调度认可证培训讲义

调度认可证培训讲义

电力调度控制中心

二○一二年八 月

1、 电力调度管理的任务

电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、

经济的原则，保证管辖电力系统实现下列基本要求：

（一） 充分发挥本电力系统内发、供电设备能力，最大限度地满足全社会的用电需要。

（二）按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，使电能质量符合国家规定的标准。

（三） 充分合理利用一次能源，使全系统在供电成本最低、发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

（四） 遵循“公平、公正、公开”的原则，按照有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。

（五） 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。

（六） 做好发、供电设备的检修、预试工作安排。

2、 调度管辖范围

（一） 惠州电网220kV 终端输电线路

（二） 惠州电网220kV 变电站

（1）终端变电站：

各电压等级的母线、母联开关、旁路开关及其附属设备；

主变及三侧开关、主变分接头开关和变中侧中性点接地刀闸。

（2）其它变电站：

主变及三侧开关、变中侧中性点接地刀闸；

110kV 母线、母联开关、旁路开关及其附属设备；

10kV 母线、母联开关及其附属设备。

（三） 惠州电网110kV 输电线路

（四） 惠州电网110kV 变电站

除35kV、10kV 出线间隔及专用站用变开关间隔外的全部设备（专用站用变开关间

隔设备由变电部负责管理）。

（五） 500kV 惠州站#1、#2、#0 站用变及其相关设备（含进线）

（六） 110kV 及以上的地方发电厂及用户变电站

（1）主变中性点接地刀闸；

（2）110kV 母线、母联开关、旁路开关及其附属设备。

（七）继电保护、安全自动装置、通信网络、调度自动化系统等二次设备的调度管辖关系原则上随一次设备而定。

3、 调度纪律

下列违反调度纪律行为，由调度机构视情节轻重按有关规程、规定进行处理。

1、 不执行或无故拖延执行调度指令；

2、 擅自越权改变设备状态、参数、控制模式、负载等运行工况；

3、 未如实汇报调度指令执行情况并造成后果；

4、 未如实反映设备、电网运行情况或未准确传送设备、电网实时信息并造成后果；

5、 未按时或错误汇报继电保护、安全自动装置动作情况，延误事故处理并造成后果；

6、 未事先向调度汇报，将运行中的电力通信、调度自动化设备退出运行并造成后果；

7、 继电保护、安全自动装置的定值不按调度机构要求整定；

8、 不执行电力通信网络资源、IP 地址分配及电路的开通；

9、 调度机构认定的其它违规行为。

4 发电厂并网管理

（一）发电厂并网条件

1、凡需并网运行的发电机组，发电厂须向电网管理部门提出入网申请报告，经电网管理部门批准，电网调度机构根据已批准的并网申请与电厂协商并网事宜。

2、并网运行的发电厂必须按照统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原则与所并入电网的管理部门签订并网协议。

3、凡要求并入惠州电力系统并接受地调调度的发电机组，必须在首次并网调试前30 天，与地调签订《并网调度协议》，在满足并网运行的基本条件后方可正式并入惠州电网运行。

（二） 有关电网管理部门为保证电网安全运行而要求发电厂加装的有关设备（包括电力系统稳定器PSS），发电厂应按其要求加装。

（三） 申请并网运行的发电厂的建设应具备安全稳定运行条件，并达到与惠州电网并网的要求方可并入南方电网。

（四） 用户自备电源原则上不允许与电网并网运行。用户的自备电源与网供电源在低压侧必须装有如双掷开关等带连锁功能的切换设备，杜绝误并网的发生。特殊情况下需要并网者必须向局市场、调度部门办理有关手续，并经局主管领导批准后，订立具体可行的并网方案，并与供电部门签定并网经济协议和并网调度协议后方可并网。并网后所有机组必须服从电网调度部门的调度。

（五） 有关电网管理部门在接到发电厂的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，对保证电网安全，须与电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值应认真组织计算，并下达执行。

（六） 发电厂签订并网调度协议前必须完成并网经济协议的签属。

（七）根据发电厂机组的容量与发电厂接入系统电压等级以及电网的具体情况，由地调确定与其签订并网调度协议的电网调度机构。

（八） 并网调度协议内容

电网管理部门的调度机构与发电厂签订的并网调度协议主要包括以下内容：

（1）、并网运行的发电厂必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；

电网调度机构应按发电机组设计能力同时体现公平、公正、经济、合理的原则及电网的运行需要统一安排并网电厂的调峰、调压和事故备用。

（2）、由有关电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构

安排发电厂发电计划曲线和调峰容量的依据。

（3）、发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂的情况，按电网管理

部门批准的计划安排完成计划检修。检修进度应服从有关调度机构的统一安排，检修安排的变动及临修申请、批准等，按电网有关规程执行。

（4）、发电厂应严格按照有关调度机构下达的发电计划曲线运行。

（5）、有关电网管理部门对发电厂的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度、

自动化等专业工作实行归口管理，并对这些设备运行情况进行考核。

（6）确定电力(含有功功率和无功功率)、电量和电压的计量点，其量测表计的技

术等级应符合国家的有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处。

（7）发电厂应按有关电网管理部门的要求，按时、准确地报送有关统计报表及故

障录波图等有关资料。

（8）界定调度管辖范围的条款。

（9）电网安全措施管理的条款。

（10）调度系统现场值班人员培训、考核及认证条款。

（11）协议期限及修订办法。

（12）协议纠纷处理及仲裁办法。

（13） 附厂站一次接线图、设备主要技术参数等。

5、发电厂运行管理要求

（一）、 调度应公平、公正、公开的按照平等互利、协商一致的原则根据本规程及其

它有效协议与各地方电厂进行调度业务的联系。各地方电厂应严格遵守本规程及其它有效协议，服从调度管理、及时通报相关运行信息。双方密切配合，共同保障电网安全。

（二）、 《惠州电力系统调度规程》和《电业安全工作规程》是双方共同遵守的运行管理规程。

（三）、 做好发、供、用电的电力、电量平衡管理工作是保证电能质量、提高电网安全、经济运行的重要环节。调度应按照电力市场的需要组织、平衡、安排发供用电生产计划，各地方电厂必须遵守调度纪律，严格执行调度分配的发电出力、用电负荷和发、用电量计划。

（四）、 当电网发生异常情况，需要电厂紧急改变发电方式时，各地调电厂必须按照值班调度命令立即执行，不得无故延迟执行调度指令。

（五）、 各电厂的无功、电压必须按照调度下达的无功、电压曲线执行。

（六）、 当电厂运行或备用机组发生异常情况，不能随时投入使用时，应立即向当值调度报告，并采取措施组织抢修，尽快修复机组。

（七）、 地方电厂主要设备的维护，特别是输配电线路等调度管辖设备的维护必须委托有资质的单位维护，并向调度提供委托书复印件及相关证明文件。

（八）、 大用户并网管理

1、 大用户并网条件

（1）、 用户变电站：指产权属于用电客户的变电站。

（2）、 凡受电电压为110kV、220kV 电压等级的用户变电站，均纳入地调调度范围，

服从地调的统一调度。

（3）、 凡需并入本地区电网并由地调调度管辖的用户变电站，必须按照国家及电网管理部门的有关规定，本着平等互利，协商一致的原则，与所并入电网的管理部门签订并网协议、供用电合同，明确各方的责任、权利和义务，才可并入电网运行。

2、 并网调度协议包括以下内容：(同电厂)

（1）明确界定调度管辖范围的条款。

（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。

3、 用户变电站运行管理要求

（1）、 并入本地区电网的用户变电站，必须服从地调的统一调度，严格遵守调度规程、调度协议，切实做好一二次设备的运行维护工作，有效控制故障、事故的发生。

（2）、 并入本地区电网的用户变电站，按照调度协议划分调度、用户管辖的设备。

（3）、 要求用户变电站每个值至少有两名值班员（包括值班长）通过《接受惠州地调调度认可证》培训、考试合格或取得上一级调度机构接受调度指令认可资格。没有取得接受调度指令认证资格的人员不得接受调度指令。

（4）、 在电网事故或负荷紧缺情况下，为保证电网安全运行用户变电站必须严格执行调度指令采用紧急避峰措施压减负荷。

6、 调度运行管理制度

（一）、 值班调度员是惠州电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，在批准的调度管辖范围内行使调度权，按规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。

（二）、 各运行单位的运行值班人员（以下简称运行值班人员）必须遵守调度纪律，服从统一调度。

（三）、 地方电厂值长、与调度有直接业务联系的用户变电站、高压室运行值班负责人必须经过调度的相关培训和考试合格，取得相关岗位认证，方可接受调度指令。

（四）、 各运行值班单位必须保证在任何时间都有具备接受调度指令资格的人员在主控制室（监控中心）或具备有效的、不间断的通信联系手段。

（五）、发布、接受调度指令，双方应先互报单位和姓名，调度指令应简单、扼要，态度严肃认真，正确使用调度术语。受令人接到指令后，应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，方可执行。如因未复诵核对而发生误操作，由发令人和接令人共同承担责任。发、

受令双方均应作好录音、记录，录音保存期不得少于三个月。惠州电力系统调度业务使用普通话。

（六）、运行值班人员接受值班调度员发布的调度指令后，必须迅速执行，不得延误或拒绝执行。执行完毕后，应立即汇报。有特殊原因不能立即执行时，必须征得值班调度员同意。未执行或延迟执行调度指令的值班人员以及不允许执行或者允许不执行调度指令的领导均将追究。

（七）、 运行值班人员在接到值班调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向发令人报告，由该发令人决定指令执行或者撤销。发令人决定该指令继续执行的，受令人应当执行。但如果受令人认为执行该指令确将危及人身、设备或电网安全，受令人应将理由报告本单位直接领导人，由本单位领导人与调通中心领导沟通，但最终是否更改命令的决定应由发令人做出。

（八）、 值班调度员和运行值班人员在值班期间有责任及时通报有关运行信息。发电厂、变电站运行值班人员、监控员必须严密监视设备的运行状态及负载情况，当设备出现异常或事故时，应立即报告调管该设备的值班调度员。

（九）、 任何单位和个人不得擅自改变调度管辖设备的状态。现场需要操作调度管辖的设备，必须得到值班调度员的调度指令或调度许可后才可进行。

对危及人身和设备安全的情况可按现场规程处理，但在改变设备状态后，必须立即

报告值班调度员。

（十）、 各运行值班单位具备接受调度指令资格的运行值班人员和调度人员变更，或者通讯方式、号码变更，应及时以书面形式通报相关单位。

（十一）、 值班调度员在当值期间是惠州所辖电网调度运行、操作及事故处理的指挥人；

（十二）、 调度值班采用24 小时值班制，调度员应按照经批准的调度员排班表值班。地调和各县区配调统一交接班时间为每天早上9 时和下午17：00 时。

7、 负荷控制管理

（一）、 加强系统负荷管理，努力降低网损，尽可能地满足人民生产、生活的需要，是调度系统全体运行值班人员的职责。

（二）、 以公平、公正、公开、透明的原则执行负荷控制。

（三） 执行负荷控制必须快速、准确、按时、足量。

（四）、 调度端负荷控制分为：错峰用电、紧急避峰、超计划限电、事故限电、快速事故限电，控制工作重点是确保电网安全稳定运行。

（1）错峰用电指用电客户按照预先安排的轮休计划避开峰段时间用电的行为。

（2）紧急避峰是指部分用电性质特殊、平时无需参与轮休避峰的用户，只在电网

出现紧急情况时临时中断和压减（转移）负荷的行为。

（3）超计划限电指因地区的用电需求超过了电网的供电能力，为预防事故发生，

保障电网安全运行，供电部门按计划切开变电站10～35 千伏开关以控制用电负荷的行为。

（4）事故限电指电网已发生或将要发生事故，为防止事故发生或扩大而采取的切

开部分110 千伏及以上线路，减轻用电负荷，以尽量减小事故造成的影响的行为。

（5）快速事故限电指电网已发生或即将发生事故，必须快速切开110 千伏线路，

迅速控制用电负荷，防止电网事故扩大的行为。快速事故限电一般分为三级，第一级中含有第二、三级，第二级中包含第三级。

（6）错峰用电按实施方式分为三类：自觉错峰、强制错峰及地调网络能力受限错峰。

（7）强制错峰按指令形式分为地调强制错峰与中调强制错峰。

（8）强制错峰按实施手段分为用电侧强制错峰和线路强制错峰。

（五）《错峰用电方案》、《紧急避峰用电方案》由市场及客户服务部编制；《超计划限电方案》、《事故限电》、《快速事故限电》由惠州地调编制，并应在每年一季度末之前得到

市经信局审批同意后上报中调并执行。

（六） 市场及客户服务部必须随错峰方案附带提供每一条错峰线路的基本保安负荷给调度部门。

（七） 事故限电原则上不选择对电网接线有较大改变甚至直接影响电网可靠运行的线路且不得含由影响电厂出力或枢纽变电站运行的线路。

（八）、 日常负荷控制一般应遵循先加大自发电出力，再错峰、避峰，最后超计划限电的程序执行；超计划限电仅作为执行所有的错峰、避峰限电计划后仍未达到负荷控制要求时的补充措施。

（九） 执行时间的规定：

1、电网三级快速限电10分钟;2、电网事故限电10分钟;3、电网超计划限电20分钟;4、紧急避峰、自觉错峰、地调强制错峰30分钟;5、中调强制错峰15分钟.

8 无功电压管理

（一） 无功电压一般管理原则

（1） 电压与无功功率实行分级管理，按照分层（电压等级）、分区（供电区）无功功率基本平衡的原则进行调整。

（2） 用户受电端供电电压允许偏差值

1、35kV 及以上用户供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。

2、10kV 及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。

3、220V 单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%、-10%。

4、特殊用户的电压允许偏差值，按供用电合同商定的数值确定。

（二） 无功功率的管理

（1） 各级调度部门应在保证电压合格的前提下，按照分层分区的控制原则，无功功率力求就地平衡，避免无功功率的长距离输送。

（2） 各地方电厂应严格按地调下达的日无功计划曲线执行或按照地调值班调度员的指令进行调节，以满足系统运行要求。

（3） 地调调管发电机组的P-Q 曲线变更时，必须及时报送地调。

（4） 各变电站及其供电区域应充分发挥无功补偿设备的调压作用，实行严格的投切管理，保证电压在控制范围内运行。使220 千伏主变高压侧的功率因数达到0.98 以上，110 千伏主变高压侧的功率因数达到0.95 以上。

（5） 各变电站通过投切无功补偿设备、调整主变分接头档位等手段，无法同时满足无功曲线与电压曲线要求时，应优先满足电压曲线要求。

（三） 变压器分接头开关的调整管理

（1） 供电变压器的带负荷调压，只有在上一级电网供电电压正常和地区无功功率基本平衡的前提下，才能实现随负荷变化进行相应调节，以保持供电电压水平的良好质量。

（2） 地调调度管辖范围内的110kV 变电站（含用户站）和发电厂机组的升（降）压变的分接头开关由地调统一管理，110 千伏变电站主变分接头开关应根据实际负荷情况自行调整。

（四） 电力部门和用户所安装的电力电容器组，应根据电网实际情况，采取加装串联电抗器等措施，防止投切电容器过程中发生谐波放大，保证电力设备安全运行。电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，并达到以下要求： 100kVA 及以上高压供电的电力用户，变压器高压侧功率因数不低于0.95；其他电力用户，功率因数不低于0.90。

9、检修管理

（一）计划检修：指列入年度、月度停电计划的设备停运检修。

（二） 事故检修：指设备因缺陷、故障、异常等原因需紧急停运的或已经强迫停运的检修。

（三） 配合检修：利用其它设备检修的机会，对相关设备进行的检修。

（四） 临时检修：指非计划性的检修，如设备缺陷、设备故障、事故后设备检查、检修等。

10、运行操作

（一） 惠州电力系统的运行操作，应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度，分级管理。

（二） 电力系统的运行操作分为一次设备操作和二次设备操作。一次设备操作包括运行状态变更和运行参数调整；二次设备操作包括二次装置的运行定值更改和状态变更。

（三） 输变电设备状态分为运行、热备用、冷备用、检修四种。

发电机组状态分为运行、备用、检修三种。

二次设备的状态分为投入、退出（信号）、停用三种。

（四）使一次设备的运行状态变更称为倒闸操作，是指断开或合上开关、拉开或合上刀闸（地刀）、拆除或挂接临时地线，将设备由一种状态转换到另一种状态的操作。

（五） 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。

（1） 地调值班调度员下达逐项令或综合令，必须使用操作票；地调值班调度员下达单项令，不需要使用操作票，但必须明确操作目的，必要时应作详细记录。

（2）对于一个操作任务，凡需涉及两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令。发令调度员按操作票顺序逐项下达操作指令，受令人按照下达的操作指令完成现场操作。每执行完一项操作指令，必须向发令调度员报告，等待接受下一项操作指令，直到全部操作完成。

（3）对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。

（4）以下操作可以发布单项令：

1、参数调整。

2、二次设备操作。

3、机、炉开停。

4、单一项目操作，如合上或断开单一的开关，投入或退出机组辅助调节功能，投

上或取下熔断器。拉开全厂（站）唯一合上的一组接地刀闸（不包括变压器中性点接地刀闸）或拆除全厂（站）仅有的一组使用的接地线；

5、控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电。

6、设备启动、调试时按照启动方案执行的操作。

7、寻找直流系统接地或遥测绝缘。

8、事故处理。其中事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令或逐项令进行操作。

9、地调下达给地调电厂的发电曲线以及地调下达给配调的用电曲线、错峰预警信号。

（六） 电气操作应根据值班调度员的调度指令进行。紧急情况下，为了迅速消除电气设备对人身和设备安全的直接威胁，或为了迅速处理事故、防止事故扩大、实施紧急避险等，允许不经值班调度员许可执行操作，但事后应立即向值班调度员汇报，并说明操作的原因及经过。

（七） 任何情况下，必须严格遵守《电业安全工作规程》的规定，严禁“约时”操作；严禁“约时”开始或结束检修工作。

11 继电保护管理

（一） 电气设备都不允许在无保护的情况下运行。

地方电厂：发电厂内的变压器、母线、发电机保护由发电厂自行整定，其整定

值应与电网配合并报地调备案。发电厂与电网的联络线路、发电厂内的变压器中性点零序保护由地调负责整定。

（二）继电保护介绍：

1、主变保护：差动保护、瓦斯保护、过流保护（复合电压过流保护）

2、母差保护运行异常处理

出现下列情况时，应立即退出母差保护，汇报当值调度，并尽快处理：

1）差流异常;2）CT 回路异常;3）其它影响保护装置安全运行的情况发生时实。

3、线路保护（阶段式相间距离、零序距离保护辅之以阶段式零序电流保护或光纤差动保护）

（1）光纤差动保护：采用光纤通道的保护或接口装置有自动检测（通道）功能，运行值班人员平时可不必做通道测试。只要保护装置或通道接口装置不出现通道报警信号，即可视为通道正常。这类保护投入运行前或线路转热备用前，只须确认通道无报警信号即可，投入后需再次确认无异常情况出现。

（2）线路距离保护运行管理：

A、PT检修或断线时，距离保护需退出，但应保证TV断线过流保护投入。

B、因装置异常等原因使线路失去相间保护时，原则上线路应停运。

C、任何情况下线路负荷电流均不得超过距离保护允许电流（110kV 线路一般为线

路25°C 载流量），否则应适当变更运行方式调整潮流，经主管领导批准后还可退出相应保护段或临时改定值。

（3）线路过电流、零序电流保护运行管理：

电压闭锁电流、零序过流保护在PT 断线或检修时，可以继续投入使用（投入PT

检修压板或解除电压闭锁和方向）。

12、停电工作的技术措施

停电、验电、挂接地线、悬挂标示牌及装设遮拦

（1）验电：1、用相应电压等级合格的验电器2、先在有电的设备上验电，带严明验电器正常才在停电的设备上验电。

（2）挂接地线：先挂接地端，后挂导线端，拆除接地线的顺序与挂接地线的顺序相反。

13 基本操作

（一） 开关操作

（1）开关可以切、合额定电流以内的负荷电流和额定遮断容量以内的故障电流。

（2）开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。

（3）开关合闸后，应检查三相电流是否正常。

（4）开关分闸操作时，当发现开关非全相分闸，应立即合上该开关。开关合闸操

作时，若发现开关非全相合闸，应立即断开该开关。

（5）小车开关推入工作位置前，必须检查机械闭锁可靠，开关处于分闸状态，当

要拉开到检修位置时，应先断开开关，以免带负荷拉刀闸。

（6）凡备用开关投入运行时，应先进行分、合闸试验，并全面检查继电保护及自

动装置是否完好正常。

（二） 刀闸操作

刀闸操作前，必须投入相应断路器控制电源。禁止用刀闸拉开、合上空载主变压器；

严禁带负荷拉开或合上刀闸；禁止用刀闸将带负荷的电抗器短接或解除短接。带电的情况下，允许用刀闸进行下列操作：

（1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。

（2）拉、合220 千伏及以下电压等级的母线充电电流。

（3）拉、合无接地故障的变压器中性点接地刀闸。

（4）拉、合220 千伏及以下等电位的环路电流，必须采取防止环路内开关分闸的措施。

（5）拉、合充电电容电流不超过5 安培的空载引线。

（6）特殊情况下按规定拉、合500 千伏3/2 开关结线方式的母线环路电流。

（三） 线路操作

（1）新建、改建、扩建或检修后相序有可能变动的线路在送电前必须进行核相，

检查绝缘电阻(有条件的线路)是否合格，接地安全措施是否全部拆除，继电保护及自动装置是否完好并按要求投入。

（2）线路送电操作前，应检查线路工作是否全部结束、工作人员是否撤离、接地

安全措施是否全部拆除，继电保护是否完备并按要求投入。

新建或改建（超过三分之一）后的线路投入运行时，应以工作电压的全电压冲击合闸三次，若有条件亦可先递升电压。

（8）线路停电操作应当按照断开开关、拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸的顺序

依次操作。若开关已断开，线路侧刀闸因故不能拉开，应及时汇报值班调度员，证实线路对侧已停电，并在开关靠线路侧验明无电压后，允许拉开母线侧刀闸。线路送电操作顺序相反。线路各侧均与电源明显隔离或具有可判断的隔离点，经验明无电压后才允许合上线路接地刀闸或挂接临时地线。

（四） 变压器操作（停送电顺序、中性点、原因）

1、变压器并列条件：

（1）结线组别相同。（2）电压比相等。（3）阻抗电压相等。

电压比和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。

2、对吊装大修后的变压器，投入运行前应先核相并测试相量正确，并经工作全

电压冲击合闸三次。

3、新装变压器投入运行时，应经工作全电压冲击合闸五次。

4、变压器充电时应投入完备的继电保护，并应考虑变压器充电励磁涌流对继电

保护的影响。

5、合上或断开变压器开关，使变压器投入或退出运行时，该变压器中性点必须

直接接地；变压器并入电网运行后，其中性点是否直接接地应按继电保护要求执行。

6、变压器投入运行时一般先从高压侧充电，后合上低压侧。停电时操作顺序相反。

7、切换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷后方可停下待停变压器。

8、变压器并列或解列前应检查负荷分配情况，确认解、并列后不会造成任一台

变压器过负荷。

9、变压器在热备用状态时，应将中性点地刀合上。

10、变压器有载调压分接开关操作：

（1）禁止在变压器生产厂家规定的负荷和电压水平以上进行主变压器分接头调整操作；

（2）并列运行的变压器，其调压操作应轮流逐级或同步进行，不得在单台变压器上

连续进行两个及以上的分接头变换操作；

（3）多台并列运行的变压器，在升压操作时，应先操作负载电流相对较小的一台，

再操作负载电流较大的一台，以防止环流过大；降压操作时，顺序相反。

（五） 母线操作

母线是发电厂、变电站的中枢，是电器元件的集合点，倒闸操作时要特别注意如下：

（1）进行母线操作时必须注意对继电保护、仪表及计量装置的影响。

（2）设备倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。

（3）正常情况下，运行中设备进行倒换母线操作时，应将母联开关及其两侧刀闸

合上，并退出母联开关的操作电源，才能进行倒闸操作。设备开关的母线侧刀闸必须按照“先合后拉”的原则进行操作。

（4）热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。

（5）双母线停用一组母线时，应做好电压互感器二次切换，并应防止运行母线电

压互感器低压侧向空母线反充电，引起电压互感器二次电源保险熔断，造成继电保护误动作。

（6）用变压器开关向母线充电时，变压器中性点必须直接接地。

（7）用母联断路器对母线充电时，应投入母联断路器充电保护，充电正常后退出充电保护。

（8）母线充电或停电时，应采取防止产生谐振的措施。

（9）对于曾经发生谐振过电压的母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。

（10）倒母线操作，应按规定投退和转换有关线路保护及母差保护。

（六） 解合环操作

（1）合环操作相位必须相同；220 千伏及以下电压差一般不应超过30%，相角差不

应超过继电保护整定值；必须确保合环后各环节的潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。

（2）解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压

在规定范围内，各环节潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的

限额。

（3）电磁合环操作应在上一电压等级电网环网运行情况下进行,下级调度利用短时

电磁环网，在各供电片区之间进行负荷转供的操作前，必须知会上级调度值班调度员，并确认当前主网的运行情况符合操作条件。110 千伏系统进行电磁合环操作前应得到中调许可,并尽量缩短合环时间.10 千伏进行电磁合环操作前应尽量将两电压调至相近,在

不接地系统有接地时,禁止进行电磁环网操作。

（4）如果上一电压等级电网不能环网，且经过潮流计算，不能合环时，转供负荷应该先停后送。

（七） 事故处理

1、一般原则

（1） 事故处理：是指在发生危及人身、电网设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员，隔离故障设备，消除设备过载，调整运行方式，不使事故扩大而进行的紧急操作。

（2）电网发生事故时，与事故有关单位的值班人员应迅速、简明扼要地将事故情况（包括发生时间、跳闸开关的名称、潮流异常变化情况等）报告地调值班调度员，并按照调度指令进行处理。对无需等待地调值班调度员指令可自行处理的事故，现场运行值班人员应

按现场规定立即处理，然后报告地调值班调度员。

（3） 事故处理期间，值班调度员及厂站值班员有权拒绝任何与事故处理无关的询问电话。非事故单位，应加强运行监视，做好防止事故扩大的预想。不要急于询问事故情况和占用调度电话，以免影响事故处理。如发现异常情况应及时报告地调值班调度员。

2、线路事故

（1）线路跳闸后，地调值班调度员可采用强送电方式，加快线路恢复运行，在强送时应考虑：

（2）现场值班人员应检查跳闸开关的外部和线路保护动作情况，同时应将检查结

果和按现场规程可否送电的意见，向地调值班调度员报告。

（3）正确选择强送端，一般应选择电网结构较强及远离主要发电厂的一端进行强送。

（4）强送端开关必须具有线路主保护，电源侧的变压器中性点必须接地。

（5） 下列情况，线路跳闸后不允许强送：

1、全电缆线路正常情况下重合闸退出，故障跳闸后，不强送。

2、电缆与架空线混合线路正常情况下重合闸投入，故障跳闸后，如重合不成功，不强

送。

3、试运行线路、已发现有明显故障或缺陷的线路不得强送电。

4、单侧充电且不作为备用电源的线路。

5、强送开关不完好。

6、线路跳闸伴有明显的故障特征，如厂站内有火光、爆炸声，系统振荡现象等。

7、有带电作业的线路。

8、线路发生相间故障，且对系统有较大的冲击或发生故障时天气十分恶劣。

（6） 对于因浓雾天气引起连续污闪或雾闪跳闸，或因台风等恶劣天气引起线路间歇性故障连续跳闸，一般情况下应将开关暂时退出运行，待天气好转后再投入运行。对于电网重要线路，危及电网安全运行时，值班调度员可以恢复开关运行。

（7） 线路跳闸，属线路原因的，无论恢复送电与否，调度员均应及时通知运行维护单位巡线，并说明故障信息、线路状态。巡线单位应及时将巡线结果报告值班调度员。

（八） 变压器事故

1、 变压器跳闸后引起其他变压器过负荷时，应按以下方式处理：

（1）按现场规程规定过负荷运行，但应设法在规定时间内降低负荷。

（2）投入备用变压器。

（3）调整潮流或转移负荷。

（4）按事故限电要求限制负荷。

2、变压器故障跳闸后，应根据继电保护动作情况及外部现象判断故障原因，并进行处理：

（1）变压器的差动和瓦斯保护同时动作，在未查明原因并消除故障之前，不得送电。

（2）变压器差动和重瓦斯保护之一动作，则在对保护范围内设备进行外部检查无明显故障，检查瓦斯继电器气体颜色和可燃性，证明变压器内部无明显故障时，可用发电机对变压器零起升压，如升压无异常，可将变压器恢复运行。若无条件用发电机对变压器零起升压，则取油样及气样进 行分析检查，证实变压器内部无故障，经局主管领导同意，才能试送电。

（3）变压器后备保护动作，经检查变压器外部无异状且外部故障消除或隔离后，可以试送电。

（4）若因其它设备故障、保护越级动作引起变压器跳闸，则故障消除后，可将变压器恢复运行。若保护属于不正确动作，应退出该保护，再恢复变压器运行。

（5）如果是变压器承受出口或近区短路造成后备保护动作，需作必要的试验。

（6）若确认由于人员过失造成变压器跳闸，经地调值班调度员同意，可将该变压器恢复运行。

3、 变压器瓦斯保护信号动作时，应查明信号动作原因，如瓦斯继电器内气体是无色无臭而且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。

4、 有备用变压器或备用电源自动投入的变压器，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。

5、当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时，值班人员应立即将变压器停运。

6、 变压器着火时，应立即断开电源，停运冷却器，并迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。

7、 变压器跳闸后，应立即停油泵。

8、 变压器有下列情况之一者，应停电进行处理：

（1）内部音响很大，很不均匀，有爆裂声。

（2）变压器冒烟着火。

（3）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常且不断上升。

（4）油枕或防爆管喷油。

（5）漏油致使油面下降，低于油位指示计的指示限度。

（6）油色变化过甚，油内出现碳质等。

（7）套管有严重的破损和放电现象。

（8）其他现场规程规定者。

（九） 母线事故（需特别强调全站失压的概念：各电压等级母线均无压，不能误将站用电失压判断为全站失压）

1、 母线电压消失，是母线本身故障或由于系统故障引起，应慎重判别，母线电压消失的依据是同时出现下列现象：

（1）该母线的电压指示为零。

（2）连接于该母线的所有出线及变压器功率、电流的指示为零。

（3）该母线所供的厂用电或站用电消失。

2、 发电厂、变电站母线电压消失时，现场运行值班人员应立即将故障报告值班调度员，可不待值班调度员指令设法恢复失去的厂用、站用电，并将故障处理操作和保护动作情况报告值班调度员。

3、 地调值班调度员在确认母线失压后可按下列情况分别指令现场处理：

（1）母线电压消失，母差保护未动作，连接于该母线上的开关没有跳闸，可能是

外部电源中断造成，检查母线及其相连设备和母差保护无异常后，可试充电一次。

（2）母差保护动作，使连接于该母线的开关跳闸，造成母线电压消失，应对母线及其相连设备和母差保护进行检查，查出故障原因，并消除或隔离故障点后，可向母线试充电一次。

（3）若找到故障原因，但失压母线不能马上恢复运行，应将无故障的设备倒换至

正常母线运行。倒换母线时，开关母线侧刀闸应采取“先拉后合”的原则。

（4）由于人为误操作或保护动作所致，在设备恢复正常后，可对母线充电。

（十） 开关异常

1、 调管范围内开关的本体和操作机构异常，影响开关运行性能，应立即报告值班调度员，并尽快处理。

2、 运行中的开关不论什么原因单相跳闸，造成两相运行时，现场运行值班人员应不待地调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应断开其余两相开关后报告地调值班调度员。开关若是两相跳闸，造成单相运行，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开开关，再报告地调值班调度员。

3、 若非全相开关为发电机（或发变组）开关，应迅速降低发电机有功、无功功率，再按上述原则处理。

（十一）信息汇报

1、调度运行信息本规定所称调度运行信息是指运行操作信息、故障及异常、电网运行数据，以及相关调度业务管理信息，调度计划安排及其他调度信息按照调度规程和各专业管理规定要求报送。

2、信息汇报的内容

（1） 运行操作信息

运行操作信息指各级调度员（包括厂站值班员）在系统正常运行操作时，通过调度电话或网络发令系统向设备调管调度员申请设备的操作和汇报运行情况等。

（2）出现以下情况时，县（配）调调度员（包括地调调管厂站的值班员）向地调当值调度汇报管辖范围内的运行操作信息：

1）由于方式转换需要，要求地调管辖电网的线路短期合（解）环操作，以配合进行与地调管辖线路构成电磁环网的35kV、10kV 线路的合、解环操作。

2）由于调压需要，110kV 非终端变电站主变分接头的调整超过本地区电力系统调度规程允许范围。

3）110kV 非终端变电站主变高压侧中性点接地方式的变更。

4）借用地调调管设备（如旁路开关代供主变变高开关等）的操作。

5）对地调管辖系统可能产生影响的其他操作, 操作前必须向地调调度员提出申请，得到同意后才能操作。

6）属中调管辖的设备, 厂站值班员在完成中调调管设备的操作后，除按规定汇报中调外，还应及时向本地区地调调度员汇报。

7）各类错峰用电信息汇报，按《广东电网错峰用电调度管理规定》执行。

（3） 故障及异常信息

故障及异常信息指发供配电设备（含安自装置、继电保护、调度自动化系统、通信系统等二次设备）发生事故及异常，或10kV 及以上与调度运行相关或设备检修引起的人身伤亡或损失负荷在10MW 以上等事件。

（4）按调管范围划分，县（配）调调度员（包括地调调管厂站的值班员）需按规定时间要求及时向地调当值调度汇报以下电网故障及异常信息：

1、在事后20 分钟内汇报的：

1）35kV 及以上变电站失压或全部停止供电事件。

2）110kV 局部电网与地区主网解网运行的事件。

3）110kV 线路、主变异常停运事件。

4）各类安全自动装置动作造成负荷损失的事件。

5）县（配）调调管的电厂因异常导致机组出力减少50%，应立即向地调值班调度员汇报。

2、 应视具体情况及时汇报的：

1）其它可能影响电网正常运行的恶劣环境情况，例如：山火、台风、暴雨、大雾等。

2）由于发输电设备故障造成重要机构、场所（如党政机关、机场、港口等停止供电。

3）发生的误操作、调度责任事故、违反调度纪律等事件，与10kV 及以上设备运行和检修有关的人身伤亡事件。

4）地调下令的事故限电、超计划限电等措施的执行情况。

5）由县（配）调调管的设备异常造成越级跳闸的情况。

3、 设备运维单位发生违反调度纪律事件时，应在 8 小时内，将说明事件经过、造成的影响等内容的报告，通过OAK 报送地调。

4、 发生违反调度纪律事件时，地调应在16 小时内，形成详细说明事件经过、造成的影响、初步处理意见及防范措施等内容的报告，通过OAK 报送中调安全生产部。

5、 完整的信息必须包括事件发生时间、涉及设备名称、概要情况、影响程度、对设备的运行要求及预计处理进度等方面，要求汇报内容清晰、逻辑正确、简明扼要。

6、 为提高信息汇报的及时性和准确性，在复杂事故发生后可先汇报简要的情况及提出对系统的要求，待处理告一段落再另行详细汇报。

（6） 其他报送信息

各级调度中心正、副主任以及调度专责（班长）人事变动，调度员上岗及岗位变动，必须在发文后两天内上报至上级调度对口部门，调度员岗位变动时必须附有调度运行人员的最新名单。

附件一 调度协议关于调度权限的划分

（备注：下文中无特殊说明，甲方指惠州供电局，乙方指协议方）

1. 西支江泵站、永湖泵站、东江泵站

1） 属供电调度管辖的设备：

110kV三泵线124线路及其两侧开关间隔附属设备（线路避雷器、电压抽取装置或PT等）。

110kV西枝江泵站#1主变中性点111000地刀；东江泵站#1、#2、#3主变中性点111000、112000、113000地刀；永湖泵站#1、#2、#3主变中性点111000、112000、113000地刀。

2） 继电保护和安全自动装置调度管辖范围的划分原则上同一次设备。

3） 三栋站110kV三泵线线路保护由甲方负责整定，西枝江泵站内继电保护由泵站负责整定，报供电局备案。泵站方继电保护必须满足系统要求，保护整定值必须在灵敏度、时间上与甲方定值配合。

4） 属供电调度设备的操作必须得到供电的同意。在直接危及人身及设备安全的情况下，泵站可以紧急操作甲方调度设备，但事后应立即报告供电方。

附件二 用户厂站关于调度权限划分的电气主接线图

（备注：图中红色的设备属惠州地调调管）

1.

2. 西支江泵站、永湖泵站、东江泵站