中调备案。
2.5.11 根据电网的实际情况～对已参网运行但未达到并网条件的发电企业应限时尽快完善。
2.5.12凡属呼伦贝尔中调管辖范围的发电企业必须服从呼伦贝尔中调的统一调度～遵守、执行本调度规程～接受本电网管理部门的归口管理、技术监督、指导和考核～承担电网安全稳定运行的责任。
第三章 电网频率和电压的管理
第一节 频率的管理
3.1.1 电网频率标准为50赫兹。与内蒙古电网主网联网时频率允许偏差为?0.2赫兹,与内蒙古电网主网解网时频率允许偏差为?0.5赫兹。超出范围视为频率异常～严禁升高或降低频率运行。
3.1.2 与内蒙古电网主网联网时～呼伦贝尔中调值班调度员～在正常方式下负责监视和指挥调整与内蒙古电网主网的联络线的有功潮流～使之不越限。在发生频率异常时应按调通中心值班调度员指令协助处理。
与内蒙古电网主网联网时～呼伦贝尔中调指定某一发电企业为负荷调整厂～并指定另一发电企业为第二负荷调整厂。负荷调整厂已无调整能力时应立即报告调度～调度将启用第二负荷调整厂调整联络线潮流。
3.1.3 为防止发电企业在电网发生频率降低时发生全厂停电事故～发电企业应编制低频情况下的保厂用电措施～报呼伦贝尔中调备案～并随发电企业运行情况的改变及时修改该措施。
3.1.4 当电网频率降至47.0赫兹以下时～各发电企业可不待值班调度员的指令,按照事先制定好的保厂用电措施～在适当地点将部分机组及负荷与电网解列运行～事后立即报告呼伦贝尔中调值班调度员。
3.1.5 解网运行时频率的调整:
3.1.5.1 呼伦贝尔中调值班调度员为呼伦贝尔电网频率调整的指挥人。根据电网调频的需要～呼伦贝尔中调根据电网实际运行方式～指定第一调频厂和第二调频厂～负责电网频率的监视和调整。根据电网运行方式的变化～值班调度员有权指定非调频厂临时作为调频厂承担调频任务或临.
.
时改变调频厂任务。
担任第一调频厂的发电企业应将频率保持在50?0.2赫兹以内运行。当频率超过50?0.2赫兹时～第二调频厂应协助第一调频厂将频率调整至50?0.2赫兹以内。调频厂的负荷调整范围均为设备的最大可调出力和最小技术出力。第一调频厂和第二调频厂在其负荷调整范围内按各自的频率范围主动调频,呼伦贝尔中调值班调度员负责监督。当频率超过50?0.5赫兹时,非调频厂应主动参加调频,直至频率恢复至正常范围。当调频厂已无调整能力或其它原因不具备调整能力时应立即报告呼伦贝尔中调值班调度员～由呼伦贝尔中调值班调度员负责系统频率调整。调频厂值长在频率的监视与调整上和呼伦贝尔中调值班调度员负有同等责任。
3.1.5.2 电网频率正常时～非调频厂应严格按日调度计划规定的发电曲线接带负荷～在电网负荷平段和低谷时段～有功负荷只允许负误差,高峰时段可为正误差。
3.1.5.3 为了保证电网频率的正常调整,在编制电网日调度计划发电曲线时～应考虑必要的运行备用容量～备用容量一般分配在调频厂。
3.1.5.4发电企业因设备、燃料等原因不能按调度日计划发电曲线带负荷时,应将有关情况立即报告呼伦贝尔中调值班调度员。
3.1.5.5 当电网频率低于49.5赫兹而高于49赫兹时,呼伦贝尔中调应首先调整各厂出力,将负荷备用容量投入运行。如不见效果,则呼伦贝尔中调值班调度员首先对各地区超计划用电单位进行限电～如电力供需仍不平衡～则按电网限电序位表进行限电,使频率恢复至49.5赫兹以上。
当电网频率低于49赫兹时,并超出低频动作时间～应低频动作跳闸但未跳闸的线路开关,厂站值班员应手动切除。
3.1.5.6 当电网频率低于49赫兹而高于48.4赫兹时, 呼伦贝尔中调值班调度员应迅速切除部分负荷,使频率恢复到49.5赫兹以上。当电网频率低于48.1赫兹时,呼伦贝尔中调值班调度员应立即切除部分负荷,包括重要负荷,甚至切除整个变电所,使频率迅速回升至49.5赫兹以上,防止电网频率崩溃。
3.1.5.7在事故情况下,呼伦贝尔电网解列成几个孤立电网运行, 呼伦贝尔中调值班调度员应视解网后的具体情况指定调频厂～并授权有关地调或指定调频厂负责该局部网络频率和电压的监视和调整～直至恢复与呼伦贝尔电网并列。在进行并列时,频率相差大,可降低频率高的系统的频率,.
.
但不得低于49.5赫兹,频率低的系统可切除部分负荷以提高频率进行并列。
3.1.5.8拉闸限电时,要迅速、准确,严禁等待、犹豫,导致事故扩大或使系统瓦解。
3.1.5.9当电网频率回升至49.5赫兹以上时,呼伦贝尔中调值班调度员应根据电网电力平衡情况逐步送出已限负荷。没有值班调度员的送电指令,各厂、站、地调严禁自行送负荷。
3.1.5.10当系统频率高于50.5赫兹时,各发电企业应根据值班调度员指令降低出力,直至频率降低至规定的范围以内。
第二节 电网低频减载装臵的管理
3.2.1当呼伦贝尔电网与内蒙古电网主网联网时～低频减载方案的整定及运行管理～按《内蒙古自治区电网调度管理规程》的规定执行。
3.2.2呼伦贝尔中调负责呼伦贝尔电网低频减载方案的整定及运行和技术管理～各发、供电单位和农电单位负责本地区低频减载方案的实施以及装臵的日常运行管理、定期检验和定值变更工作。
3.2.3自动低频减载方案的管理
3.2.3.1呼伦贝尔电网自动低频减载分为普通轮～特殊轮～解列轮。
普通轮为六轮～整定频率为49.0 赫兹 ,48.7赫兹、48.4赫兹、48.1赫兹、47.8赫兹、47.5赫兹。动作时限均为0.2秒。
特殊轮为两轮～整定频率为49.0赫兹～动作时限为15秒～47.0赫兹～动作时限为0.4秒。
解列轮为一轮～整定频率为47.0赫兹,动作时限为0.5秒。
3.2.3.2 呼伦贝尔中调应结合系统的发展情况～每年编制一次系统自动低频减载方案～于年底前向所辖供电单位和农电单位下发并负责督促实施。同时将方案上报调通中心及市有关单位备案。
为了确保电网安全稳定运行～必要时呼伦贝尔中调可对方案及时作适当调整。
3.2.3.3 呼伦贝尔中调在制定呼伦贝尔电网的低频减载方案时～要满足呼伦贝尔电网可能出现的最大有功功率缺额～还要考虑局部电网在解网情况下的有功功率平衡。当低频减载无法达到要求时～应在发电企业的适当地点装设自动低频解列装臵～解列点的设臵除了保厂用电～还应兼顾解列后的负荷平衡。
.
.
3.2.3.4 各地调或供电单位应根据呼伦贝尔中调下达的自动低频减载方案～负责编制本地区的实施方案～负责督促其实施～必须确保切除负荷数量满足方案要求～同时将方案上报呼伦贝尔中调、本地区政府主管部门等有关单位备案。
3.2.3.5 各地区的整定方案在满足呼伦贝尔中调下达的全网低频减载方案外～同时一定要考虑局部电网在失去主电源情况下的有功功率平衡和本地区可能出现的各种局部解列～合理安排各变电站的低周轮次和各轮次切减负荷比例～保证局部解列后能恢复频率。
3.2.3.6 拉闸限电是自动低频减载的必要补充～各地调、供电单位和农电单位应根据局下发的拉路顺序表执行。
3.2.4 自动低频减载的运行管理
3.2.4.1 各地调或供电单位、农电单位应对本地区的各级自动低频减载装臵实际控制负荷数量、及实际投运的情况进行统计和分析～发现问题～及时解决～并将每月代表日,15日,统计分析报表于当月18日前按要求上报呼伦贝尔中调。
3.2.4.2 呼伦贝尔中调应对各供电单位和农电单位代表日报表进行汇总分析～以便掌握全网各级低频减载装臵实际控制负荷情况～并将结果于当月20日前报调通中心。
3.2.4.3 为保证装臵可靠动作～各供电单位每年春查期间应对本地自动低频减载装臵的运行情况进行一次彻底检查～并于5月底前将检查结果上报呼伦贝尔中调～呼伦贝尔中调汇总后上报调通中心。
3.2.4.4 当自动低频减载装臵所控制的线路检修或装臵原因停运时～原则上应寻找负荷相近的线路代替。不论是电力系统内部还是电力用户未经呼伦贝尔中调同意～不得擅自停掉自动低频减载装臵、转移其控制负荷或改变装臵的定值。
3.2.4.5 正常情况下各级自动低频减载装臵应全部投入运行～厂、站值班人员不得自行将其停用。如需停用时～应经呼伦贝尔中调值班调度员同意。如果是较长时间的停用～应投入备用线路补足。
3.2.4.6 对运行或准备投入运行的自动低频减载装臵～应由继电保护人员按有关规程和规定进行检验～低频减载的先后顺序～应按负荷的重要性质确定。必须保证自动低频减载装臵有效切除负荷。不允许使用备用电源自动投入装臵将所切除的负荷送出。对需送保安电力的用户～装臵动.
.
作后～可按规定向用户送出保安电力。
3.2.4.7 低频减载装臵动作后～各地调或变电所应立即向呼伦贝尔中调值班调度员汇报,在得到值班调度员指令后～从最低一级低频减载装臵开始按正常或指定负荷数逐一将所切除的负荷送出。若与呼伦贝尔中调电话不通时～在系统频率不低于50赫兹且有上升趋势的情况下～各地调可以送出部分主要负荷～如频率又低于49.8赫兹以下～必须立即停止送电。电话畅通后须作补充汇报。
3.2.4.8 因自动低频减载装臵切除的负荷达不到方案的要求～致使系统发生频率事故～有关单位应负事故扩大的责任。
3.2.5 自动低频减载装臵的动作分析和评价
3.2.5.1 呼伦贝尔中调应和各供电单位及农电单位做好每次有功功率缺额事故自动低频减载装臵动作情况的分析总结工作～并逐级上报。
3.2.5.2自动低频减载装臵动作后～各地调或供电单位应将本地区装臵动作情况及切减负荷数量～有无拒动情况及原因等进行统计评价～并于事故后2天内上报呼伦贝尔中调。
3.2.5.3 呼伦贝尔中调应根据运行值班人员填写的记录、自动记录装臵提供的信息及地调或供电单位报送的情况～按故障发生的时间、地点、系统运行情况及自动低频减载装臵动作情况～对事件进行评价。
3.2.5.4 各级继电保护专业部门～对所管辖的自动低频减载装臵的动作情况～应按照《电力系统继电保护及电网安全自动装臵评价规程》进行统计分析并对装臵本身进行评价。对不正确的动作应分析原因～提出改进对策～并及时上报主管部门～以便改进装臵的设计、制造质量及运行工作～提高系统的安全运行水平。
3.2.5.5 对系统发生失步振荡时自动低频减载装臵的动作行为只作统计～不予评价。
3.2.6自动低频减载装臵的设计管理
3.2.6.1 在新建、扩建变电工程及更改工程的设计中～应安装自动低频减载装臵～并在基建投产时同时投运～这是保证今后系统有足够数量自动低频减载装臵的前提条件～各级调度部门在参加变电站设计审核时应严格把关。
3.2.6.2 新建变电站自动低频减载装臵级数的设臵～应根据变电站负荷性质来定。一般情况下城市变电站设臵4级～乡镇变电站设臵3级～.
.
农电变电站设臵2级～如必要可增加级数。
3.2.6.3 对拒不按要求投入低频减载装臵用户～调度部门可会同用电部门在该用户与系统联络线间安装低频减载装臵～同时将有关情况分别抄报、抄送上级局及用户的上级部门。所造成的一切损失由用户负责。
第三节 无功电压管理
3.3.1 电压和无功实行分级管理。呼伦贝尔中调协助调通中心负责呼伦贝尔电网的电压、无功的管理～地调协助呼伦贝尔中调负责各自管辖电网的电压管理。
3.3.2 为了掌握电网电压状况～采取有效措施保证电压质量～呼伦贝尔中调和各地调应在各自管辖电网内～选择具有代表意义的发电企业、变电站和配电网中设臵足够数量的电压中枢点及监视点～并规定其正常电压允许偏移范围和事故极限电压值。
根据国家电网公司《无功电压管理规定》～并结合本电网的实际情况～对呼伦贝尔电网电压质量规定如下:
3.3.2.1 220千伏变电站母线正常运行方式时～电压允许偏差为系统额定电压的0，+10%,事故时为系统额定电压的-5%，+10%。
3.3.2.2 35千伏，110千伏母线正常运行方式时～电压允许偏差为相应系统额定电压的-3%，+7%～事故时为系统额定电压的?10%。
3.3.2.3 10,6,千伏母线正常运行方式下～电压允许范围为额定电压的-3%，+7%。
3.3.2.4 35千伏及以上用户供电电压允许偏差为额定电压的-3%，+7%。
3.3.2.5 10千伏及以下用户三相供电电压允许偏差为额定电压的-7%，+7%。
3.3.2.6 电压监测应使用具有连续监测和统计功能的仪器或仪表～凡是装有此类仪表的发电厂和变电站～应认真对仪器仪表进行维护～并确保其正常运行～不经相应管辖范围调度的同意～不得退出运行。
3.3.3 呼伦贝尔中调根据电网负荷的变化和调整电压的需要～按照无功分层、分区就地平衡的原则～编制发电厂的无功负荷曲线或电压曲线。随日调度计划下达电厂执行。
3.3.4 为保证用户受电端电压质量和降低线损～220千伏及以下电网.
.
电压的调整～宜实行逆调压方式。
3.3.5 对新投产发电机组要求设计时应具备在有功功率为额定值时～功率因数进行0.95运行的能力,对已运行的发电机组～应有计划地进行吸收无功能力的试验～根据试验结果予以应用。
3.3.6 发电机的强行励磁和自动励磁调节装臵的投退应根据呼伦贝尔中调值班调度员的指令进行。强励倍数要达到调度部门的要求。
3.3.7 发电企业值长应负责本企业的无功,电压,的调整～应按调度下达的无功,电压,曲线运行。发电企业发电机母线电压的正常许可变动范围应符合现场运行规程的规定。
3.3.8设有电压监视点的发电企业和变电站的值班人员～应认真监视其电压水平的变化～发现电压偏差超出允许范围时～凡有调整能力的发电企业、变电站应立即调整～使其恢复正常～无调整能力时～应立即报告呼伦贝尔中调值班调度员～必要时根据呼伦贝尔中调值班调度员指令～使电压恢复至允许范围内。
3.3.9 变压器电压分头位臵的设臵～按调度管辖范围分级管理。呼伦贝尔中调和各地调应根据负荷和潮流的变化～及时调整变压器电压分头～以改善电压质量。带负荷调压变压器的电压分头均应具备带负荷调整能力～必要时根据调度部门的要求进行调整。
3.3.10 当电压监视点或发电机母线电压超出规定时～呼伦贝尔中调值班调度员应迅速查明原因～采取措施恢复到规定值。
如电压下降到所规定的事故极限值时～根据电网及发电机组的具体情况～适当降低发电机的有功出力而增加无功出力～以便恢复电压至规定范围。如因此而引起电网频率降低～可按‚频率异常?处理～在低电压供电区～进行部分拉路限电。
发电机母线电压低于额定值的90,且经调整不能恢复时～可按限电序位表停限部分负荷～至母线电压恢复到最低限值以上。当发电机母线电压高于额定电压的110,且调整无效时～如经判明是电网原因引起～可经呼伦贝尔中调值班调度员许可～将发电机联带部分负荷在适当地点解列～待电压恢复正常后恢复机组并列。
3.3.11 接有长距离输电线路的发电企业和变电站～如发现母线电压异常升高～应尽快查明原因～经判断确是空载线路引起～可不待呼伦贝尔中调值班调度员命令～拉开空载线路的开关～并立即报告值班调度员～听.
.
候值班调度员的命令。
3.3.12 呼伦贝尔中调应定期分析电网潮流和电压的变化～据以调整运行方式～改善电压质量～提高经济运行水平。为此～呼伦贝尔中调应按期绘制呼伦贝尔110千伏及以上电压电网的代表日潮流图～每月25日前报调通中心～代表日定为每月15日。潮流图中应标明主变压器电压分头实际位臵～主变各侧有、无功负荷、主要联络线潮流和各级母线电压值～以及电网当日的实际接线方式。
第四节 谐波的管理
3.4.1电网中任何一点的电压正弦波形畸变率均不得超过表1规定的极限值。
表1 电网电压正弦波形畸变率极限值(相电压)
各奇、偶谐波电压正弦波形畸变率极总电压正弦波形
用户供电电
限值(%) 畸变率极限值
压(Kv)
(%) 奇次 偶次
0.38 5.0 4 2.00
6或10 4.0 3 1.75
35或63 3.0 2 1.00
110 1.5 1 0.5
如110KV电网电压正弦波形畸变率已接近或超过1.5%～但经过测量和计算～下一级电网的电压正弦波形畸变率未超过规定的极限值时～110KV电网电压正弦波形畸变率可限制在2%以内。
3.4.2谐波管理
3.4.2.1 各级调度部门对电网的谐波情况～应定期进行测量分析。当发现电网电压正弦波形畸变率超过表1规定时～应查明谐波源并采取措施～把电压正弦波形畸变率限制在规定的极限以内。协助非线性用电设备所属单位采取措施～把注入电网的谐波电流限制在规定的允许值以下。新的非线性用电设备接入电网前后～均要进行现场测量～检查谐波电流、电压正弦波形畸变率是否符合本规定。
3.4.2.2 电力部门和用户均应校核接入电网的电力电容器组是否会发生有害的并联谐振、串联谐振和谐波放大～防止电力设备因谐波过电流或过电压而损坏。为此～电力部门和用户所安装的电力电容器组,应根据实.
.
际存在的谐波情况,采取加装串联电抗器等措施,保证电力设备安全运行。
3.4.2.3 应根据谐波源的分布～有条件的地区应在电网中谐波量较高的地点逐步设臵谐波监测点。在该点测量谐波电压～并在向用户供电的线路的送电端测量谐波电流。测量或计算谐波的次数应不少于19次。即需要测量或计算2-19次谐波电压和谐波电流。
3.4.2.4 在正常情况下～谐波测量应选择在电网最小运行方式和非线性用电设备运行中谐波发生量最大的时间内进行。谐波电压和电流应选取5次测量接近数值的算数平均值。
3.4.2.5 电力系统的运行方式和谐波值都是经常变化的。当谐波量已接近最大允许值时～应加强对电网发供电设备运行工况的监视～避免电器设备受谐波影响而发生故障。在电网谐波量高的地点～要逐步安装谐波警报指示器以便进一步分析谐波情况～并采取措施～保证电力设备安全运行。
第四章 网间联络线潮流的控制与管理
4.1.1 网间联络线,以下简称联络线,送受电计划曲线由调通中心确定。一经确定后～呼伦贝尔中调值班调度员和联络线潮流调整厂应严格执行。呼伦贝尔中调由于特殊情况～需要修改次日的联络计划曲线时。如调通中心不同意修改计划～则仍按计划曲线执行。
4.1.2 调整联络线潮流的瞬间偏差值应控制在计划曲线允许偏差以内。任何情况下～网间联络线不能超过稳定极限运行 。
4.1.3 呼伦贝尔电网局部发生事故造成功率缺额～导致网间联络线送受电偏离计划曲线时～呼伦贝尔中调值班调度员应立即报告调通中心值班调度员～同时主动采取一切措施～尽快恢复～保证按联络线计划曲线执行。
4.1.4 呼伦贝尔中调远动专业人员必须经常与调通中心核对联络线潮流遥测值～发现问题及时处理。
第五章 自动发电控制装臵,AGC,的运行管理
5.1.1 ,简称AGC,是保证电网安全经济运行、调频、调峰、调整联络线潮流的重要措施之一。凡呼伦贝尔中调管辖范围发电厂装设的AGC装臵均属呼伦贝尔中调调度设备～未经呼伦贝尔中调值班调度员的许可不得擅自退出运行。
5.1.2 在基建、改,扩,建工程中～经确定为AGC机组并在工程中装设了AGC装臵的电厂～必须保证机组AGC装臵与一次系统同步投产。 .
.
5.1.3 发电机组的AGC装臵必须与呼伦贝尔中调能量管理系统联合调试完成后～由电厂提出申请～经呼伦贝尔中调审查批准后～并经呼伦贝尔中调值班调度员下令方可投入运行。
5.1.4 发电机组AGC装臵主要有调频、调整网间联络潮流和按有功负荷曲线调整等运行方式～均由呼伦贝尔中调值班员根据系统具体情况确定。发电机组AGC运行方式变更前～呼伦贝尔中调应通知有关电厂运行人员～确认无误后方可执行。
5.1.5 当投入AGC的发电机组发生异常或发电机组AGC装臵不能正常运行时～发电厂可停用该AGC装臵～改为电厂就地手动控制～然后汇报呼伦贝尔中调值班调度员及有关部门处理。异常处理完后～应立即向呼伦贝尔中调值班调度员汇报～并根据调度指令恢复其AGC装臵运行。
5.1.6 当系统发生故障影响AGC正常运行时,系统振荡、解列、甩负荷等事故,发电厂可先将发电机组改为手动调节方式然后汇报呼伦贝尔中调值班调度员。
5.1.7 凡装有AGC的机组～当负荷进入AGC调整控制范围内时～呼伦贝尔中调应选择适用方式。
5.1.8 凡装有AGC的机组～运行人员应加强监视～保证该机组运行在AGC控制范围之内。
5.1.9 所有具备投运发电机组AGC的发电厂～应参照本规定编写现场规程～并报呼伦贝尔中调备案。由呼伦贝尔中调报调通中心备案。
第六章 电网的倒闸操作
第一节 基本规定
6.1.1 呼网内电气设备的倒闸操作～依据调度管辖范围划分实行分级管理。各级调度管辖的设备～未经本级值班调度员的同意～任何单位和个人不得擅自变动其方式,现场规程中有规定的除外,。
6.1.2 调通中心管理设备的倒闸操作～继电保护和安全自动装臵的投退及更改定值～自动化和通信设备的停用～由呼伦贝尔中调值班调度员向调通中心值班调度员申请～得到调通中心值班调度员的同意后方可进行～操作后应向调通中心值班调度员报告。
6.1.3呼伦贝尔中调管辖设备的倒闸操作～继电保护和安全自动装臵的投退及更改定值～自动化和通信设备的停用～均须按呼伦贝尔中调值班.
.
调度员的指令执行。
但当危及人身和设备安全的紧急情况下～现场可先行操作～然后立即向呼伦贝尔中调值班调度员报告。
6.1.4 对集控中心、受控站的检修方式安排及电网操作、调整指挥、事故及异常处理等按呼伦贝尔电业局企业标准中管理标准之《无人值班变电站暨无人值班变电站集中监控系统操作队工作站运行管理标准》执行。
6.1.5 值班调度员按日计划安排进行倒闸操作前～应认真考虑:
6.1.5.1 操作后接线方式的正确性、合理性和可靠性～电网有功、无功出力与负荷的平衡～必要的备用容量和防止事故的对策。
6.1.5.2 操作时所引起的潮流、电流、电压、频率的变化～防止操作过程中设备过负荷～操作过电压或稳定极限超过规定。
6.1.5.3 发电机是否会进相和失步～机端电压是否在允许范围内。
6.1.5.4 继电保护、安全自动装臵是否与运行方式相适应～变压器中性点接地是否符合继电保护规定的要求和变压器安全运行的要求。
6.1.5.5 一次设备的相序相位的正确性以及短路容量～操作后对通信、远动计量装臵等的影响。
6.1.5.6 防止非同期并列。
6.1.5.7 对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时～应事先通知有关单位。
6.1.6 停电操作前～调度员应充分做好准备工作:
6.1.6.1 将厂站名称、停电设备、工作内容、停电范围及实际接线方式与现场核对清楚～明确要采用的命令格式。若采用单项令～确定挂地线的位臵。
6.1.6.2 操作前先通知有关单位做好准备～与现场核对运行方式～复杂操作要征求操作意见～并将电网运行方式的变化及事故处理原则及对策等通知有关单位。
6.1.6.3 变压器停电～要求有关调度部门将低压侧负荷倒出。
6.1.6.4 线路停电～若线路上有T接负荷～在线路停电前通知有关调度将负荷倒出～并将T接负荷的进线开关、刀闸拉开。
6.1.6.5 认真查阅有关运行方式,特别是临时规定的方式、改变保护定值,的继电保护运行规程、有关稳定极限规定、反事故措施中的规定和厂站一次接线图等～考虑操作内容并根据现场的实际运行情况～拟定操.
.
作步骤～以保证操作程序的正确性。
6.1.6.6 应预先在调度自动化系统上进行潮流、电压模拟预演。确定操作对系统稳定、电压、频率、设备限额等方面的影响～以及应采取的调整措施和事故预想等。
6.1.7呼伦贝尔中调的调度指令分三种:
6.1.7.1 口头令:即由值班调度员口头下达的单一指令。此类指令不开操作票～也不编令号～只需发受令双方录音并各自记入运行日志。使用口头令主要包括:
6.1.7.1.1 机炉启停与并解列,
6.1.7.1.2 单一一个开关或刀闸的拉合:
6.1.7.1.3 单一保护或自动装臵的投、退及改定值的单项操作,
6.1.7.1.4 出力调整,
6.1.7.1.5 负荷控制～拉路限电～送电和负荷开放,
6.1.7.1.6 同意和批答申请要求,
6.1.7.1.7 下达计划、安排和要求,
6.1.7.1.8 事故及紧急异常处理,
6.1.7.1.9 其他经调度下达的单项指令。
事故及紧急异常处理完毕后～应在调度记事中补记事故处理过程经过、步骤及事故后的运行方式。
6.1.7.2 综合操作令,综合令,:即由值班调度员向值班人员发布综合操作任务的指令。其具体内容和操作步骤及安全措施等～均由受令单位按规程规定自行填写和执行。
只涉及一个单位或不必观察对系统影响的操作可使用综合令。综合令只说明操作任务和令号～必要时作相应的解释。发令的值班调度员只对操作任务的正确性负责。
6.1.7.3 逐项操作令,具体令,:即由值班调度员向值班人员发布的原则操作指令。其主要内容和步骤都要由值班调度员按照规程规定填写倒闸操作指令票。并经审核、模拟后下达各操作单位～双方均需录音～经复诵无误后～由操作单位值班人员按调度要求和规程规定执行。
逐项操作令要写明操作任务、令号、各操作单位的主要操作内容和步骤。包括:
6.1.7.3.1 拉开或合上开关,
.
.
6.1.7.3.2 拉开或合上刀闸:
6.1.7.3.3 保护、自动装臵投、退或改定值,
6.1.7.3.4 拉开或合接地刀闸,装设或拆除接地线。
操作单位值班人员再按调令的原则顺序详细填写具体内容。
逐项操作令用于两个及以上单位的操作,各相关单位间互相制约、要求协调进行。
6.1.8 综合令、具体令都必须填写倒闸操作指令票。并履行拟票、审核、批准、模拟操作、下令、复诵、执行、回令等手续。并把各段时间和交接令人姓名分别记入操作票对应项内。
操作票不准涂改。错写或漏项加盖‚作废?章后重写～作废票不得撕掉。有效票在终了项下加盖‚已执行?章～按规定保存～备查。
调度指令只发给电厂、变电站有权接受调度指令的值班人员和下级值班调度员。
6.1.9 调度操作指令从值班调度员下达～复诵无误并说明可以操作时开始执行。
操作设备单位在执行呼伦贝尔中调具体操作令前～值班人员必须向呼伦贝尔中调值班调度员报告～经值班调度员许可后方能进行操作。在拉、合开关前必须观察相关表计的负荷分配情况～若有疑点应立即向发令人报告～得到确认后再进行操作。操作执行完后应立即回复指令。呼伦贝尔中调值班调度员要观察遥信变位。只有得到操作单位回令时～方可确认该项操作完毕,此时应作好记录。严禁约时进行倒闸操作。
6.1.10 日计划批准的倒闸操作～使用综合令和具体令时～调度应在计划操作时间前一小时下达操作指令票～操作指令的接受人应充分理解调度指令的含义～若有不解之处及时向发布调度指令的值班调度员询问。操作单位详细填写现场操作票～作好准备。为保证操作命令的正确性～必须坚持按操作票发令制度～严禁只凭想象或记忆发布操作命令。
6.1.11值班调度员发布指令时～应征得当值主值的许可～并在主值调度员的认真监护下发布调度指令～防止误发指令。下达操作指令的同时应下达指令的编号～否则该指令无效。值班调度员在下达预令时要求受令人逐条记录～全面复诵一遍～核对无误后由受令人填写现场操作票。待值班调度员下令操作时～受令人按值班调度员指令执行～执行中不准改变操作顺序。在操作完毕后～必须立即向值班调度员回复操作命令和操作完毕时.
.
间。如在操作过程中发生疑问时～应立即停止操作～并报告值班调度员。不准擅自更改操作票～不准任意解除闭锁装臵。
6.1.12 呼伦贝尔中调管辖的联络线停、送电时～该线路外侧的接地刀闸～由呼伦贝尔中调值班调度员下令拉开或合上。此外其它安全措施均由现场按规程自行管理。
6.1.13一切调度指令是以值班调度员下令时开始～到操作人员执行完毕后汇报值班调度员时,指令才算全部完成。双方必须做好全部记录～录音。
6.1.14呼伦贝尔中调调度的设备一方操作将影响他方负荷、潮流、方式明显变化时～应在操作前通告对方。呼伦贝尔中调管理的设备～当改变运行方式时～操作前地调应征得呼伦贝尔中调许可～操作后应汇报结果。
6.1.15 调通中心管理的设备或调通中心管辖～委托呼伦贝尔中调调度的设备～当改变运行方式时～操作前呼伦贝尔中调必须征得调通中心许可～操作后应向调通中心通报结果。
6.1.16 交接班前后半小时内或高峰负荷期间～应尽可能避免进行倒闸操作。如必须进行且跨交接班时～则应由交班值将操作告一段落～并口头将操作终止项和要点向接班值交待清楚～由接班值接续完成。
6.1.17 发电厂、变电站、地调、大用户值班人员执行调度指令过程中～如听到电话呼叫～应先停止操作～立即接电话～以防事故的发生。呼伦贝尔中调值班调度员也应认真监视系统潮流及其他运行设备～及时听取汇报。
6.1.18 线路或其它电气设备接线变动后～必须经过核相～相位正确后才允许投入运行。
6.1.19 雷电时～禁止进行室外倒闸操作。
6.1.20 除事故处理外～严禁无操作票进行倒闸操作。
第二节 基本操作
6.2.1并列
并列时必须投入同期装臵～并列条件为:
6.2.1.1 相序、相位必须相同,
6.2.1.2 电压应接近～允许压差不大于15,,
6.2.1.3 频率相等或接近～事故情况下最大允许相差?0.5赫兹。当单机或小系统向大系统并列时～一般应由单机或小系统调整频率～必要时.
.
可在低频率系统内切除部分负荷。
系统同期开关见附表二～每年中调在电网年度运行方式中重新核实。
6.2.2 解列
6.2.2.1 操作前～调整有、无功出力使解列点处有无功潮流降到最小值～并使解列后各部分频率、电压在允许范围内,
6.2.2.2 直接接地系统解列成几片运行时～应使各部分均有适当数量的主变中性点接地。经消弧线圈接地系统独立运行时应有适当数量的主变经消弧线圈接地～并使补偿度满足独立运行的要求,
6.2.2.3 解网后～各独立网都应指定有关电厂或地调代理呼伦贝尔中调负责该独立运行电网的频率调整。
6.2.3合、解环
6.2.3.1 新设备首次合环前～必须进行核相。确知各对应相相同～且相角差小于30?,
6.2.3.2 合环前应调整电压在正常范围内～使合环点两端电压接近～允许电压差小于20,,
6.2.3.3 解、合环操作前～必须考虑到环路内所有开关设备的继电保护和安全自动装臵、潮流、电压、稳定等各方面的适应性～并采取适当有效措施后进行操作,
6.2.3.4 解、合环操作应使用开关～有条件时～操作前应启用同期装臵。
系统内联络线参数及解并列,环,的规定见附表三。
6.2.4 线路操作
6.2.4.1 新建、改建的线路首次接入系统前～必须核对相序、相位～确认正确后以额定电压冲击合闸三次,
6.2.4.2 对110千伏及以上电压等级的长线路充电时～尽量避免由发电厂端向线路充电,尽量避免用小电源向线路充电～以防止小机组发生自励磁现象,必须充分考虑充电功率可能引起的电压波动或线路末端的电压高于允许值～以免造成并列或合环困难,线路充电开关必须具备完善的继电保护装臵～并保证有足够的灵敏度。送电端必须有变压器中性点接地。线路停、送电操作～应考虑对通信、远动、继电保护及安全自动装臵的影响。
6.2.4.3 对于同一线路上有两级调度管理的电源线路～停、送电前.
.
相关调度间必须通告情况～避免误操作,
6.2.4.4 单电源线路停电顺序:
6.2.4.4.1 拉开负荷,含‚T‘接分支,侧开关,
6.2.4.4.2 拉开电源侧开关,
6.2.4.4.3 拉开负荷侧的线路侧刀闸,
6.2.4.4.4 拉开负荷侧的母线侧刀闸,
6.2.4.4.5 拉开电源侧的线路侧刀闸,
6.2.4.4.6 拉开电源侧的母线侧刀闸,
6.2.4.4.7 作安全措施。
6.2.4.5 单电源线路送电顺序:
6.2.4.5.1 拆除安全措施,
6.2.4.5.2 合电源侧的母线侧刀闸,
6.2.4.5.3 合电源侧的线路侧刀闸,
6.2.4.5.4 合负荷侧的母线侧刀闸,
6.2.4.5.5 合负荷侧的线路侧刀闸,
6.2.4.5.6 合电源侧开关,
6.2.4.5.7 合负荷侧开关。
6.2.4.6 双电源线路停电～按潮流确定负荷侧～操作顺序原则按单电源操作～在作安全措施时～只有当所有电源侧开关都断开且隔离后～才允许合接地刀闸。
送电时～应将线路上所挂地线和两端的安全措施全部拆除方可进行送电操作。
6.2.4.7 并列运行双回线路中的一回线路停电时～应考虑另一回线路过负荷能力及对电网稳定性的影响。高低压电磁环网中的任一线路停电时～要充分考虑潮流转移给系统带来的影响～避免各元件过负荷、超稳定极限等情况的发生。
6.2.4.8 220千伏线路转检修或转运行的操作～线路末端不允许带有变压器。
6.2.5变压器操作
6.2.5.1 变压器并列运行的条件:
6.2.5.1.1 结线组别相同,
6.2.5.1.2 电压比相等,
.
.
6.2.5.1.3 短路比相等。
若不能满足电压比和短路比相等时～要经计算。如任一台主变都不过载～也可以并列运行。
6.2.5.2 新建的变压器,在第一次投入运行时,应以工作电压冲击合闸5次。大修中更换过线圈的变压器～在第一次投入运行时～应以工作电压冲击合闸3次。
6.2.5.3 单电源的变压器送电时～应先操作电源侧～之后操作负荷侧,多电源变压器送电～一般应先主电源侧～后其他电源侧～最后再负荷侧的顺序操作。停电时顺序相反。
6.2.5.4 双电源和三电源变压器:停电时～一般应先拉开低压侧断路器～再拉开中压侧断路器～然后拉开高压侧断路器～最后各端按主变压器侧、母线侧隔离开关依次操作～送电操作顺序相反。
6.2.5.5 变压器中性点接地刀闸的操作原则:
6.2.5.5.1 变压器中性点的运行方式应满足过电压及继电保护的要求。在直接接地的系统中～对于主变中性点不接地～且低压侧绕组为三角接线的变压器～在主变停送电时应先合上该主变的中性点刀闸～然后操作变压器送电～完毕后按继电保护运行规程规定执行。
6.2.5.5.2 110千伏和220千伏三卷变压器～当双卷运行时应将开路侧中性点接地。
6.2.5.5.3 发电机变压器组在并解列操作前～必须合上主变中性点接地刀闸～并列后按继电保护运行规程规定执行。
6.2.5.5.4 变压器备用时～应合入中性点接地刀闸～转运行后再按继电保护运行规程规定执行。
6.2.5.5.5 并列运行的变压器～倒换中性点接地方式时～应先合后拉～操作时间应缩至最短。如接地变压器故障跳闸后～应迅速将同一变电站未接地的变压器的中性点接地刀闸合上。
6.2.5.5.6 有多台主变并列运行～且有两台以上主变中性点接地时～应分配在不同母线上运行。
6.2.5.6 倒换变压器时～应检查并入的变压器确已带负荷后方可操作待停变压器。
6.2.6 母线及刀闸操作
6.2.6.1 用开关向未带过电的母线充电时～必须投入速断保护～有.
.
方向元件的应指向充电母线或短接方向。对于无开关需用刀闸充电时～应确认母线在完好状态～并遵守6.2.7条规定。
6.2.6.2 双母线结线～在倒母线操作前～应断开母联开关的操作电源～倒母线刀闸时应先合～后拉。并注意母差保护和运行方式相适应。倒闸完毕后投入该操作电源。
6.2.6.3 用旁路开关代路时～应投入代路保护定值后～合旁路开关给旁母充电～无问题后再拉开。合上被代路的旁路刀闸～再用旁路开关合环。恢复时操作步骤相反。用母联开关带出线开关运行时～应注意母联开关及母线保护和运行方式相适应。
6.2.7允许用刀闸操作的内容:
6.2.7.1 拉合无接地故障时的电压互感器和无雷电时的避雷器,
6.2.7.2 拉合系统无接地故障时变压器中性点的接地刀闸、经消弧线圈接地的变压器中性点刀闸,
6.2.7.3 与开关并联的旁路刀闸～当开关合闸时～允许拉合旁路电源,
6.2.7.4 拉合励磁电流小于2安培的空载变压器,
6.2.7.5 拉合电容电流小于5安培的空载线路,
6.2.7.6 拉合空母线和死联于母线上设备的电容电流,
6.2.7.7 其他分级管辖的设备～允许用刀闸操作的～在现场规程中应明确规定。
6.2.8零起升压的操作:
6.2.8.1 零起升压的发电机应有足够的容量～对变压器或线路加压时应防止产生自励磁现象～必要时可适当降低发电机转速,升压前应停运发电机的强励、失磁保护及线路的重合闸～被升压的所有设备均应有完善的保护。
6.2.8.2 不允许绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。
6.2.8.3 母线零起升压时～应停用母线保护。
6.2.8.4 零起升压的变压器～中性点应合上接地刀闸。
6.2.9 消弧线圈的操作
6.2.9.1 应保证35千伏系统均有适当补偿度的消弧线圈运行,
6.2.9.2 调换主变消弧线圈刀闸操作时～应先拉后合,
6.2.9.3 操作消弧线圈应在系统无接地的情况下进行, .
.
6.2.9.4 消弧线圈的操作应经调度同意。
第七章 系统事故处理
第一节 一般规定
7.1.1 值班调度员为系统事故处理的指挥人,负责领导和指挥系统内各发、供电单位运行值班人员处理系统事故,并对其正确性和迅速性负责。
7.1.2处理电网事故时应做到:
7.1.2.1 迅速判断事故原因～消除事故根源～限制事故发展～解除对人身和设备安全的威胁,
7.1.2.2 用一切可行的办法保持电网的稳定运行～保持对用户的正常供电～尽快对已停电的重要用户优先供电和其他用户恢复供电,
7.1.2.3 密切监视系统的频率、电压变化～并及时采取有效措施～防止频率崩溃和电压崩溃事故及电能质量事故。
7.1.2.4 调整电网运行方式～使其恢复正常。
7.1.3系统发生事故时～事故单位的值班员～必须迅速向呼伦贝尔中调值班调度员报告如下内容:
7.1.3.1 事故发生的时间,
7.1.3.2 开关～保护和自动装臵动作情况,
7.1.3.3 频率、电压、出力、负荷、潮流的变化、摆动、冲击等具体数值,
7.1.3.4 低频减载装臵～强励装臵动作情况,
7.1.3.5 人身伤害～设备损坏情况,
7.1.3.6 故障录波器动作及记录情况。
7.1.4 呼伦贝尔中调值班调度员依据遥测遥信信息变位、故障信息远传系统和现场值班人员汇报的情况、进行事故判断～确定处理方案～采取正确措施～指挥事故处理。并按汇报制度向调通中心和有关领导汇报。
7.1.5值班调度员在处理电网事故时～可以邀请有关人员到调度室协助解决有关问题～并应要求一切与处理事故无关人员迅速离开调度室。
在调度室的呼伦贝尔中调所长、分管副所长、总工程师、调度室室主任～应监督值班调度员的事故处理。必要时可提出建议和指示～如认为处理不当～应及时纠正～也可以直接参与事故处理或代替调度员直接指挥事故处理～此时应通告运行单位。对事故处理的正确性由替代处理事故的领.
.
导人负全责。
7.1.6地调、发电企业、变电站的值班人员在处理事故时～凡呼伦贝尔中调管辖范围的设备或对系统运行有重大影响的操作～必须经呼伦贝尔中调值班调度员许可～未经许可～任何人不得进行操作。
下列紧急情况可以先操作后汇报:
7.1.6.1 停下对人身和设备安全有直接威胁的电源,
7.1.6.2 隔离已损坏的设备,
7.1.6.3 恢复厂用电源或解列保厂用电源,
7.1.6.4 将无内部故障的发电机,发电企业,与系统并列,
7.1.6.5 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时～将可能误动的相关保护和自动装臵退出,
7.1.6.6 其他现场规程有规定的操作。
7.1.7 运行值班人员必须坚守岗位～集中精力监视系统运行情况。当系统发生事故时～应优先接听上级值班调度员的电话。处理事故时～非事故单位不得占用调度电话～并不应询问事故情况。待事故处理告一段落后～值班调度员按规定汇报和向有关单位通告事故情况。
7.1.8 各级运行、检修人员应牢记‚设备事故停电或限电拉路后～随时有突然来电的可能?～故在未得到相应调度机构值班调度员的指令或许可前～任何人不得触及停电设备～以防突然来电。
7.1.9 事故处理过程的一切指令均须录音～并按规定进行管理和保存。运行人员处理事故的指令应记入运行记录簿内。事故处理完毕后在4小时内按事故调查规程的内容写出事故报告。
7.1.10 如事故发生在交接班时～若尚未办理交接～应立即停止交接班。由交班调度员进行事故处理～接班调度员协助～直到事故处理告一段落～方可交接班。事故报告由交班值负责填写～接班值补充。
第二节 线路开关跳闸的处理
7.2.1 线路故障跳闸后～自动重合闸动作了但未重合成功～或未动作～或者无自动重合闸～都要手动强送一次。在特殊情况下根据设备和保护动作情况亦可以多于一次～有条件时则利用发电机递升加压。
强送时应考虑:
7.2.1.1 正确选取强送端～一般采用大电源侧进行强送或电网运行.
.
要求规定的一端～尽量避免用发电厂一端。在强送前～要检查有关主干线路的输送功率在规定的范围内～必要时应降低有关主干线路的送电电力至允许值～并采取提高系统稳定的措施。
7.2.1.2 强送的开关及其速动保护应完好～系统保护的配合应协调～中性点接地方式应符合要求～即直接接地系统应防止无中性点接地运行。
7.2.1.3 改变接线方式～使对电压波动反应灵敏的用户远离强送电端。
7.2.1.4 超高压长线路为防止末端电压升高～应调整降低强送端电压～如果线路上有电抗器应带电抗器强送。
7.2.1.5 应考虑强送成功后有关电网的有功和无功平衡问题。
装有故障录波装臵的变电站或发电厂～可根据这些装臵判明故障地点和故障性质。线路故障时～如伴有明显的故障现象～如火光、爆炸声及系统振荡等～不应立即强送～需要检查设备并消除振荡后再考虑强送。
7.2.2 单电源线路开关跳闸后～如重合闸未动,未投、未装,～现场值班人员可不待调令～按现场规程规定退出重合闸后～合开关强送一次～并进行开关外部检查后向调度报告。
7.2.3 单电源线路开关跳闸～重合闸动作未成功～或重合闸未动作强送一次未成功时～值班调度员可根据气象条件和现场检查结果～再强送一次～强送时重合闸应在退出状态～对于有‚T?接分支开关的线路～应拉开分支开关后强送。
7.2.4 呼伦贝尔中调管辖范围内的线路事故跳闸～无论重合或强送成功与否～呼伦贝尔中调值班调度员均应通告相关单位进行事故巡线。调度应将事故跳闸保护动作情况一并告知～供巡线时参考。巡线单位应视线路带电～巡线结果应及时反馈～需作安全措施的抢修～应向呼伦贝尔中调值班调度员申请。
7.2.5 若巡线未检查出故障点～或巡线尚在进行时急需送电～此时可再强送一次。有分支和负荷开关的线路～应执行逐次送出的原则。
7.2.6 线路开关切断故障短路电流的次数～设备单位应有明确规定。线路开关故障跳闸后能否强送应执行有关规定。
7.2.7 双电源线路故障跳闸～应按值班调度员的指令强,试,送。强送端选取按事先确定的送电方式或根据电网实际情况～选择有利于事故处理和系统恢复正常运行方式的一端。故障造成解列的～如有备用线路～应.
.
先选用备用线路开关同期并列～然后再处理故障。
强送端规定见附表3～每年在年度运行方式中重新核实。
7.2.8 线路自动重合闸的投入方式,退或投,～正常时均应按值班调度员的指令执行～开关切除短路故障的次数达到现场规定的次数前应退出重合闸。事故跳闸后强,试,时应退出重合闸～正常运行后再按规定方可投入～退、投重合闸应报告值班调度员。
第三节 母线电源消失的事故处理
7.3.1 发电企业、变电站母线发生故障时～现场值班人员应立即向值班调度员报告～且可不待调度指令进行下列操作:
7.3.1.1 立即拉开确已停电母线的应跳未跳的所有开关,
7.3.1.2 如根据保护或自动装臵动作情况～可判明故障母线或故障元件所在母线～值班员应将故障母线或故障元件隔离,
7.3.1.3 将故障母线上的负荷倒至带电母线上供电。,倒母线应先拉后合。对于电源联络开关～应避免非同期并列,,
7.3.1.4 检查母线确无明显故障时～向值班调度员报告～按调度员指令对故障母线充电～充电开关应投速断保护。也可用发电机零起升压的办法充电。
7.3.2 当发电企业母线电源消失～发电企业值班人员应不待调度指令立即拉开电源消失母线上全部电源开关后汇报值班调度员～同时设法恢复受影响的厂用电。有条件时～可利用本厂机组对母线零起升压～成功后设法恢复与系统同期并列。如对停电母线进行强送电～应尽可能利用外来电源。
7.3.3 当母线由于开关失灵保护动作而失电时～现场值班人员应立即报告值班调度员将故障开关隔离～然后按调度指令恢复母线运行。
7.3.4 单电源供电变电站全停～如判明非本站故障～应立即报告值班调度员～等待送电。
7.3.5 多电源供电变电站全停～值班员应立即将多电源间可能联系的开关拉开～双母线拉开母联开关～每段母线上保留一个适当主要电源～负荷线路开关不必拉开。
7.3.6 处理母线故障时～应注意以下几个问题:
7.3.6.1 故障母线不经检查不允许强送电,
.
.
7.3.6.2 故障点必须用刀闸隔离,
7.3.6.3 母线故障使电网失去变压器中性点～应尽快检查并恢复中性点接地方式,
7.3.6.4 当系统故障解列成几部分时～各部分均应保持适当的主变中性点接地。并注意各系统及发电机的同期并列问题。
第四节 变压器事故处理
7.4.1 变压器跳闸时～按下列原则处理:
7.4.1.1 有备用变压器的变电站～现场值班人员应不待调度指令～迅速将备用变压器转运行～中性点接地方式应与跳闸变压器一致,两侧有电源的变压器～注意非同期并列,。备用变投入运行后～把事故及处理情况一并向调度汇报。
7.4.1.2 变压器差动保护动作跳闸时～必须判明跳闸原因～向值班调度员报告～如判明变压器不是内部故障～外部又无明显故障点～值班调度员可根据现场情况用发电机零起升压的方法给变压器加压～或按调度员指令用系统电源充电。
7.4.1.3 变压器瓦斯保护动作跳闸时～应进行检查分析～判明系保护误动时～值班调度员可根据现场申请试送一次。
7.4.1.4 变压器过流保护动作跳闸时～检查判明确系外部故障～可按调度指令试送一次。
7.4.1.5 变压器无保护动作～开关跳闸时～查明开关跳闸原因后～向调度报告～经电业局主管领导或总工程师批准～由调度综合系统情况～确定充电方法。
7.4.2 强迫油循环风冷及强迫油循环水冷的变压器～当冷却系统发生故障切除全部冷却器时,含油泵风扇及循环水,～按现场规程处理。
7.4.3 变压器事故过负荷的允许值及允许时间应遵守制造厂的规定～调度管辖的厂、站变压器事故过负荷允许值～由设备运行单位参照厂家规定及设备状况作出规定～报调度备案。
第五节 发电机事故处理
7.5.1 发电机因外部故障或误解列时～应不待调度指令尽快恢复并列～然后报告。
发电机因内部故障保护装臵动作跳闸时～应对发电机内部、外部及保.
.
护装臵做全面细致的检查测试～如未发现故障～则发电机可零起升压～正常后并网。
7.5.2 发电机外部发生一点接地时应迅速查找尽快消除～允许查处时间不超过2小时,发电机—变压器组发生一点接地时～查处时间不得超过半小时～若发电机静子线圈发生单相接地～应立即减负荷解列停机。
汽轮发电机转子线圈发生一点稳定金属性接地时～应在励磁回路中投入两点接地保护～并尽可能安排停机检修。
7.5.3 发电机失磁时～应立即恢复励磁～如机端电压高于90,额定电压时～按现场规定处理～若低于90,额定电压应立即解列停机。
发电机无励磁运行应经过技术试验确定～并在现场运行规程中明确。
7.5.4发电机三相电流不平衡时～应遵照制造厂规定执行。
如果没有制造厂的规定～分别情况进行处理:
7.5.4.1 隐极式汽轮机三相电流不平衡的差值小于额定电流的10,～允许在额定出力连续运行。
7.5.4.2 呼伦贝尔中调值班调度员应立即了解各厂～站输电线路的电流平衡情况～若判明某条线路引起发电机三相电流不平衡时～查明原因进行处理。
7.5.4.3 若无法判明不平衡电流产生的原因时～机端电压应不低于95%额定电压～应降低有、无功出力～使不平衡电流允许值和持续时间符合现场运行规程规定。
第六节 电网功率振荡的识别与应采取的相关措施
7.6.1 发电厂功率振荡识别和采取措施
7.6.1.1 低频振荡:
7.6.1.1.1 现象
,1,系统或机组的频率发生小幅变化,0.2，2.5赫兹,。
,2,发电机组、线路及母线电压小幅波动～可能出现电压越限报警。
,3,发电机组、变压器、线路有功功率、无功功率、电流发生周期性摆动。
7.6.1.1.2 发电厂值长应采取措施
,1,发现上述情况后立即报告呼伦贝尔中调值班调度员～同时退出机组AGC、AVC～服从呼伦贝尔中调值班调度员的统一指挥。
,2,在电压不超过运行控制上限的条件下～尽量增加机组无功功率。 .
.
,3,在前述措施执行后～振荡未明显衰减时～可根据系统频率～向呼伦贝尔中调值班调度员申请～适当增加或减少机组有功功率～改变当前运行工况。
,4,检查PSS正常投入运行。
,5,如振荡期间调速器出现异常～可将机组调速系统切换至‚手动?运行～并在机组单元控制室设专人监控。
7.6.1.2 异步振荡:
7.6.1.2.1 现象
,1,机组、变压器发出有规律的周期性的轰鸣声。
,2,机组、线路的有功功率、无功功率、电流发生剧烈摆动～摆动趋势一致～相关量过零。
,3,机组、线路及母线电压大幅波动。
,4,常规照明灯忽明忽暗。振荡中心附近电厂尤为显著。
,5,系统频率大幅变化。
,6,厂用电可能频繁切换。
7.6.1.2.2 发电厂值长应采取措施
,1,发现上述情况后立即报告呼伦贝尔中调值班调度员～同时退出机组AGC、AVC～服从呼伦贝尔中调值班调度员的统一指挥。
,2,在电压不超过运行控制上限的条件下～尽量增加机组无功功率。
,3,根据频率变化情况～并根据调度指令调整有功功率。
,4,如振荡时厂用电不能可靠运行～确保厂用电系统安全。
,5,如系统振荡时间过长～可向呼伦贝尔中调值班调度员申请逐台解列机组～直至振荡消失。
7.6.2 变电站功率振荡识别和采取措施
7.6.2.1 功率振荡主要现象:
7.6.2.1.1 低频振荡现象
,1,系统的频率发生小幅变化,0.2，2.5赫兹,。
,2,线路及母线电压小幅波动～可能出现电压越限报警。
,变压器、线路有功功率、无功功率、电流发生周期性摆动。 ,3
7.6.2.1.2 异步振荡现象
,1,变压器发出有规律的周期性的轰鸣声。
,2,线路的有功功率、无功功率、电流发生剧烈摆动～摆动趋势一.
.
致～相关量过零。
,3,线路及母线电压大幅波动。常规照明灯忽明忽暗～振荡中心附近母线电压值过零。
,4,系统频率大幅变化。
7.6.2.2 变电站值班员应采取措施
,1,值班人员发现上述现象后立即报告呼伦贝尔中调值班调度员。
,2,严密监视站内表计以及设备的运行情况～特别注意变电站母线电压的变化～如有异常应立即报告呼伦贝尔中调值班调度员。
,3,若振荡解列装臵动作～应立即报告呼伦贝尔中调值班调度员。
,4,注意母线电压按电压曲线上限控制。
7.6.3 电网调度功率振荡识别和采取措施
7.6.3.1 功率振荡主要现象
7.6.3.1.1 低频振荡主要现象
,1,系统的频率发生小幅变化,0.2，2.5赫兹,。
,2,部分发电厂、变电站上报线路功率发生周期性摆动、母线电压小幅波动～可能出现电压越限报警。
,3,与主网间联络线功率发生同期性摆动。
7.6.3.1.2 异步振荡主要现象
,1,机组、变压器发出有规律的周期性的轰鸣声。
,2,发电厂、变电站上报线路的功率发生剧烈周期性摆动～母线电压大幅度波动～振荡中心附近母线电压可能过零。
,3,部分线路潮流大幅度摆动。现场照明灯忽明忽暗。
,4,系统频率大幅波动。送端电网频率升高～受端电网频率降低。
7.6.3.2 值班调度员应采取措施
发现呼网出现潮流周期性摆动～发电厂、变电站上报有功功率、母线电压波动时～根据现象判断振荡类型为低频振荡、异步振荡及其它不能确定的振荡。
7.6.3.2.1 低频振荡应采取措施
,1,判断出现波动地区间送受端关系～并令送端机组减少出力～受端机组增加出力。保证系统频率在49.5赫兹以上～必要时可在受端系统切除部分负荷～提高受端系统频率。
,2,令振荡地区的机组退出AGC～并令相关机组在不超过电压运行.
.
控制上限的条件下～尽量增加机组无功功率。
,3,令出现振荡的厂站严密监视设备的运行情况～发现异常情况立即上报。
,4,如果由于机组失磁引起振荡时～应立即将失磁机组解列。
,5,了解有关厂站有无解列情况～并对解列后系统进行调整。
,6,如涉及与主网联络线的振荡～应立即上报上级调度机构～并听从上级调度机构的统一指挥。
7.6.3.2.2 异步振荡应采取措施
,1,判断出现波动地区间送受端关系～并令送端机组减少出力～受端机组增加出力。保证系统频率在49.5赫兹以上～必要时可在受端系统切除部分负荷～提供受端系统频率。
,2,令振荡地区的机组退出AGC、AVC～并令相关机组在不超过电压运行控制上限的条件下～尽量增加机组无功功率。
,3,如果由于机组失磁引起振荡时～应立即将失磁机组解列。
,4,令出现振荡的厂站严密监视设备的运行情况～发现异常情况立即上报。
,5,根据厂站上报以及系统潮流波动的情况～分析系统振荡中心。如采取上述方法进行处理后,一般为3，4分钟,～仍不能实现再同期～调度员应在适当地点将电网解列。振荡消失后再恢复并列。
,6,了解有关厂站有无解列情况～并对解列后系统进行调整。
,7,如涉及与主网联络线的振荡～应立即上报上级调度机构～并听从上级调度机构的统一指挥。
7.6.3.2.3 其它不能确定的振荡应采取措施
,1,判断出现波动地区间送受端关系～并令送端机组减少出力～受端机组增加出力。保证系统频率在49.5赫兹以上～必要时可在受端系统切除部分负荷～提供受端系统频率。
,2,令振荡地区的机组退出AGC、AVC～并令相关机组在不超过电压运行控制上限的条件下～尽量增加机组无功功率。
,3,令出现振荡的厂站严密监视设备的运行情况～发现异常情况立即上报。
,4,如果由于机组失磁引起振荡时～应立即将失磁机组解列。
,5,如涉及与主网联络线的振荡～应立即上报上级调度机构～并听.
.
从上级调度机构的统一指挥。
7.6.4 振荡解列点选择原则:
7.6.4.1 解列后两侧电源与负荷基本平衡。
7.6.4.2 系统各解列点由调度事先确定。
7.6.4.5 系统振荡时～由值班调度员根据系统具体运行方式及振荡情况加以选择。
第七节 高压开关非全相运行的处理
7.7.1 各厂、站值班人员发现运行中的开关非全相运行时～应立即报告值班调度员。值班调度员接到开关非全相运行的报告后～如果开关是两相断开～应立即令现场值班人员将该开关拉开～如果开关是一相断开～可令现场值班人员将该开关试合闸一次～如仍不能恢复全相运行～应立即采取措施将该开关停运。
7.7.2 各厂、站值班人员在拉开关发生非全相时应立即再拉开开关～然后报告值班调度员。
7.7.3 当非全相运行的开关潮流很大～立即停电可能引起电网稳定破坏或引起其他设备严重过负荷扩大事故时～应采取以下措施:
7.7.3.1 令受端发电厂迅速增加出力～同时令送端发电厂迅速降低出力。
7.7.3.2 根据需要令受电端事故限电～然后再将非全相运行的开关停运。
第八节 铁磁谐振的事故处理
7.8.1 铁磁谐振的现象:
7.8.1.1 一相、两相或三相电压升高或以低频摆动。
7.8.1.2 变压器、电压互感器有节奏发出异音。
7.8.1.3 瓷瓶闪络或避雷器爆炸。
7.8.2 铁磁谐振产生过电压时的处理方法:
7.8.2.1 切除空充电线路。
7.8.2.2 切除或投入空载变压器。
7.8.2.3 切除负荷线路。
7.8.2.4 改变系统结线方式。
.
.
第九节 关于强送电的规定
7.9.1下列情况不许强送电:
7.9.1.1 试运行设备或线路。
7.9.1.2 空充电线路。
7.9.1.3 开关有缺陷或遮断容量不足的线路。
7.9.1.4 已发现有明显故障现象或有严重缺陷的线路,
7.9.1.5 带电作业线路。
7.9.1.6 配电全电缆线路。
7.9.1.7 电容器组开关跳闸。
7.9.1.8 电抗器开关跳闸。
7.9.1.9 变压器主保护动作跳闸。
7.9.1.10 发电机主保护动作跳闸。
7.9.1.11 当主变脱离主保护～由前一级线路作为变压器的主保护时～该线路开关跳闸。
第十节 互感器的故障处理
7.10.1 电流互感器、电压互感器故障应首先消除对继电保护和自动装臵的影响～并用其它表计来监视。
7.10.2 发现电压互感器有故障需要停用时～应用开关将其停下～禁止使用刀闸或取下熔断器等方法。
7.10.3 当发现电流互感器二次开路时～应设法减少其负荷电流或将其短路～如不可行～就用开关停下该电流互感器。
第十一节 系统单相接地的事故处理
7.11.1中性点经消弧线圈接地或不接地系统发生接地故障时～有关厂、站值班人员应立即对本厂、站有关设备进行检查～并将故障现象和检查结果报告上级值班调度员。
7.11.2电力网允许带接地故障运行时间为:
当电力网系经消弧线圈接地时～其允许带接地故障运行的时间决定于消弧线圈的允许条件。
7.11.3 在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中运行的发电机～当发现系统中有一点接地时～应立即查明接地点。如接地点在发电机内部～.
.
则应立即采取措施～迅速将其切断。如接地点在发电机以外～亦应迅速查明原因并将其消除。对容量为15万千瓦以下的汽轮发电机～当接地电容电流小于5A时～在未消除前允许发电机在电网一点接地情况下短时间运行～但至多不得超过2小时,单元接线的发电机变压器组寻找接地的时间至多不得超过30分钟。对容量或接地电容电流大于上述规定的发电机～当定子电压回路单相接地时～应立即将发电机从电网解列～并断开励磁。查找接地时:
7.11.3.1 瞬间停空充电线路,
7.11.3.2 瞬间停有关供电线路,
7.11.3.3 调整系统结线方式～短时间停有关系统联络线。
第八章 稳定管理
8.1.1 呼伦贝尔中调应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则～进行计算分析。
呼伦贝尔电网的稳定计算 8.1.2
根据上级调度有关的稳定计算结果～呼伦贝尔中调对管辖范围内电网所涉及到的有关部分进行计算～分析～编制并执行管辖范围内电网正常接线方式和检修方式下的稳定运行极限表～对电网运行方式、继电保护、安全稳定措施等提出具体要求。
原则上确定稳定极限时应留有10%的稳定储备。
8.1.3根据稳定计算结果～呼伦贝尔中调应及时提出提高电网稳定水平的技术措施。
8.1.4电网内各线路不得超过稳定极限值运行。
8.1.5电网稳定监控职责划分
8.1.5.1 呼伦贝尔中调值班调度员负责管辖范围内的线路在稳定极限内运行,对线路及设备超过稳定极限运行时指挥本电网迅速进行调整处理～必要时可切除受电端部分负荷。
8.1.5.2 电网方式遇有临时重大变化～呼伦贝尔中调应事先进行稳定校验并在检修申请批复时将修改的极限值下达给有关监控单位～有关监控单位应在电网方式重大变化期间按修改的极限值进行监控。
8.1.5.3 运行中当系统元件按计划退出运行时～值班调度员应将有关潮流降至相应方式对应的稳定极限值内后再操作。
.
.
8.1.5.4 运行中当系统元件因故障突然退出运行时～调度应迅速将有关潮流降至相应方式对应的稳定极限值内。
8.1.6 电网发生稳定事故后～呼伦贝尔中调应组织有关单位及时进行事故分析～提出相应的对策。
8.1.7 为保证电网的安全稳定运行～对系统性试验作以下规定:
8.1.7.1 在本电网内做系统性试验～凡影响电网正常运行的都要提出书面申请～经批准后实施。
8.1.7.2 试验单位应提前30天向调度提交试验方案和有关报告～调度审核后与试验及有关单位共同拟定试验操作方案和电网安全措施～经调度批准后实施。,试验对主网有影响时应经上级调度审批,。
第九章 失去通信联系时的处理
第一节 失去通信联系时的正常处理
9.1.1 发电企业、地调、变电站和呼伦贝尔中调通信联系中断时～应积极主动采取措施尽快与呼伦贝尔中调联系。
9.1.2 与呼伦贝尔中调失去通信联系的单位～应尽可能保持电气接线方式不变～发电企业应按原给定的调度曲线和本规程有关调频、调压的规定运行。
9.1.3 当值班调度员下达操作指令后～现场值班员未完成复诵手续或虽已完成复诵手续但未经值班调度员同意执行该指令时～与值班调度员失去通信联系～则该指令不得执行,若已经值班调度员同意执行该指令～受令人可以将该指令的操作全部执行完毕。
值班调度员发布操作指令后而未接到该操作指令执行完毕的报告时～与受令单位失去通信联系～则值班调度员应认为该操作指令正在执行中。
9.1.4 失去通信联系时～涉及到系统或两个以上单位的倒闸操作应停止进行。
9.1.5 凡不涉及安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系～失去通信联系后～在未与值班调度员联系前不应自行处理。
9.1.6 与呼伦贝尔中调失去通信联系单位～在通信恢复后～应立即向值班调度员补报在失去通信联系期间一切应报的事项。
9.1.7 当任何单位处于与呼伦贝尔中调值班调度员失去通信联系状态时～值班调度员应立即通知地调有关通信人员～有关单位应立即通知本.
.
单位通信部门有关人员～立即采取一切办法恢复该单位与呼伦贝尔中调的通信联系。
9.1.8 当呼伦贝尔中调与上级调度失去通信联系时～呼伦贝尔中调值班调度员亦应按上述原则处理。
第二节 失去通信联系时的事故处理
9.2.1 事故处理中失去通信联系时～各单位应立即采取一切办法恢复与呼伦贝尔中调的通信联系。
9.2.2 事故处理中呼伦贝尔中调值班调度员发布指令时～现场未完成复诵手续或虽已完成复诵手续但未经值班调度员同意执行该指令时～与值班调度员失去通信联系～则该指令不得执行,若已经值班调度员同意执行该指令～受令人可以将该指令的操作全部执行完毕。
值班调度员发布操作指令后而未接到该操作指令执行完毕的报告时～与受令单位失去通信联系～则值班调度员应认为该操作指令正在执行中。
9.2.3 失去通信联系,涉及系统或两个以上单位的倒闸操作停止进行。
9.2.4 当发生事故时～失去通信联系～各单位根据事故情况～进行全面分析～按照调度规程和现场规程有关规定进行处理～并做好详细记录。
9.2.5 与呼伦贝尔中调失去通信联系的单位～在通信恢复后～应立即向值班调度员补报在失去通信联系期间一切应报的事项。
9.2.6 当呼伦贝尔中调与上级调度失去通信联系时～呼伦贝尔中调值班调度员亦应按上述原则处理。
第十章 开关设备编号准则
第一节 旧编号准则
,适用于呼伦贝尔电网110千伏及以下网络开闭设备,
10.1.1开关编号
发电厂采用四位数字,即:‚电厂代号+电压等级+组成单元+设备序号?。
变电站采用三位数字～即:‚电压等级+组成单元+设备序号?。
约定:
1.电厂代号
厂名 灵厂 东海厂 海厂 汇厂 牙厂 根厂 扎热 满热 代表数字 1 2 3 4 5 6 7 8
2.电压等级
.
.
电压,千伏, 6.3 10 35 110 220 代表数字 6 9 3 1 2
3.组成单元
组成单元 发电机 母线段数 主变 厂变 避雷器 PT 代表数字 0 1 5 6 7 8 4、设备序号
设备序号表示同类设备的排列顺序。当它为0时～表示为母联开关,或
联络变,～若在设备序号后加汉字,甲、乙,～则表示为母线分段开关。
10.1.2刀闸编号
1.刀闸编号用‚开关号+‘-’ +刀闸代表号?组成。
刀闸代表号:
‚1? :?段母线刀闸,
‚2? :?段母线刀闸,
‚3? :旁路母线刀闸,
‚4? :开关旁路刀闸,
‚5? :消弧线圈刀闸,
‚6?:发电机、变压器～线路开关外侧刀闸,
‚7?:避雷器刀闸,
‚8?:电压互感器刀闸,
‚9?:发电机出口电压互感器刀闸。
‚0?:所有接地刀闸。
2.分段开关两侧刀闸的编号～一侧应与分段开关的编号相对应～另一
侧则以下一段母线联络开关的编号加汉字,2,加以区别。
3.母线电压互感器刀闸的编号
电厂采用 ‚电厂代号+电压等级+刀闸代表号+母线编号?,
变电所采用‚电压等级+刀闸代表号+母线编号?。
4.对于与电压互感器刀闸相联之母线接地刀闸的编号～用‚电压互感
器刀闸编号，0?表示。
10.1.3母线编号
1.发电机电压母线～分工作母线和备用母线。而工作母线可分为?、
?、?段等。
2.其它电压等级的母线分?段和?段。
3.旁路母线为III段。
.
.
第二节 新编号准则
,适用于110千伏及以上电压等级网络新建开闭设备,
10.2.1母线分别用1.2.3.4.5数字表示。排列顺序规定为:从发电机、变压器侧向出线线路侧,由固定端向扩建端 (平面图)～自上而下,高层布臵,排列,角形接线按顺时针方向排列。
10.2.2开关编号
开关编号110千伏、220千伏网络采用三位数字表示、第一位为电压等级,110千伏用1表示～ 220千伏用2表示,。开关编号后两位依接线方式做下规定:
1.母联开关和旁路开关
母联开关和旁路开关划分为:?母联开关,?旁路开关,?母联兼旁路开关,?旁路兼母联开关。其中?按母联开关编号,?按旁路开关编号。
母联开关用被联结的二条母线编号组成～小数在前～大数在后。
2.出线开关
出线开关从51起～按出线间隔顺序编号。如220千伏出线从固定端第一个间隔开关为251～依次为252、253……,当出线数超过9时～改为60～61继续编号。,
3.主变压器开关
按主变序号从01起编号。
4、高压备用厂用变压器高压侧开关编号为‚0O?。如为多台此类变压器～在‚00?后加汉字,甲、乙、丙……,。
5、联络变压器开关
对双绕组联络变压器序号和开关编号问题可按下列原则之一处理:
,1,联变序号按全厂、站主变压器序号统一编号～则联变开关编号与主变序号相对应。
,2,联变编号为0号～则联变开关号为50,如250、150,。
10.2.3刀闸编号
1.母线刀闸
由所属开关和母线号四位数组成。
2.旁联刀闸
旁联刀闸由所属旁联开关号加相应母线号组成。
.
.
,1,专用旁路刀闸编号末两位分别为所联主母线和旁路线号,其中旁母编号在前～主母编号在后,。
,2,旁路兼母联开关所属母联上的另一组刀闸编号末两位分别为相关连两主母线号,其中～最末一位码为刀闸所接主母线号,。
3.线路出线刀闸～主变压器的主变刀闸。
用‚开关号+6?组成。
4.电压互感器刀闸
由‚电压等级+母线号+9?组成。
5.避雷器刀闸
由‚电压等级+母线号，8?组成。
10.2.4接地刀闸
1.接地刀闸除以下各项特殊规定外～均按隶属关系由‚刀闸号+7?组成。
2.线路出线上线路侧的接地刀闸～由‚刀闸号+刀闸组别，7?组成。
3.母线上的接地刀闸～由‚电压等级+母线号+组别，7?组成。
4.主变压器中性点接地刀闸～以‚电压等级+主变压器序号+0?组成。
5.电压互感器等元件的接地刀闸～分别在该元件刀闸编号之后加‚7?表示。
附表一 呼网调度管辖范围划分规定说明
1.共有的一类设备
1.1汇流河电厂,调通中心委托呼伦贝尔中调调度,、东海拉尔电厂,调通中心委托呼伦贝尔中调调度,、乌兰浩特第二热电厂,调通中心委托呼伦贝尔中调调度,～满洲里热电厂、灵泉电厂、海拉尔热电厂、根河电厂、牙克石热电厂、扎兰屯热电厂、拉布达林热电厂等发电企业的锅炉、汽轮发电机组、主变压器及联络变压器。
1.2上述电厂中影响全厂可调出力和机炉额定出力的公用系统和附属设备。
2、用户自备电厂,雁南电厂、雁北电厂、雁中电厂、宝一电厂、宝二电厂,锅炉、汽轮发电机组、主变压器及联络变压器及影响全厂可调出力和机炉额定出力的公用系统和附属设备属二类设备。
3.元件设备的范围:
.
.
3.1母线系指主母线、旁路母线、母线上的电压互感器、避雷器、分段电抗器及其高压刀闸、母线上的接地刀闸,用以操作母线的母联开关、分段开关、旁路开关及其刀闸。
3.2发电机、变压器是指组件本身和操作该组件的开关、刀闸,包括主变中性点接地刀闸,。
3.3明细表所列××出线～是指该线路本身及操作该线路的开关、刀闸。所列××开关者～只指该开关本身。所列××刀闸～是指该线路本身及操作该线路的刀闸。
上述电气设备均包括相应继电保护及安全自动装臵。
4.属于一、二、三类设备的变压器～其相应的消弧线圈属于呼伦贝尔中调管理的二类设备。
5、并联电抗器属一类设备,有并联电抗器的变电站其并联电容器属二类设备～其余变电站的电容器均属三类设备。
6.未说明的设备～均属地调和相关厂自行管辖的三类设备。
7.因扎赉诺尔供电局未设立地调～扎赉诺尔地区35千伏及10千伏设备暂按一类设备管理。参网农电单位一、二类设备按系统内设备对待～未设地调的农电单位～维持原调度管理方式。
新增设备应按上述原则划分调度管辖范围。
调度设备划分明细表
设 备 分 类 厂站名称 一 类 设 备 二类设备
发电厂部分
1、6千伏、35千伏、110千伏母线 1、灵泉电厂 2、1111、1112、1114、1313出线。
1、6千伏、10千伏、110千伏母线。
2、东海拉尔 2、2111、2112、2113、2114、2115、2116 热电厂 出线。
*调通中心委托呼伦贝尔中调调度。
3、海拉尔 1、6千伏、35千伏母线
热电厂 2、3311、3312出线
1、10千伏、35千伏、110千伏母线。
4、汇流河电厂 2、4111、4112、4113、4311出线。
*调通中心委托呼伦贝尔中调调度。
5、牙克石 1、 6千伏、35千伏母线。 热电厂 2、 5312出线。
6、拉布达 1、6千伏、35千伏母线。
林电厂 2、311、312出线。
7、扎兰屯 1、6千伏 、10千伏、35千伏母线。 热电厂 2、7311、7312出线。
.
.
1、6千伏、66千伏母线。 8、根河电厂 2、6611、6612出线。
1、各发电机组。2、35千伏 、110千伏9.西旗风电场 母线。3、151出线、35千伏各出线。
4、主变压器。5、电容器。6、SVC装臵 10、大杨树 1、6千伏、66KV母线。 电厂 2、6612出线。
11、满洲里 1、6千伏、110千伏母线。 热电厂 2、8111、8112、出线
1、10千伏、66千伏母线。 12、乌兰浩特2、6411、6412出线。 第二热电厂 *调通中心委托呼伦贝尔中调调度。
220千伏部分
1、属调通中心直接调度的设备:220千
伏母线及253出线。
2、属调通中心管理的设备:主变压器、1、扎西郊变 252、254出线。
3、110千伏母线。
4、151、152出线。
1、110千伏母线、220千伏母线。 2、牙西郊变 2、251、252、151、152、157出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线、220千伏母线。
2、251、252、253、151、152、153、 3、海东变 1、10千伏并联电容器 154、155出线。
3、主变压器 。
1、35千伏母线、110千伏母线、220千
伏母线。
4、呼伦变 2、253、254、151、152、153、154、1601、10千伏并联电容器
出线、35千伏各出线。
3、主变压器 。
1、110千伏母线、220千伏母线。 5、莫力达 2、152、153出线、2526刀闸。 瓦变 3、主变压器 。
1、110千伏、220千伏母线。 6、满洲里变 2、252、153、154、155、156出线。
3、主变压器。
1、110千伏、220千伏母线。 7、伊敏一 2、2251、2252、111出线。 次变 3、主变压器。
1、110千伏、220千伏母线。 8、友好变 2、254、153、155、出线。
3、主变压器。
1、110千伏、220千伏母线。 9、宝日希 2、253、151、156、315、316出线。 勒变 3、主变压器。
1、66千伏母线。2、6812、6813出线。 10、乌兰哈 3、主变压器。 达变 *调通中心委托呼伦贝尔中调调度。
.
.
110千伏及66千伏部分
1、110千伏母线。
1、大雁变 2、151、154出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
2、矿区变 2、152出线、1516刀闸。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
2、111、112、113、114、115、116、1173、牙东郊变 出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
4、乌尔旗汗变 2、1546刀闸、6611出线。 1、66千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
5、免渡河变 2、151、152、153出线、311出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
6、乌奴耳变 2、1516刀闸、153、311出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。 1、35千伏母线。 7、扎南郊变 2、151、311、321出线,1521刀闸。 2、并联电容器。 3、主变压器。
1、110千伏母线。
2、111、112、113、114、115、116、117、8、西山变 1、35千伏母线。 119、311、321、324出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
9、海南郊变 2、111、112出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
10、氯碱变 2、111、112、113出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。 11、谢尔塔拉2、1516刀闸。 变 3、主变压器。
1、110千伏母线。
12、拉变 2、111、112、312、323出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
13、哈达图变 2、152、153出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
14、根河变 2、151、152、6611、6612出线。 1、66千伏母线。
3、主变压器
1、110千伏母线。
15、金河变 2、1516刀闸。
3、主变压器
.
.
1、110千伏母线。
16、东旗变 2、154出线、1516刀闸。
3、主变压器。
1、110千伏母线。 17、莫达木吉2、1511刀闸。 变 3、主变压器。
1、110千伏母线。
18、西旗变 2、111、112、114、312出线出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
19、甲查变 2、151出线、311出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
20、苏一变 2、151、152出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
21、德一联变 2、151、153出线。
3、主变压器。
1、110千伏母线,
22、胜利变 2、111、112、113、312出线。 1、35千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线
23、大杨树变 2、151、6612出线。 1、66千伏母线。
3、主变压器。
1、110千伏母线。
24、甘河变 2、151、152出线。
3、主变压器。
25、尼尔基变 1、152、153出线。 26、那吉屯变 1、151、152出线。
1、110KV母线。
27、绰源变 2、1516刀闸。
3、主变压器。
1、110KV母线。
28、阿伦变 2、151、152出线。
3、主变压器。
29、库都尔变 1、641刀闸。
35千伏部分
1、10千伏、35千伏母线。
1、新泉变 2、311-1、312-2刀闸、10千伏出线。
3、主变压器。
1、10千伏、35千伏母线。
2、北泉变 2、311-1刀闸、312出线、10千伏出线。
3、主变压器。
3、河东变 1、311、312出线。 1、35千伏母线。
.
.
附表二 呼网同期开关表 厂、站名称 开关编号
汇流河电厂 4111、4112、4113、4010、4311、4352、4152、4153、4154
1111、1112、1114、1601、1602、1603、1604、1060、1030、灵泉电厂 1153、1154、1353、1354
海拉尔热电厂 3311、3312、3030、3351、3352、3353
5311、5312、5030、5351、5352、5353、5354、5601、5602、牙克石热电厂 5060
2111、2112、2115、2116、2010、2151、2152、2153、2154、 东海拉尔电厂 2903、2904
拉布达林电厂 601、602.、603、651、652、6060、311、312、030 根河电厂 6611、6612、105、106、625、626、614、611、600 扎兰屯热电厂 7311、7312、7354、7355、7030、7604、7605 满洲里热电厂 8111、8112、8010、8151、8152、8153 、8601、8602、8603 东水泥电厂 7651、7652、7653、7060、7061、7628 五九电厂 631、104、105、102
宝矿一电厂 601、611
宝矿二电厂 601、602、611、612
雁中电厂 6101、6102、6107、6108、6115、3507、3506、3511 雁南电厂 6101、6201、3513、3524、3535
雁北电厂 6001、6002、6003、6004、6013、3506、3510、3503、3509 乌二热电 6401、6402、6411、6412、6400
大杨树电厂 6311、6312、6301、6322、6612
牙西郊变 251、252、151、152
扎西郊变 252、152
海东变 252、253、154、155
呼伦变 253、254、152
满变 252、155、156
宝日希勒变 253、151、156
莫力达瓦变 252、152
西山变 112、114、116
拉变 111、112
根河变 151
大雁变 154
大杨树变 151
矿区变 152
.
.
附表三 双电源线路参数及并解列,解合环,的规定
额定电解并列 线路名称 导线型号 充电端 说明 流,A, 解合环 海牙线 LGJQ—400 845 海东变252 牙西郊252 可以互换 牙扎线 LGJQ—400 845 牙西郊251 扎西郊252 不可互换 海伦线 LGJ-2×240 1220 呼伦变254 海东变253 不可互换
伊敏一次变友伊线 LGJ—2×240 1220 友好变254 不可互换 2252
伊一次变伊敏电厂伊矿甲线 LGJQ—300 710 不可互换 2251 2254 呼满线 LGJ-2×240 1220 呼伦变253 满变252 可以互换
宝日希勒变 海宝线 LGJ-2×240 1220 海东变251 可以互换 253
莫力达瓦 扎莫线 LGJ-2×240 1220 牙西郊254 不可互换 252
灵西线 LGJ—150 445 西山变116 灵厂1112 可以互换 灵厂?回 LGJ—185 515 灵厂1111 呼伦变153 可以互换 灵厂?回 LGJ—120 380 灵厂1114 呼伦变154 可以互换 西海?回 LGJ—150 445 西山变115 海东变155 可以互换 西海?回 LGJ—150 445 西山变111 海东变154 可以互换 东海?回 LGJ—240 610 海东变151 东海厂2115 可以互换 东海?回 LGJ—240 610 海东变152 东海厂2116 可以互换 友氯线 LGJ-240 610 氯碱变112 友好变153 可以互换 伊西线 LGJ—240 610 西山变113 东海厂2111 可以互换 汇西线 LGJ—150 445 汇厂4112 西山变112 可以互换 拉根线 LGJ—150 445 拉变112 根河变151 可以互换
根河电厂根电?回 LGJ—150 445 根河变6611 可以互换 6611
.
.
根河电厂根电?回 LGJ—150 445 根河变6612 可以互换 6612 汇热线 LGJ—95 335 牙厂5312 汇厂4311 可以互换 胜伦线 LGJ—185 515 胜利变111 呼伦变152 可以互换 满热?回 LGJ—150 445 满变154 满热8111 可以互换 满热?回 LGJ—150 445 满变153 满热8112 可以互换 满利?回 LGJ—150 445 胜利变113 满变155 可以互换 满利?回 LGJ—150 445 胜利变112 满变156 可以互换
宝日希勒变 西宝线 LGJ—120 380 西山变114 不可互换 156
宝日希勒变 哈宝线 LGJ—120 380 哈达图152 不可互换 151
哈拉线 LGJ—120 380 哈达图153 拉变111 不可互换 海伊线 LGJ-240 610 伊一次变111 东海厂2112 不可互换 伊水线 LGJ—240 610 东海厂2113 东水泥厂侧 不可互换 伊大线 LGJ—150 445 东海厂2114 大雁矿变侧 不可互换 牙东?回 LGJ—185 515 牙东郊111 牙西郊151 可以互换 牙东?回 LGJ—185 515 牙东郊112 牙西郊152 可以互换 汇东?回 LGJ—150 445 牙东郊114 汇厂4111 可以互换 汇东?回 LGJ—150 445 牙东郊113 汇厂4113 可以互换 热西线 LGJ—150 445 西山变321 海厂3311 可以互换 热南?回 LGJ—150 445 扎南郊311 扎热7311 可以互换 热南?回 LGJ—150 445 扎南郊321 扎热7312 可以互换 牙雁线 LGJ—240 610 牙西郊157 大雁变154 不可互换 雁矿线 LGJ—150 445 大雁变151 矿区变152 不可互换
.
.
附录一 电网供电企业负荷预测考核办法
为进一步提高负荷预测工作水平～保证电网安全经济运行～呼伦贝尔中调制订了供电负荷预测工作的管理考核办法～统计考核指标为预计负荷的准确率～具体如下:
一、统计计算办法:
1、负荷预测准确率和偏差率的统计计算方法～采用以下公式:考核点负荷预测偏差率%,,考核点预计,考核点实际,/考核点实际×100% ,
2 1/2 当日预测准确率%,{1- [?,考核点偏差率,/24] }×100%
当月预测准确率% ,[?,当日预测准确率,/月日历天数]×100% 。
二、考核标准:
预测负荷准确率应达到90%以上。
各地区应在当日11时以前将次日,周五报次三日～节日前报节日及节日后一日,预计负荷数据报到呼伦贝尔中调运行方式室。确实因客观原因造成预计负荷严重偏离实际,如电网倒负荷～天气变化等,的～应次日向呼伦贝尔中调运行方式室书面申报～经核实后可据实酌情给予时段性免考核。
三、考核结果公布:
结果公布:呼伦贝尔中调所每月将各供电单位预测负荷准确率考核结果进行公布。
附录二 新建、扩建、改建设备加入电网应向呼伦贝尔中调报送资料内容
一、在预定加入电网前90日报送的资料,各二份～属调通中心调度设备应各四份,:
1、电气一次接线图、平面布臵图及远景规划图,
2、发电机、变压器、电容器及电抗器的技术规范,
3、输电线路的地理路径图,导线型号、长度、排列方式、线间距离、线路相序、平行线间距离及架空地线以及由2.4.2条规定的线路参数,
4、一次设备开关、刀闸、母线、电压互感器、电流互感器及避雷器的技术规范,
.
.
5、主设备继电保护,如发电机失磁保护、失步保护、频率保护、线路保护等,及安全自动装臵,如自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装臵、自动发电控制装臵等,原理图及技术说明、电气设备示意图及电压电流回路图。
6、调度管辖范围内继电保护及安全自动装臵的安装调试报告,
7、与调度有关的发电企业调度自动化设备技术
说明书
房屋状态说明书下载罗氏说明书下载焊机说明书下载罗氏说明书下载GGD说明书下载
、技术参数以及设备验收报告等文件～发电企业远动信息表,包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值,～发电企业计量系统竣工验收报告～发电企业计算机系统安全防护等有关方案和技术资料,
8、与调度通信网互联或有关的通信工程图纸、设备技术规范以及设备验收报告等文件,
9、机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率、机组AGC、AVC、一次调频有关参数和资料,
10、其他与电网运行有关的主要设备技术规范、技术参数。
二、预计启动试运30日前～提交资料:
1、验收情况、电厂,机组,调试方案和调试计划:
2、主设备运行和事故处理规程,
3、有关负荷资料,
4、接入电网的计算报告～包括潮流电压分布计算、短路容量、无功平衡及稳定计算,
5、加入电网运行的书面申请～内容包括:
,1,预定启动试运的日期和试运方案,
,2,启动试运的通讯联系方式及联系人和电厂生产领导、运行主管和有调度受令权的值班人员名单、职务、上岗证书复印件及联系方式,
,3,需要电网运行中配合的具体要求,
6、 厂用电保证措施。,包括黑启动方案,,
7、远动设备技术参数,RTU型号、通讯规约及波特率,遥测、遥信、电度等信息表。
8、 220千伏及以上电压等级的线路高频参数、工频参数,正序电阻、.
.
电抗,零序电阻、电抗,平行线互感,以及220千伏及以上电压等级的主变压器的零序阻抗要求实测值。
三、在并网后30日内～报送的资料,各两份,:
1、汽机、锅炉设备的技术规范,
2、发电企业汽水系统图,
3、机炉实际试验的最大、最小出力～正常和事故开停机炉时间、增减负荷速度。
4、输变电设备实测电气参数。
5、机组励磁系统及PSS装臵,实测参数,和进相试验结果及验收报告。
附录三 输电线路长期允许载流量
导线型号 允许电流,A, 导线型号 允许电流,A,
LGJ-95 335 LGJ-2×185 1030
LGJ-120 380 LGJ-2×240 1220
LGJ-150 445 LGJ-2×300 1380
LGJ-185 515 LGJQ-2×300 710×2
LGJ-240 610 LGJQ-2×400 845×2
LGJQ-300 710 LGJQ-4×300 710×4
LGJQ-400 845 LGJQ-4×400 845×4
上表按铝合金导线允许温度70?～周围空气温度25?时求得。当周围空气温度变化时～应乘以修正系数。
不同温度下的修正系数:
环境温度? 5 10 15 20 25 30 35 40 45
修正系数 1.2 1.15 1.11 1.05 1.0 0.94 0.88 0.81 0.74
.
.
附件:全国互联电网调度管理规程—电网调度术语
1 总则
1.1 为规范电网调度用语～保障电网的安全运行～组织制订电网调度规范用语。
1.2 本规范用语主要适用于调度、地调及其所管辖的发电厂、变电站。
1.3 本规范用语由电网管理部门负责组织实施。 2 电网主要设备名称
2.1 一次设备
2.1.1机
汽轮、水轮,包括抽水蓄能,、燃气轮、风力等各种发电机组的简称
2.1.2 炉
锅炉
2.1.3 调相机
专门用于发无功功率的调整电压的发电机组 2.1.4 变
变压器
2.1.4.1 主变
发电厂,站,变电所,站,的主变压器 2.1.4.2联变
发电厂,站,不同电压等级母线间联络变压器,限于发电厂中不带发电机只起联络不同
电压母线作用的变压器,
2.1.4.3厂变
发电厂,站,变电所,站,厂,站、所,用的变压器 2.1.4.3.1高厂变
接于发电机出口的供本机厂用电源的变压器 2.1.4.3.2高备变
接于高压母线的厂用备用变压器
2.1.5 母
母线
2.1.5.1旁母
旁路母线
2.1.6刀闸
各种形式的隔离开关的统称
2.1.6.1母线刀闸
母线侧隔离开关
2.1.6.2线路刀闸,线刀,
线路侧隔离开关
2.1.6.3变压器刀闸
变压器侧隔离开关
2.1.6.4发电机刀闸
.
.
发电机侧隔离开关
2.1.6.5接地刀闸,地刀, 接地隔离开关
2.1.7开关
空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称
2.1.7.1出线开关
线路出口断路器
2.1.7.2母联开关
母线联络断路器
2.1.7.3旁路开关
主母线与旁路母线的联络断路器 2.1.7.4旁联开关
母联又兼旁路的断路器
2.1.7.5分段开关
母线分段断路器
2.1.7.6变压器开关
变压器断路器
2.1.7.7发电机开关
发电机断路器
2.1.8线
输电线路
2.1.8.1架空地线
线路架空避雷线
2.1.9电缆
电力电缆
2.1.10避雷器
避雷器
2.1.11 CT 电流互感器,按
英语
关于好奇心的名言警句英语高中英语词汇下载高中英语词汇 下载英语衡水体下载小学英语关于形容词和副词的题
字母读音, 2.1.12 PT 电感式电压互感器,按英语字母读音,
2.1.13 CVT 电容式电压互感器,按英语字母读音,
2.1.14中性点接地电阻
变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻器
2.1.15消弧线圈
消弧线圈
2.1.16静补
并列无功静止补偿器
.
.
2.1.17电容器
并联补偿电容器
2.1.18串补
线路串联电容无功补偿装臵 2.1.19串联电抗器
线路串联电抗器
2.1.20 并联电抗器
并联电抗器(包括A、B、C三相及中性电抗器)
2.1.20.1高抗
高压并联电抗器
2.1.20.2 低抗
变压器低压侧并列电抗器 2.1.21抽能高亢
带有低压侧抽能绕组地高压并列电抗器
2.1.22中性点电抗
中性点电抗或消弧线圈 2.1.23结合滤波器
结合滤波器
2.1.24耦合电容器
耦合电容器
2.1.25 阻波器
阻波器
2.1.26 保护
电力系统的继电保护装臵 2.2继电保护装臵
2.2.1发电机,调相机,保护 2.2.1.1差动保护
2.2.1.1.1发电机纵差保护 发电机纵差保护
2.2.1.1.2发变组大差保护 发电机、变压器组纵差保护 2.2.1.1.3发电机横差保护 发电机横差保护
2.2.1.2电流保护
2.2.1.2.1发电机过流保护 发电机过电流保护
2.2.1.2.2发电机低压过流保护 发电机低电压过电流保护 2.2.1.2.3发电机复合电压过流保护
.
.
发电机复合电压过电流保护 2.2.1.2.4发电机励磁过流保护 发电机励磁回路过电流保护 2.2.1.2.5发电机负序电流保护 发电机负序电流保护
2.2.1.2.6发电机匝间保护 发电机匝间保护
2.2.1.3 接地保护
2.2.1.3.1发电机定子接地保护 发电机定子绕组接地保护 2.2.1.3.2发电机转子一点接地保护 发电机转子一点接地保护 2.2.1.3.3发电机转子两点接地保护 发电机转子两点接地保护 2.2.1.4发电机过压保护
发电机过电压保护
2.2.1.5发电机过负荷保护 发电机过负荷保护
2.2.1.6发电机失磁保护
发电机失磁保护
2.2.1.7发电机逆功率保护 发电机逆功率保护
2.2.1.8发电机低频保护
发电机低频率保护
2.2.1.9发电机失步保护
发电机失步保护
2.2.2 变压器保护
2.2.2.1变压器差动保护
变压器纵联差动保护
2.2.2.2变压器电流保护
2.2.2.2.1变压器电流速断保护 变压器电流速断保护
2.2.2.2.2变压器过流保护 变压器,方向,过电流保护 2.2.2.2.3变压器低压过流保护 变压器低电压过电流保护 2.2.2.2.4变压器复合电压过流保护 变压器复合电压,负序电压、低电压,过电流保护
2.2.2.2.5变压器零序方向电流保护 .
.
变压器带方向的零序电流保护 2.2.2.2.6变压器零序电流保护 变压器无方向的零序电流保护 2.2.3线路保护
2.2.3.1纵联保护
2.2.3.1.1高频纵联保护
利用电力线路载波通道的高频纵联保护装臵
2.2.3.1.1.1纵联相差保护
比较电流相位的纵联保护装臵 2.2.3.1.1.2纵联距离保护
利用距离方向构成的纵联保护装臵 2.2.3.1.1.3纵联方向保护
利用方向构成的纵联保护装臵 2.2.3.1.2微波纵联保护
利用微波通道的纵联保护装臵 2.2.3.1.2.1微波相差保护
利用微波通道的电流相位比较保护装臵 2.2.3.1.2.2分相电流差动保护 分相电流差动保护装臵
2.2.3.1.2.3微波距离保护
利用微波通道的距离保护装臵 2.2.3.1.3光纤纵联保护
利用光纤通道的纵联保护装臵 2.2.3.1.3.1相差保护
电流相位比较光纤保护装臵
2.2.3.1.3.2光纤方向保护
方向保护构成的光纤保护装臵 2.2.3.1.4纵差保护
利用专用电缆线通道的电流纵差保护 2.2.3.1.5特高频距离、零序、方向保护 利用特高频传递信号的距离、零序、方向保护装臵
2.2.3.2 距离保护
2.2.3.2.1 相间距离保护
相间距离保护装臵
2.2.3.2.2 接地距离保护
接地距离保护装臵
2.2.3.3 零序一,二、三、四,段保护 零序一,二、三、四,段保护 2.2.3.4 电流保护
.
.
2.2.3.4.1 电流速断保护 相电流速断保护
2.2.3.4.2 过流保护
相电流,方向,过流保护 2.2.3.4.3 低压过流保护 低电压过流保护
2.2.3.4.4 低压方向过流保护 低电压方向过电流保护 2.2.3.4.5 横差保护
平行线路电流横差保护 2.2.3.5 电压保护
2.2.3.5.1 过电压保护 线路过电压保护
2.2.3.5.2 低电压保护 低电压保护
2.2.3.5.3 电压速断保护 电压速断保护装臵
2.2.3.5.3 电流闭锁电压速断保护 ,方向,电流闭锁限时电压速断保护
2.2.3.6 重合闸
2.2.3.6.1 单重
单相重合闸装臵
2.2.3.6.2 三重
三相重合闸装臵
2.2.3.6.2 综重
单相及三相重合闸装臵 2.2.4 母线保护、开关保护 2.2.4.1 母线保护
2.2.4.1.1 母差保护
母线差动保护
2.2.4.1.2 母线充电保护 用母联对母线充电时投入的母联的小定值电流速度保护
2.2.4.2 开关保护 2.2.4.2.1 开关失灵保护 开关失灵保护
2.2.4.2.2 开关非全相保护 开关三相位臵不一致保护 2.2.4.2.3 开关充电保护 开关充电保护
.
.
2.2.4.2.4 开关短引线保护 3/2开关结线及角形结线短线保护装臵
2.2.5并联电抗器的保护
2.2.5.1电抗器瓦斯保护
并联电抗器瓦斯保护
2.2.5.2电抗器差动保护
并联电抗器差动保护
2.2.5.3 并联电抗器过电流保护 并联电抗器过电流保护
2.2.5.4 并联电抗器零序电流保护 并联电抗器零序电流保护 2.2.5.5 并联电抗器匝间保护 并联电抗器匝间保护
2.2.5.5 并联电抗器过负荷保护 并联电抗器过负荷保护
2.2.6 串联补偿电容器保护 2.2.6.1 电容器保护
2.2.6.1.1 电容器不平衡保护 2.2.6.1.2 电容器过负荷保护 2.2.6.2 平台保护
2.2.6.3 MOV保护
2.2.6.3.1 MOV过负荷保护/过温度保护
2.2.6.3.2 MOV过电流保护 2.2.6.3.3 MOV能量保护 2.2.6.4 GAP保护
2.2.6.4.1 GAP自触发保护 2.2.6.4.2 GAP延时触发保护 2.2.6.4.3 GAP不触发保护 2.2.6.4.4 GAP长时间导通保护 2.2.7 直流输电系统保护 2.2.7.1 无功减载保护
2.2.7.2 脉冲丢失保护
2.2.7.3 交流电压保护
2.2.7.3.1 快速过压保护 2.2.7.3.2 慢速过压保护 2.2.7.3.3 欠压保护
2.2.7.4 阀桥保护
2.2.7.4.1 星侧桥差保护 2.2.7.4.2 角侧桥差保护 .
.
2.2.7.4.3 星侧慢速过流保护 2.2.7.4.4 角侧慢速过流保护 2.2.7.4.5 紧急触发保护 2.2.7.5 换流器保护
2.2.7.6 50赫兹保护
2.2.7.7 极母线保护
2.2.7.7.1 极母差保护
2.2.7.7.2 双极线极母差保护 2.2.7.8 直流欠压保护
2.2.7.9 中性线保护
2.2.7.9.1中性线差动保护 2.2.7.9.2开关跳闸保护 2.2.7.9.3金属回线开关保护 2.2.7.9.4大地回线开关保护 2.2.7.10金属回线旁路线差动保护 2.2.7.11接地极线断线保护 2.2.7.12直流回路开路保护 2.2.7.13直流线路保护
2.2.7.13.1 行波保护
2.2.7.13.2 线路纵差保护 2.2.7.13.3 线路欠压保护 2.2.7.13.4 线路故障后再启动 2.2.7.13.4 线路永久故障保护 2.2.7.14 合差保护
2.2.7.15 元件保护
2.2.7.15.1 直流滤波器保护 2.2.7.15.1.1电容器不平衡保护 2.2.7.15.1.2 差动保护
2.2.7.15.2交流滤波器保护 2.2.7.15.2.1电容器不平衡保护 2.2.7.15.2.2 差动保护
2.2.7.15.2.3 过电流保护 2.2.7.15.3 交流滤波器母线保护 2.2.7.15.3.1 差动保护
2.2.7.15.3.2 过电流保护 2.2.7.15.3.3 过电压保护 2.2.7.15.4 交流变压器保护 2.2.7.15.4.1 差动保护
2.2.7.15.4.2 过电流保护 .
.
2.2.7.15.4.3 过电压保护 2.3 安全自动装臵
2.3.1 解列装臵
2.3.1.1 振荡解列装臵 电网振荡解列装臵
2.3.1.2 低频解列装臵 电网低频解列装臵
2.3.1.3 低压解列装臵 电网低压解列装臵
2.3.1.4 过负荷解列装臵 过负荷解列装臵
2.3.1.5 过电压解列装臵 过电压解列装臵
2.3.2 就地安全自动装臵 2.3.2.1 联切装臵
联锁切发电机组装臵 2.3.2.2 联切负荷装臵 联锁切负荷,线路,装臵 2.3.2.3 联跳装臵
联锁跳闸装臵
2.3.2.4 电气制动装臵 电气制动装臵
2.3.2.5 快减装臵
发电机组快速减出力装臵 2.3.2.6 强励装臵
发电机强行励磁装臵 2.3.2.7 强减装臵
发电机强行减磁装臵 2.3.2.8 自动灭磁装臵 发电机自动灭磁装臵 2.3.2.9 励磁调节器 发电机励磁调节装臵 2.3.2.10 调相改发电装臵 将水轮发电机由调相状态改发电状态装臵
2.3.2.11 低频调相改发电装臵 低频率使发电机组由调相状态改发电状态装臵
2.3.2.12 准同期装臵 手动、自,半,动同期装臵 2.3.2.13 自同期装臵 .
.
自动同期装臵
2.3.2.14 备用电源自投装臵 备用电源自动投入装臵
2.3.2.15 故障录波器
故障录波装臵
2.3.2.16 故障探测器
输电线路故障点探测装臵 2.3.3 远方安全自动装臵 2.3.3.1 远方跳闸装臵
远方跳闸装臵
2.3.3.2 远方启动装臵
远方启动发电机组装臵
2.3.3.3 远方电气制动装臵 远方启动电气制动装臵
2.3.3.4 远方切负荷装臵 远方启动切负荷装臵
2.3.3.5 远方切机装臵
远方启动切机装臵
2.3.3.6 远方调相改发电装臵 远方启动水轮发电机由调相状态改发电状态装臵
2.3.4 低频减载装臵
按频率自动减,切,负荷,线路,装臵
2.3.5 过负荷减载装臵
2.3.6 振荡预测仪
系统振荡预测装臵
2.3.7 区域稳定控制器
系统区域稳定控制装臵
2.3.8 系统稳定器,PSS, 电力系统稳定器
2.3.9 同期装臵
2.3.10 检测同期并列装臵 2.4 调度自动化设备
2.4.1 RTU 远动终端
2.4.2 变送器
将交流电流、电压、功率等电气量换成与之呈线性关系的直流电压或电流的器件
2.4.3 电能量远方终端采集装臵 厂站端用于电能量数据采集与传输的设备
2.4.4 SWITCH/HUB
.
.
网络交换机/集线器
2.4.5 路由器
一种能够同时与局域网和广域网相连并具有路由迂回功能的网络接入设备 2.4.6电力调度数据网络
用于支持调度系统不同类型信息交换的网络平台
2.4.7 远动通道
用于专门传输远动信息的通道
2.4.8 SCADA/EMS系统
通常是指能够实现SCADA/EMS功能的调度自动化主站系统
3 调度术语
3.1 调度管理
3.1.1 调度管理范围
电网设备运行和操作指挥权限的范围。
3.1.2 调度指令
电网调度机构值班调度员,以下简称值班调度员,对其下级调度机构值班人员或调度管辖厂、站值班人员发布有关运行和操作的指令。
3.1.2.1 口头令
由值班调度员口头下达,无须填写操作票,的调度指令。
3.1.2.2 操作令
值班调度员对所管辖设备进行操作～给下级调度机构值班人员或调度管辖厂、站值班人员发布的有关操作的指令。
3.1.2.2.1 单项操作令
值班调度员向值班人员发布的单一一项操作的指令。
3.1.2.2.2 逐项操作令
值班调度员向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。
3.1.2.2.3 综合操作令
值班调度员给值班人员发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其具体的逐项操作步骤和内容～以及安全措施～均由值班人员自行按规程拟订。
3.1.3 调度同意
值班调度员对值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。
3.1.4 调度许可
设备由下级调度机构管辖～但在进行该设备有关操作前该级值班调度员必须报告上级值班调度员～征得同意。
3.1.5 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。
3.1.6 配合操作申请
需要上级调度机构的值班调度员进行配合操作时～下级调度机构的值班调度员根据.
.
电网运行需要提出配合操作申请。
3.1.7 配合操作回复
上级调度机构的值班调度员同意下级调度机构的值班调度员提出的配合操作申请～操作完毕后～通知提出申请的值班调度员配合操作完成情况
3.1.8 直接调度。
值班调度员直接向值班人员发布调度指令的调度方式(值班调度员向将要具体执行调度指令的值班人员发布调度指令的调度方式)。
3.1.9 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。
3.1.10 委托调度
一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。
3.1.11 越级调度
紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行值班单位的值班人员的方式。
3.1.12 调度关系转移
经两调度机构协商一致～决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权～暂由另一方代替行使。转移期间～设备由接受调度关系转移的一方调度全权负责～直至转移关系结
束。
3.2 调度
3.2.1 发布指令
值班调度员正式向调度所属各值班人员发布的调度指令。
3.2.2 接受指令
值班人员正式接受值班调度员所发布的调度指令。
3.2.3 复诵指令
值班人员发布指令或接受汇报时～受话方重复通话内容以确认的过程。
3.2.4 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、内容和时间等。
3.3 开关和刀闸
3.3.1合上开关
使开关由分闸位臵转为合闸位臵
3.3.2 拉开开关
3.3.3 合上刀闸
使刀闸由断开位臵转为接通位臵
3.3.4 拉开刀闸
使刀闸由接通位臵转为断开位臵
3.3.5开关跳闸
3.3.5.1 开关跳闸
未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位臵
.
. 3.3.5.2 开关X相跳闸
X相由合闸转为分闸位臵
3.3.6 开关非全相合闸
开关进行合闸操作时只合上运行
3.3.7 开关非全相跳闸
未经操作的开关一相或两相跳闸
3.3.8 开关非全相运行
开关合闸或跳闸等致使开关一相或两相合闸运行 3.3.9 开关X相跳闸重合成功
开关X相跳闸后～又自动合上X相～未再跳闸 3.3.10 开关跳闸三相重合成功
开关跳闸后～又自动合上三相～未再跳闸
3.3.11 开关X跳闸～重合不成功
开关X相跳闸后～又自动合上X相～开关再自动跳开三相 3.3.12 开关跳闸～三相重合不成功
开关跳闸后～又自动合上三相～开关再自动跳开 3.3.13 开关X相跳闸～重合闸未动作跳开三相,或非全相运行,
开关X相跳闸后～装臵虽已投入～但未动作～XX保护动作跳开三相,或非全相运行,
3.4 继电保护装臵
3.4.1 母差保护改为有选择方式,母差保护由单母差动改为双母差动,
母差保护选择元件投入运行。
3.4.2 母差保护改为无选择方式,母差保护由双母差动改为单母差动,
母差保护选择元件退出运行。
3.4.3 高频保护测试通道
高频保护按规定进行通道对试。
3.5 合环、解环
3.5.1 合环
合上网络内某开关,或刀闸,将网络改为环路运行。
3.5.2 同期合环
检测同期后合环。
3.5.3 解除同期闭锁合环
不经同期闭锁直接合环。
3.5.4 差30度合环
网络经结线相位角度差30度的变压器组合环。
3.5.5 解环
将环状运行的电网～解为非环状运行。 3.6 并列、解列
3.6.1 核相
用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同。 .
.
3.6.2 定相
新建、改建的线路～变电所,站,在投运前分相依次送电核对三相标志与运行系统
是否一致。
3.6.3 核对相序
用仪表或其它手段～核对两电源的相序是否相同。
3.6.4 相位正确
开关两侧A、B、C三相相位均对应相同。
3.6.5 并 列
两个单独电网使其并为一个电网运行。
3.6.6 解 列
将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行。 3.7 线 路
3.7.1 线路强送电
线路开关跳闸后未经处理即行送电。
3.7.2 线路强送成功
线路开关跳闸后未经处理即行送电～开关未再跳闸。
3.7.3 线路强送不成功
线路开关事故跳闸后未经处理即行送电～开关再跳闸。
3.7.4 线路试送电
线路事故跳闸经处理后的首次送电。
3.7.5 线路试送成功
线路事故跳闸经处理后首次送电正常。
3.7.6 线路试送不成功
线路事故跳闸处理后首次送电～开关再跳闸。
3.7.7 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～线路故障开
关跳闸后的处理～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。
3.7.8 带电巡线
对有电或停电未采取安全措施的线路进行巡视。
3.7.9 停电巡线
在线路停电并挂好地线情况下巡线。
3.7.10 事故巡线
线路发生事故后～为查明故障原因的带电巡线。
3.7.11 特 巡
对在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等特殊情况下的带电巡线。
3.8 设备状态及变更用语
3.8.1 检修
指设备的所有开关～刀闸均断开～挂好保护接地线或合上接地刀闸时,并挂好工作
牌～装好临时遮栏时,～即作为"检修状态"。 .
.
3.8.1.1 开关检修
开关及二侧刀闸拉开～开关失灵保护停用～在开关二侧挂上接地线,或合上接地刀闸,。
3.8.1.2 线路检修
线路刀闸及线路高抗高压侧刀闸拉开～线路PT或CVT低压侧断开～并在线路出线端合上接地刀闸,或挂好接地线,。
3.8.1.3 串补装臵检修
旁路开关在合闸位臵～刀闸断开～地刀合上。
3.8.1.4 主变检修
变压器各侧刀闸均拉开并合上接地刀闸,或挂上接地线,～并断开变压器冷却器电源～非电气量保护按现场规程处理。如有PT或CVT～则将PT或CVT低压侧断开。
3.8.1.5 母线检修
母线侧所有开关及其两侧的刀闸均在分闸位臵～母线PT或CVT低压侧断开～合上母线接地刀闸,或挂接地线,。
3.8.2 设备备用
3.8.2.1 备 用
泛指设备处于完好状态～随时可以投入运行。
3.8.2.2 热备用
指设备(不包括带串补装臵的线路和串补装臵)开关断开～而刀闸仍在合上位臵。此状态下如无特殊要求～设备保护均应在运行状态。带串补装臵的线路～线路刀闸在分闸位臵且串补装臵在冷备用或检修状态～其他状态同上。如线路电抗器接有高抗抽能线圈～则在线路热备用状态下～抽能线圈低压侧断开。母线、线路高抗、电压互感器,PT或CVT,等无单独开关的设备均无热备用状态。
串补装臵热备用:旁路开关在合闸位臵～刀闸合上～地刀断开。
3.8.2.3 冷备用状态
特指线路、母线等电气设备的开关断开～其两侧刀闸和相关接地刀闸处于断开位臵。
3.8.2.3.1 开关冷备用
是指开关及二侧刀闸拉开。
3.8.2.3.2 线路冷备用
是指线路两侧刀闸拉开～有串补的线路串补装臵应在热备用以下状态。接在开关或线路上的PT或CVT高低压熔丝一律取下～高压刀闸也拉开。
3.8.2.3.3 串补装臵的冷备用
旁路开关在合闸位臵～刀闸断开～地刀断开。
3.8.2.3.4 主变冷备用
是指变压器各侧刀闸均拉开。
3.8.2.3.5 母线冷备用
是指母线侧所有开关及其两侧的刀闸均在分闸位臵。
3.8.2.3.6 高压电抗器冷备用
.
.
是指高抗各侧的刀闸拉开。
3.8.2.4 紧急备用
设备停止运行～刀闸断开～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,。
3.8.2.5 旋转备用
特指运行正常的发电机组维持额定转速～随时可以并网～或已并网但仅带一部分负
荷～随时可以加出力至额定容量的发电机组。
3.8.3 运行
指设备(不包括带串补装臵的线路和串补装臵)的刀闸及开关都在合上的位臵～将电
源至受电端的电路接通,包括辅助设备如PT～避雷器等,。带串补装臵的线路～线路刀
闸在合闸位臵或线路串补为运行、热备用状态～其他状态同上。
串补装臵运行:旁路开关在断开位臵～刀闸合上～地刀断开。 3.8.4 充 电
设备带标称电压但不接带负荷。
3.8.5 送 电
对设备充电并带负荷(指设备投入环状运行或带负荷)。 3.8.6 停 电
拉开开关及刀闸使设备不带电。
3.8.7 ×次冲击合闸
合断开关×次～以额定电压给设备连续×次充电。 3.8.8 零起升压
给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压～以确认设备无故障。 3.8.9 零起升流
电流由零逐步升高至预定值或直到额定电流。
3.9母 线
3.9.1 倒母线
线路、主变压器等设备从结在某一条母线运行改为结在另一条母线上运行。 3.10 用 电
3.10.1 按指标用电
不超过分配的用电指标用电。
3.10.2 用电限电
通知用户按调度指令自行限制用电。
3.10.3 拉闸限电
拉开线路开关强行限制用户用电。
3.10.4 ×分钟限去超用负荷
通知用户按指定时间自行减去比用电指标高的那一部分用电负荷。
3.10.5 ×分钟按事故拉闸顺序切掉×千千瓦
通知值班人员按事故拉闸顺序切掉×千千瓦负荷。
3.10.6 保安电力
.
.
保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。 3.11 发电机组
3.11.1 发电机无,少,蒸汽运行
发电机并入电网～将主气门关闭,或通少量蒸汽,作调相运行。
3.11.2 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。
3.11.3维持全速
发电机组与电网解列后～维持额定转速～等待并列。
3.11.4 变压运行
发电机组降低汽压运行～以大幅度降低出力。
3.11.5 力率
发电机输出功率,出力,的功率因数cosj。
3.11.6 进相运行
发电机定子电流相位超前其电压相位运行～发电机吸收系统无功。
3.11.7 定速
发电机已达到额定转速运行但未并列。
3.11.8 空载
发电机已并列～但未接带负荷。
3.11.9 甩负荷
带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值。
3.11.10 发电机跳闸
带负荷运行的发电机主开关跳闸。
3.11.11 紧急降低出力
电网发生事故或出现异常时～将发电机出力紧急降低～但不解列。
3.11.12 可调出力
机组实际可能达到的发电能力。
3.11.13 单机最低出力
根据机组运行条件核定的最小发电能力。
3.12 原动机
3.12.1 盘车
用电动机,或手动,带动汽轮发电机组转子慢转动。
3.12.2 惰走
汽,水,轮机或其它转动机械在停止汽源,水源,或电源后继续保持转动。
3.12.3 转车或冲转
指蒸汽进入汽机～转子开始转动。
3.12.4 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。
3.12.5 升速
汽轮机转速按规定逐渐升高。
.
.
3.12.6 滑参数起动
一机一炉单元并列情况下～使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷上升而上升的起
动方式。
3.12.7 滑参数停机
一机一炉单元并列情况下～使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷下降而下降的起
动方式。
3.12.8 脱扣
指汽机自动装臵动作,或手动,造成主气门关闭。
3.12.9 反冲洗
汽轮机组凝结器中循环水经调整阀门方式后～反向流动冲走垢物。
3.12.10 锅炉升压
锅炉从点火至并炉整个过程。
3.12.11 并炉
锅炉待汽压汽温达到规定值后与蒸汽母管并列。
3.12.12 停炉
锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压。
3.12.13 失压
锅炉停止运行后按规程将压力泄去的过程。 3.12.14 吹灰
用蒸汽或压缩空气清除锅炉各受热面上的积灰。 3.12.15 向空排汽
开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放入大气。 3.12.16 顶压
用给水泵“水源”保持锅炉内有一定水压。 3.12.17 水压试验
指设备检修后进行水压试验。
3.12.18 熄火
锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄灭。 3.12.19 打焦
用工具清除火嘴、水冷壁、过热器管等处的结焦。 3.13 电网
3.13.1 波动
电网电压、频率、功率发生瞬间下降或上升后立即恢复正常的变化现象。
3.13 .2 摆动
电网电压、频率、功率产生有规律的摇摆现象。 3.13.3 振荡
电网并列运行的两部分或几部分间失去同期～电压、电流、有功和无功发生大幅度
有规律的摆动现象。
.
. 3.13.4 失步
同一系统中运行的两电源间失去同步。 3.13.5 潮流
电网稳态运行时的电压、电流、功率。 3.14调整
3.14.1 增加有功,或无功,出力
在发电机原有功,或无功,出力基础上～增加有功,或无功,出力。
3.14.2 减少有功,或无功,出力
在发电机原有功,或无功,出力基础上～减少有功,或无功,出力。
3.14.3 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。
3.14.4 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。
3.14.5 维持频率XX校电钟
使频率维持在XX数值～校正电钟与标准钟的误差。 3.14.6 停止校电钟
按规定维持电网频率～停止校电钟。 3.14.7 X变从XXKV“X档”调到XXKV“X档”
X变压器分接头从XXKV“X档”调到XXKV“X档”。 3.15 检修
3.15.1 计划检修
经上级批准～由调度统一安排的检修。 3.15.2 临时检修
计划外临时批准的检修。
3.15.3 事故检修
3.15.4 因设备故障进行的检修
3.15.5 带电作业
对有电或停电未做安全措施的设备进行检修。 3.16 接地、引线、短接
3.16.1 挂接地线
用临时接地线将设备与大地接通。 3.16.2 拆接地线
拆除将设备与大地接通的临时接地线。 3.16.3 合接地刀闸
用接地刀闸将设备与大地接通。
3.16.4 拉接地刀闸
用接地刀闸将设备与大地断开。
3.16.5 带电接线
在设备带电状态下接线。
.
.
3.16.6 带电拆线
在设备带电状态下拆线。
3.16.7 接引线
将设备引线或架空线的跨接线接通。
3.16.8 拆引线
将设备引线或架空线的跨接线拆断。
3.16.9 短接
用导线临时跨接在设备两侧～构成旁路。
3.17 电容、电抗补偿
3.17.1 消弧线圈过补偿
全网消弧线圈的整定电流之和大于相应电网对地电容电流之和。 3.17.2 消弧线圈欠补偿
消弧线圈的整定电流之和小于相应电网对地电容电流之和。 3.17.3 谐振补偿
消弧线圈的整定电流之和等于相应电网对地电容电流之和。 3.17.4 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。 3.17.5 串联电容器欠补偿
串联电容器总容抗小于被补偿线路的感抗。
3.18 调度自动化
3.18.1 遥信
远方开关、刀闸等位臵运行状态测量信号。
3.18.2 遥测
远方发动机、变压器、母线、线路运行数据测量信号。 3.18.3 遥控
对开关、刀闸等位臵运行状态进行远方控制及AGC控制模式的远方切换。
3.18.4 遥调
对发动机组出力、变压器抽头位臵等进行远方调整和设定。 3.18.5 AGC
自动发电控制。
3.18.6 TBC、FFC、FTC
AGC的三种基本控制模式。TBC是指按定联络线功率与频率偏差模式控制～FFC是指
按定系统频率模式控制～FTC是指按定联络线交换功率模式控制。 3.18.7 ACE
联络线区域控制偏差。
3.18.8 A1、A2、CPS1、CPS2
AGC控制性能评价标准。
3.18.9 DCS
火电厂分散式控制系统。
.
.
3.18.10 CCS
火电厂的计算机控制系统。
3.18.11 AVC
自动电压控制。
3.19 其它
3.19.1 么、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞
调度业务联系时～数字"1、2、3、4、5、6、7、8、9、0"的读音。 3.19.2 XX调(XX电厂、XX变电所)XXX(姓名)
值班人员电话联系时的冠语。
3.19.3 X时X分XX线路(或设备)工作全部结束,现场工作安全措施已拆除,人员退出现
场,线路相位无变动～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上工作结束的汇报术
语。
4 操作指令
4.1 逐项操作令
4.1.1 开关、刀闸的操作
4.1.1.1 拉开XX(设备或线路名称)XXX开关
4.1.1.2 合上XX(设备或线路名称)XXX开关
4.1.1.3 拉开XX(设备或线路名称)XXX刀闸
4.1.1.4 合上XX(设备或线路名称)XXX刀闸
4.1.2 拆挂地线
4.1.2.1 拆除XXX(挂地线地点) 地线(X) 组
4.1.2.2 在XXX(挂地线地点) 挂地线(X) 组
4.1.3 核相
4.1.2.1 用XXKV的XXXP〃T和XXKV的XXP〃T进行核相
4.1.2.2 在XX (设备或线路名称)的XX刀闸两侧用核相杆进行核相
4.1.4 解列、并列
4.1.3.1 用XX (设备或线路名称)的XXX开关解列
4.1.3.2 用XX (设备或线路名称)的XXX开关同期并列
4.1.5 解环、合环
4.1.5.1 用XX,设备或线路名称,的XXX开关,或刀闸,解环
4.1.5.2 用XX,设备或线路名称,的XXX开关,或刀闸,合环
4.1.6 保护投、退跳闸
4.1.6.1 XX ,设备名称,的XX保护投入跳闸
4.1.6.2 XX,设备名称,的XX保护退出跳闸
4.1.6.3 XX线XX开关的XX保护投入跳闸
4.1.6.4 XX线XX开关的XX保护退出跳闸
4.1.7 投入、退出联跳
4.1.7.1 投入XX,设备或线路名称,的XXX开关联跳XX,设备或线路名称, 的XX
.
.
开关的装臵,压板,
4.1.7.2 退出XX,设备或线路名称,的XXX开关联跳XX,设备或线路名称,的XXX
开关的装臵,压板,
4.1.8 投入、退出某种装臵跳某个开关的压板
4.1.8.1 投入XX装臵跳XX,设备或线路名称,的XXX开关的压板
4.1.8.2 退出XX装臵跳XX,设备或线路名称,的XXX开关的压板
4.1.9 保护改跳
4.1.9.1 XX,设备或线路名称,的XXX开关XX保护～改跳XX,设备或线路名称,的
XXX开关
4.1.9.2 XX,设备或线路名称,的XXX开关XX保护～改跳本身开关
4.1.10 保护改信号
XX,设备或线路名称,的XXX开关XX保护改为投信号
4.1.11 投入、停用重合闸和改变重合闸重合方式
4.1.11.1 投入XX线的XXX开关的重合闸
4.1.11.2 停用XX线的XXX开关的重合闸
4.1.11.3 投入XX线的XXX开关单相,或三相,或特殊重合闸
4.1.11.4 停用XX线的XXX开关单相,或三相,或特殊重合闸
4.1.11.5 XX线路XXX开关的重合闸由无压重合改为同期重合
4.1.11.6 XX线的XXX开关的重合闸由同期重合改为无压重合
4.1.11.7 XX线的XXX开关的重合闸由单相重合改为三相重合
4.1.11.8 XX线的XXX开关的重合闸由单相重合改为综合重合
4.1.11.9 XX线的XXX开关的重合闸由三相重合改为单相重合
4.1.11.10 XX线的XXX开关的重合闸由三相重合改为综合重合
4.1.12 线路跳闸后送电
4.1.12.1 用XXX开关对XX线试送电一次
4.1.12.2 用XXX开关对XX线强送电一次
4.1.13 给新线路或新变压器冲击 用XX的XXX开关对XX,线路或变压器名称,冲
击X次。
4.1.14 变压器改分头
将X号变压器,高压或中压,侧分头由X,或XXKVX档,改为X(或XXKV)档。 4.2 综合操作令
4.2.1 变压器
4.2.1.1 X号变压器由运行转检修
拉开该变压器的个侧开关、刀闸,并在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合接地刀闸)。
4.2.1.2 X号变压器由检修转运行
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。
4.2.1.3 X号变压器由运行转热备用
.
.
拉开该变压器各侧开关。
4.2.1.4 X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。
4.2.1.5 ×号变压器由运行转冷备用
拉开该变压器各侧开关～拉开该变压器各侧刀闸。
4.2.1.6 ×号变压器由热备用转检修 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,。
4.2.1.7 ×号变压器由检修转为热备用
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。
4.2.1.8 ×号变压器由冷备用转检修
在该变压器上可能来电的各侧挂地线,或合上接地刀闸,。
4.2.1.9 ×号变压器由检修转为冷备用
拆除该变压器上各侧地线,或拉开接地刀闸,。
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。
4.2.2 母线
4.2.2.1 ××KV×号母线由运行转检修
A、对于双母线结线:将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线～拉开母联开关和刀闸及PT一次侧刀闸～并在该母线上挂地线,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,,
C、对于单母线开关分段结线:拉开该母线上所有的开关和刀闸～在母线上挂地线,或合上地刀闸,。
4.2.2.2 ××KV×号母线由检修转运行
A、对于双母线结线:拆除该母线上的地线,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。
4.2.2.3 ××KV×号母线由热备用转运行
A、对于双母线结线: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合或方式明确不合以外的开关,
C、对于单母线开关分段结线:同单母线或一个半开关结线。
4.2.2.4 ××KV×号母线由运行转热备用
A、对于双母线结线:将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行。拉开母联开关,
B、对于单母线及一个半开关结线:拉开该母线上的所有元件的开关,
.
.
C、对于单母线开关分段接线:拉开该母线上所有元件的开关及母线分段开关。
4.2.2.5 ××KV×号母线由冷备用转运行
A、对于双母线结线:合上该母线PT刀闸及母联刀闸后～合上母联开关给该母线充电,
B、对于单母线或一个半开关接线:合上该母线上除因检修要求不合或方式明确不合以外所有元件的刀闸及PT刀闸后～合上该母线上除有检修要求不合或方式明确不合以外的开关,
C、对于单母线开关分段结线:同单母线或一个半开关结线 。
4.2.2.6 ××KV×号母线由运行转冷备用
A、对于双母线结线:将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行,拉开母联开关～拉开该母线上全部元件刀闸,
B、对于单母线及一个半开关结线:拉开该母线上的所有元件的开关后～拉开该母线上所有元件的刀闸,
C、对于单母线分段接线:拉开该母线上所有元件的开关及母线分段开关后～拉开该母线上所有元件的刀闸及母线分段开关的刀闸。
4.2.2.7 ××KV×母线由检修转热备用
A、对双母线结线:拆除该母线上地线,或拉开接地刀闸,～合上PT刀闸及母联刀闸,
B、对单母线及一个半开关结线:拆除该母线地线,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所有元件的刀闸,
C、对单母线开关分段结线:拆除该母线上地线,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所有元件的刀闸。
4.2.2.8 ××KV×号母线由热备用转检修
拉开该母线上全部刀闸。在该母线上挂地线,或合上接地刀闸,。
4.2.2.9 ××KV×号母线由检修转冷备用
A、对双母线结线:拆除该母线上地线,或拉开接地刀闸,,
B、对单母线及一个半开关结线:拆除该母线上地线,或拉开接地刀闸,,
C、对单母线开关分段结线:拆除该母线上地线,或拉开接地刀闸,。
4.2.2.10 ××KV×号母线由冷备用转为检修
在该母线上挂地线,或合上接地刀闸,。
4.2.2.11 ××KV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结线方式,包括母联及联络变开关的状态,。 4.3 开 关
4.3.1 ××,设备或线路名称,的×××开关由运行转检修
拉开该开关及其两侧刀闸,在开关两侧挂地线,或合上接地刀闸,。
4.3.2 ××,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。
4.3.3 ××,设备或线路名称,的×××开关由热备用转检修
.
.
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,。
4.3.4 ××,设备或线路名称,的×××开关由检修转热备用
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,。
4.3.5 ××,设备或线路名称,的×××开关由冷备用转检修
在该开关两侧挂地线,或合上接地刀闸,。
4.3.6××,设备或线路名称,的×××开关由检修转冷备用
拆除该开关两侧地线,或拉开接地刀闸,。
4.3.7 令用××,旁路或母联,×××开关由×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,。
4.4 PT
4.4.1 ××KV×号母线PT由运行转检修
切换PT负荷～取下二次保险或拉开二次小开关,拉开该PT刀闸,在
PT上挂地线,或合上接地刀闸,。
4.4.2 ××KV×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,投上二次保险或合上二次小开关,切换PT负荷。
4.5 调 整
4.5.1 系统解列期间由你厂负责调频、调压
地区电网与主网解列单独运行时由调度机构临时指定某厂为调频厂～负责局部网调频工作。
4.5.2 系统解列期间你局,所,负责频率、电压监督和调整
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临时负责监视调整所在网频率。
.
浙公网安备 33021202002483