电力调度规程.doc

目 录1. 总则（5）2. 调度管理规程（6）21调度管理的任务 （6）22调度管理的组织形式 （7）23调度范围的划分原则 （7）24调度管理制度 （7）25电网运行方式的编制和管理 （9）26继电保护和自动装置管理 （12）27新建或扩建电力网设备加入电网运行的管理（15）28电网调度自动化管理（16）29电力通信和管理（19）3运行操作规程（20）31操作制度（20）32线路操作（21）33变压器操作（22）34高压开关操作（23）35刀闸操作（23）36220KV及以下电压等级母线操作（24）37消弧线圈的运行和操作（25）38典型操作（26）4事故处理规程（27）41事故处理的一般原则（27）42电压异常处理（28）43变压器的故障处理（28）44母线的事故处理（29）45线路的故障处理（30）46断路器故障的处理（31）47电流、电压互感器的故障处理（31）48失去通信联系的处理（32）5继电保护及安全自动装置运行规程（32）6调度员服务规程（70）61调度员和调度室 （70）62调度员培训制度（70）63调度员职责 （74）64调度员值班制度 （76）65调度员交接班制度 （78）7电力系统调度术语 （80）永煤集团供电处关于颁发电力调度规程 暂行本的通知处属各生产单位： 为全面、完整、准确地贯彻实施国务院颁发的电力法、电网调度管理条例和原部颁电网管理条例实施办法，结合我处电网的实际现予以颁发，自二零零六年四月一日起执行。 各单位在执行过程中发现的问题和意见，请报供电处调度室。 二六年三月十四日 1 总则 1.1 电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、受电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等。电网运行必须实行统一调度。分级管理、以保障电网安全、优质、经济运行、适应矿区生产和人民生活的用电需要。 1.2 依据电力法、电网调度管理条例、河南省电力工业局的有关规程、规定的精神及商丘电网调度规程。结合我处电网实际情况制定本规程。 1.3 本规程适用于永煤集团供电处，有关领导及有关人员应熟悉、遵守本规程。 1.4 下列人员应参加本规程考试。 1.4.1 调度室：全体调度员1.4.2 各变电站：站长、值长、值班员。1.4.3 各生产口的相关人员及生产值班人员。 1.5 本规程解释权属永煤集团供电处。2 调度管理规程 2.1 调度管理的任务 2.1.1 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，实现下列基本要求： 2.1.1.1 充分发挥本电网内发、供电设备能力，有计划地满足本网的用电需要。 2.1.1.2 使电网按照有关规定，连续、稳定、正常运行。保证供电可靠性。 2.1.1.3 使电网的频率、电压等指标符合国家规定的标准。 2.1.1.4 根据本电网实际情况，合理利用一次能源。 2.1.1.5 贯彻实施电网商业化运营原则，保证电网的经济运行。 2.1.1.6 按照有关合同或者协议，保障发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。 2.1.2 电网调度机构的主要工作： 2.1.2.1 组织编制和执行电网的调度计划。 2.1.2.2 指挥调度管辖范围内设备的操作。 2.1.2.3 指挥电网的发、用电负荷调整和电压调整以及联络线潮流调控。 2.1.2.4 指挥电网事故处理，负责电网事故分析，制订并组织实施提高电网安全运行水平的措施。 2.1.2.5 编制调度管辖范围内的设备检修进度表，批准设备检修。 2.1.2.6 负责本调度机构管辖的继电保护、安全自动装置、电力通信和电网调度自动化设备的运行管理。 2.1.2.7 负责电网的电能质量和继电保护技术监督。 2.1.2.8 参与电力通信、电网调度自动化和继电保护及安全自动装置规划的编制工作。 2.1.2.9 参与电网规划编制工作参与电网工程设计审查工作。 2.1.2.10 参加编制发电、供电计划。 2.1.2.11 负责实施电力市场的运行。 2.1.2.12 组织调度系统有关人员的业务培训。 2.1.2.13 协调有关所辖电网运行的其他关系。 2.2 调度管理的组织形式 2.2.1 商丘电网设二级调度机构；商丘电力调度通信中心(简称地调)，县级调度机构(简称县调)。 2.2.2 各级调度机构都是该电网的生产运行指挥机构。在电网运行工作中行使指挥权。各级调度机构在调度业务中是上下级关系。下级调度必须服从上级调度。 2.2.3 供电处调度室既是生产运行单位又是供电处的职能部门，不仅要指挥永煤集团电网的生产运行。而且要负责电网电力调度、运行方式、继电保护、通信、调度自动化等专业的业务管理工作。 2.3 调度范围的划分原则 2.3.1 供电区内的所有变电站。 2.3.2 地调调度的矿区中心站内一次设备操作前后，中心站的值班人员均应向调度室汇报。 2.4 调度管理制度2.4.1 供电处调度员在值班期间是矿区供电系统运行操作及事故处理的指挥人，对上接受地调值班员、公司调度员和调度主任的指令,对下向变电站的站长、值班长和正值值班员发布调度指令。2.4.2 调度系统的值班员，接受上级调度机构值班调度员指令后，必须复诵调度指令，经核实无误后方可执行。不允许以任何借口拒绝、拖延执行调度指令或者不执行调度指令。执行后立即汇报执行情况，不汇报不算执行完毕。调度指令发布人和受令人双方都要录音并做记录。2.4.3 调度系统值班人员在接到上级调度机构值班人员和调度主任发布的调度指令或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的值班调度人员报告，由发令值班调度员决定调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员必须执行，但若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议，报告发令的调度员和本单位领导人。2.4.4 电网管理部门的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转达给值班调度员。 2.4.5 任何单位和个人，不得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，有权拒绝各种非法干预。2.4.6 调度管辖范围内的任何设备，未获相应调度机构值班员的指令，各变电站的值班人员均不得自行操作。但遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，变电站运行值班人员应当按照有关规定先行处理，处理后应当立即报告有关值班调度员。2.4.7在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况时，值班调度员可以越级向各变电站等运行单位发布调度指令，下级必须立即执行。2.4.8 值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日调度计划，调整之后，必须将调整的原因及数量等填人调度日志。2.4.9 值班调度员必须按审批或者许可权限统一安排好供电设备的检修进度。2.4.10 各变电站值长在接班后，对设备异常情况和运行方式变化，应立即向值班调度员汇报。2.4.11 各变电站值班人员应按有关规定和调度要求向调度员提供准确数据。2.5 电网运行方式的编制和管理2.5.1 电网运行方式由调度室按年、(季)月、日编制，并应满足调度管理任务的基本要求。2.5.2年度运行方式的编制程序如下：2.5.2.1 由主管领导负责主持制定编制年度运行方式所需基础资料的分工细则，并由各有关科室负责落实。 2.5.2.2 调度运行方式人员负责编制年度运行方式。2.5.2.3 年度运行方式经处长或总工程师批准执行。2.5.2.4 于每年12月底前将编制的次年运行方式报公司机电部和地调。2.5.3 年度运行方式的编制内容包括：2.5.3.1 概况。 2.5.3.2 新建、改建、扩建发输变电设备投产计划。2.5.3.3 地方电厂机组年度检修计划。2.5.3.4 地方电厂年度发电量计划。2.5.3.5 供电区用电负荷预计：2.5.3.5.1 供电区大、中用户的用电负荷预计。2.5.3.5.2 供电区新增用户的用电负荷预计。2.5.3.5.3. 供电区的分月度网供负荷预计。2.5.3.5.4 供电区的分月度总负荷预计。 2.5.3.6 供电区用电量预计：2.5.3.6.1 供电区总用电量预计。2.5.3.6.2 供电区供电量预计。2.5.3.7 线路检修计划。2.5.3.8 继电保护定检计划。2.5.3.9 通信、远动装置定检计划。2.5.3.10 设备检修计划。2.5.3.11 电力供电梯形方案。2.5.3.12 主变中性点的接地方式。2.5.3.13 电压考核点、监视点的电压标准及保证电压合格的措施。 2.5.3.14 继电保护运行要求及自动装置运行方式。2.5.3.15 变压器经济分析。2.5.3.16 地方电厂保厂用电的措施。2.5.3.17 低频减载整定方案及并网电厂的解列方案。2.5.3.18 事故拉闸顺序表。2.5.3.19 限电拉闸顺序表。2.5.3.20 母线短路容量及短路电流的校核计算。2.5.3.21 典型潮流计算分析。2.5.3.22 网损理论计算分析。2.5.3.23 电网运行方式分析。2.5.3.24 电网的正常接线方式。2.5.3.25 通信网络运行方式。2.5.4 日运行方式编制程序：2.5.4.1 矿区中心站五路进线和母联设备，按照月计划检修设备或因故要临时检修设备。应在开工前一日10时前向地调提出检修申请（内容包括：检修任务、起止工期和对地调要求）。2.5.4.2 供电处调度管辖权限的供电网络。按照月计划检修设备或因故要临时检修设备。应在开工前一日10时前向调度室提出检修申请（内容包括：检修任务、起止工期和对调度要求）。2.5.4.3 调度室一般于每日16时前将次日计划（包括各供电区用电指示、发电、输变电设备检修安排）通知各有关单位。2.5.5 执行调度计划的几项规定：2.5.5.1 设备事故性临时检修，应于6小时前由设备所在单位运行值班负责人向调度值班调度员提出申请，由调度安排。设备事故性临时检修的必要性、及时性及由此产生的后果，由申请人负责。2.5.5.2 各站、区队和科室，对已批准的检修项目，必须保质保量按期完成。如设备在检修中发生意外情况不能按期完成时，必须在原批准的计划检修工期未过半前向调度提出延期申请。2.5.5.3 为避免重复停电，在检修周期内同一设备原则上只安排一次停电。 2.6 继电保护和自动装置管理 2.6.1 继电保护与自动装置是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是电网的重要组成部分。各级主管生产的领导要经常了解继电保护工作情况，对其中存在的重大问题应予组织解决，对由于继电保护引起的重大电网瓦解事故和全矿停电事故负应有的责任。2.6.2 调度作为电力系统继电保护技术管理的职能机构和技术监督主管部门，实现对全区继电保护专业领导，负责管辖设备的继电保护自动装置的整定计算与运行管理等工作。2.6.3 各级继电保护部门保护装置整定范围的划分：2.6.3.1 矿区中心站五路进线和母联所有保护由地调整定。 2.6.3.2 各变电站的变压器、线路、母线保护由继电保护部门整定。2.6.4 调度人员在系统继电保护运行方面的职责： 2.6.4.1 按调度管辖范围正确使用各种保护装置。2.6.4.2 在处理事故或改变系统运行方式时，应考虑保护装置的相应改变；指挥系统操作时，应包括继电保护及安全自动装置的操作。2.6.4.3 保护更改定值或新保护投入运行前，调度值班全员必须与站运行值班人员进行整定值核对，无误后方可投入运行，并在保护定值通知单上签字和注明更改定值的时间。2.6.4.4 在系统发生事故及异常情况时，调度人员应对开关及保护、自动装置动作情况了解清楚作出记录，并询问故障录波器动作情况。 2.6.5 变电所运行人员在保护运行中的职责： 2.6.5.1 有关继电保护及二次回路的操作或工作均应执行现场运行规程或规定，经管辖该装置的调度员或值长、班长同意方可进行。保护的投入、退出等操作由运行人员负责进行。 2.6.5.2 在保护及二次回路上工作前，运行人员必须审查保护工作人员的工作票及安全措施，按工作票和现场实际情况作好安全措施；更改整定值和变更结线必须持有经批准的定值通知单和图纸，才允许工作。2.6.5.3 保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的结线、元件、端子是否恢复，试验中的临时线是否拆除。继电保护日志所写内容是否清楚等。2.6.5.4 保护装置更改定值后及新保护投入运行前，运行人员必须和值班调度员进行整定值和有关事项的核对，无误后方可投入运行。2.6.5.5 运行人员必须按继电保护运行规程对保护装置及二次回路进行定期巡视、对试或按规程规定更改定值；监视交流电压回路，使保护在任何时候不失去电压；按保护整定值所规定的允许负荷电流，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。 2.6.5.6 发现保护装置(如高频保护交换信号不符合规定)及二次回路存在缺陷或异常情况，应作记录，通知本单位继电保护人员及时处理。如发现保护装置有明显异常，可能引起误动作时，现场运行人员应作出正确判断，向调度汇报，并申请退出。2.6.5.7 对继电保护及自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向调度汇报。2.6.6 各级继电保护部门整定范围分界点设备上的继电保护及自动装置定值，应不超过上级调度部门规定的限额值，需要更改时，须事先提出，原则上局部服从全局和可能条件下全局照顾局部，由上一级批准后，方可修改分界点限额值。2.6.8 调度人员应做到：2.6.8.1 能按规程要求指挥和监督保护的操作和运行。 2.6.8.2 能根据保护动作分析判断系统故障和异常情况。 2.6.8.3 能根据保护定值通知单掌握保护整定值及允许最大负荷。2.6.8.4 熟悉保护基本原理及典型结线。2.6.8.5 熟悉保护调度运行规程。2.6.8.6 熟悉保护整定方案及整定原则。2.6.9 异常情况处理 若继电装置异常，按继电保护异常规定处理。现场值班人员及时向调度报告。若异常情况可能引起装置误动时，运行人员可先将装置退出运行，同时报告调度。 2.7 新建或扩建电力设备加入电网运行的管理2.7.1 新建或扩建的电气设备(发电机、变压器、线路等)加入试运行前三个月。设备所属单位应向调度提供下列资料三份：2.7.1.1 注明设备型号、设计规范参数的一次结线图。 2.7.1.2 继电保护自动装置的原理图及说明书。2.7.1.3 线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图。2.7.1.4 通信及调度自动化有关资料。 2.7.2 新建或扩建发电厂、变电站加入电网试运行前一个月，设备所属单位还应向调度提供下列资料：2.7.2.1 锅炉、汽轮机、发电机、变压器等主要设备规范和参数。2.7.2.2 发电机、变压器的测试结论。2.7.2.4 新设备规程，运行人员名单。2.7.3 调度接到上列资料后，应进行下列工作：2.7.3.1 确定设备调度范围和设备编号。2.7.3.2 按合同和有关规定，提供继电保护及自动装置定值。 2.7.3.3 进行潮流和稳定计算，确定输送功率极限和运行方式。 2.7.3.4 编制试运行调度措施。2.7.3.5 有关人员赴现场熟悉设备。2.7.4 新建单位有关运行人员应在设备投入运行前熟悉本规程有关部分，按规程规定进行考试。2.7.5 若设备试验不合格、调度电话不通、安全自动装置未完成或资料不全等，调度应拒绝新设备加入电网运行。2.7.6 新设备试运行时间计算应在全部调试工作结束，发电设备带到额定出力、输变电设备加到全压及继电保护、通信调度自动化设备全部投入运行时算起。2.8 电网调度自动化设备管理 2.8.1 电网调度自动化系统是保证电网安全经济运行的重要技术手段，是电网调度的有力工具。对电网调度自动化系统的基本要求是动作迅速、准确、可靠。 2.8.2电网调度自动化系统是由主站(调度端)和分站(电站端)两大部分组成，调度端的设备应建立运行值班制度。同时应对分站的运行情况进行监视。发现问题应及时消除，以保证随时为值班调度员提供准确可靠的信息。2.8.3 远动设备投入运行的条件：2.8.3.1 检修后的远动装置，应在现场检查接线的正确性，在调度员配合下进行遥控“跳”、“合”实验和遥调“升”、“降”实验以及遥测遥信检查，合格后方可投入运行。2.8.3.2 新安装远动装置，应检查接线的正确性，仪表互感器量限精度是否符合要求，开关接点动作是否可靠，经调试合格，具备有关设计资料与现场接线一致的图纸且试运72小时无问题后才能正式投入运行。2.8.3.3 远动装置应有可靠备用电源，以便在事故情况下能向调度传输信息。2.8.3.4 有当地功能的变电站，远动人员应向变电值班人员交待使用方法及注意事项。2.8.4 远动装置在下列情况下方可退出运行：2.8.4.1 经调度批准的定期检修。2.8.4.2 远动装置发生异常需要临时停机维修，应先取得调度当班调度员的同意，方可退出运行。2.8.4.3 如遇危及人身安全或装置有严重故障时，应先将装置退出运行，但事后立即通知调度当值调度员。2.8.5 远动装置的检查测试：2.8.5.1 远动设备投入后，应保证设备的安全可靠，必须对设备进行定期测试和检查。2.8.5.2 根据各站具体情况，定期对远动装置全面进行检查，遥测设备每年要全面检查二次。2.8.6 远动与调度员的职责划分：2.8.6.1 调度员工作站，模拟屏由调度员负责操作，远动人员负责维护。2.8.6.2 调度自动化系统投运前，远动人员应向调度室提供操作、维护规程，并讲解设备的性能及在运行中应注意事项，信息投入使用后应向调度室办理移交手续。2.8.6.3 远动装置的投入或退出应由当值调度员统一指挥，不经调度员同意不得无故停用远动装置。 2.8.6.4 调度员交接班.应包括远动的内容，发现问题及时通知远动班迅速处理。 2.8.7 远动与继电保护、仪表的职责划分：凡远动设备与二次设备相连接部分，双方互相提供有关图纸资料，一方工作如需改变接线或影响到对方设备，必须提前通知对方，以保护盘和控制盘端子排为界，盘内接线及端子排由继电保护人员负责，与远动相连部分的电缆由远动人员负责。 2.8.8 远动与电气检修人员的职责划分：远动设备所连开关辅助接点和刀闸辅助接点由电气检修人员维护，远动人员检验。2.8.9 远动与通信(有线、载波、微波、特高频、光缆)的职责划分： .2.8.9.1 远动信息的传送通道.由通信专业人员维护，其分界点为室内分线箱。没有分线箱时。以通信设备端子为界。2.8.9.2 因通信设备故障或检修影响远动通道而停用时，通信人员应及时通知远动人员，并采取相应措施。2.8.10 远动与变电站值班人员职责划分：2.8.10.1 变电站端远动设备使用的交流电源、直流电源由变电站值班人员维护.不得任意切换。2.8.10.2 远动设备投入运行时.远动人员应向变电站值班人员提供操作运行资料，安装接线图，并进行技术交底。2.8.10.3 变电站值班人员不得在当地功能的计算机上进行与生产无关的任何操作，当地功能如有问题应与远动人员联系。2.8.10.4 变电站值班人员，应把远动设备列入交接班和巡视检查项目，进行监视和维护，内容如下：2.8.10.4.1 清扫外部灰尘，保持设备清洁；2.8.10.4.2 监视设备运行指示灯是否正常：2.8.10.4.3 设备及外部接线是否完整，有无松动； 2.8.10.4.4 设备冷却风扇运转是否正常；2.8.10.4.5 设备发生异常时，及时通知当值调度员，并作好记录。 .2.9 电力通信的管理2.9.1 电力通信网是一个整体，应实行统一领导，分级管理。调度负责全区电力通信网业务的统一管理。2.9.2 必须认真贯彻执行上级颁发的通信管理规程。 2.9.3 电力通信调度是确保电网通信正常运行的指挥机构。必须坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则，确保电路畅通。2.9.3.1 为确保通信网可靠、灵活运行，各级通信部门应设置相应的通信调度，负责对所属通信网的运行管理以及通信各专业间的协调，代表各级电力通信部门执行通信指挥调度业务。2.9.3.2 通信调度员必须经考核合格、领导批准后方可正式值班。2.9.4 载波频率及保护频率应分级管理，220kV及相关1l0kV系统频率报省调审批，1lOkV系统频率由地调审批。2.9.5 电力通信网的组建是一个复杂的系统工程，在新建、改建电网电路时，所需设备必须先上报技术规范书，待审批后方可实施。2.9.6 通信人员应熟悉与各专业之间接口界面技术条件，对管辖范围内的通信设备负责，做好运行维护记录。2.9.7 通信设备维修、调整和其它影响通信电路正常运行的作业，必须经过相应通信调度的批准方可进行。在复用(远动、保护)通信设备上进行作业，还必须征得有关部门的同意。2.9.8 电力通信设备应有通信专用蓄电池组或其它备用电源装置，尤其要保证在电网事故时通信设备供电电源不中断。3 运行操作规程3.1 操作制度 3.1.1 调度设备的一切正常操作，必须按值班调度员的指令或得到值班调度员的许可方可进行，发令、受令及填写操作票应使用调度统一的双重编号。3.1.2 调度操作有以下四种形式：3.1.2.1 逐项指令：涉及两个及以上单位的操作(如线路操作)，调度按顺序逐项下达操作指令，受令人逐项操作，逐项汇报。在逐项指令中可以包含综合指令。3.1.2.2 综合指令：只涉及一个单位的操作，调度只下达操作任务.和注意事项。受令单位执行完毕后，及时向调度汇报。3.1.2.3 即时指令：事故处理、单一操作项目时使用。如断、合单一开关或刀闸(含地刀闸)，限电拉闸，继电保护和自动装置投退，下达或更改日调度计划等。3.1.3 综合指令、逐项指令的操作，调度应分别填写操作票，受令单位要按现场规定填写操作票。即时指令的操作，调度和受令操作单位可不填写操作票。许可操作的指令，调度不填写操作票，由操作单位按规定填写详细的操作票。任何形式的指令、发令、受令后的复诵以及执行情况的汇报。操作前后的联系，发、受令双方都必须录音，并作记录。 3.1.6.2 站内设备检修所需的措施，应得到调度员许可、工作结束后应及时申请拆除。3.1.7 变电站的保护投、退及切换，必须按照调度指令执行。3.1.8 倒闸操作应尽量避免在高峰负荷和交接班时进行，必要时可推移交接班时间。3.1.9 严禁约时停电、送电、装拆地线、开工检修。3.2 线路操作 3.2.1 线路送电操作，先合上母线侧刀闸，再合上线路侧刀闸，最后合上开关。停电操作顺序相反。3.2.2 线路可能受电的各侧都停止运行。解除备用后，才允许在线路上做安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任何一侧恢复备用。3.2.3 操作220kV(1lOkV)电压等级的线路时应注意下列问题： 3.2.3.1 要选用开断性能好且有全线速断保护的开关充电。3.2.3.2 线路充电，一般由远离大容量发电机端、远离负荷中心端充电，对侧并列或合环。3.2.3.3 防止送端和线末电压升高超过允许值，应根据充电功率的大小采取措施先将送端电压降低。3.2.3.4 线路停、送电时，一般不允许末端带空载变压器。3.2.4 新建、改建或大修后线路送电时要有可靠的速断保护。若新投线路变流器已接入母差回路，应解除母差保护后才能送电，防止变流器极性不对，造成母差保护误动作。3.2.5 新建、改建检修后相位变动的线路送电时必须校对相位正确。3.2.6 线路停、送电时继电保护投、退规定：线路停电：二次回路无工作，保护不退；二次回路有工作，在开关解备后，再将保护跳闸压板断开，并将启动失灵保护回路切断。线路送电：开关恢复备用前按规定将保护投入。3.2.7 线路重合闸投入方式：见“继电保护投退规定”。3.3 变压器操作 3.3.1 新装或更换线圈大修后的变压器投运时，若条件允许应做零起升压试验，作全压冲击时应使全套保护投入跳闸，并网前检查相位。3.3.2 断、合变压器110kV及以上电压侧的开关时，应先推上中性点接地刀闸，开关在断开侧线圈的中性点保持接地运行。3.3.3 变压器投运时，选择保护齐全、可靠和有后备保护的电源侧充电。3.3.4 并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，先合上待投中性点接地刀闸，后拉开待退中性点接地刀闸。零序过流和零序过压保护要作相应切换。3.3.5 变压器并列运行的条件：3.3.5.1 接线组别相同；3.3.5.2 电压比相等(允许差5)；3.3.5.3 短路电压相等(允许差5)； 否则应经计算，在任一台变压器都不会过负荷的情况下，可以并列运行。3.3.5.4 新装或变动过内外连接线以及改变过接线组别的变压器，在并列前必须核定相位。3.3.6 各站的变压器中，低压侧有可能开路运行时，必须按法规和过电压规程要求，装有可靠的防止谐振、防止传递过电压的设施。 3.3.7 变压器转备用.后备保护跳分段、母联开关的压板不解除.但保护有工作时必须解除。3.3.8 变压器开关应选用三相联动操作机构。防止变压器非全相运行。 .3.4 高压开关操作 .3.4.1 高压开关带电情况下，禁止用手动直接合闸，禁止用“千斤顶”合闸。 3.4.2 开关运行中看不到油位，且有明显漏油地方，应切断跳闸回路或将机构闭锁；尽快退出运行。3.4.3 切断短路电流后，现场必须立即进行检查，以检定开关能否继续使用。3.4.4 开关切断故障电流次数达到规程规定指标或开关有缺陷时，应根据现场要求.停用重合闸。3.5 刀闸操作3.5.1 220kV及以下电压等级刀闸，允许进行下列操作： 3.5.1.1 拉、合电压互感器。3.5.1.2 无雷雨时拉、合避雷器。3.5.1.3 拉、合空母线，但不能对母线试充电。 3.5.1.4 拉、合变压器中性点接地刀闸或消弧线圈(电网无接地)。 3.5.1.5 拉、合同一电压等级、同一变电站内经开关闭合的旁路电路(事先应将开关的操作电源断开)。3.5.1.6 通过计算或试验经总工程师批准的其它操作。3.6 220kv及以下电压等级母线操作 、3.6.1 正常情况下，应保持双母线正常方式或单母分段方式。母线分段操作原则是：3.6.1.1 使通过母联的电流较小； 3.6.1.2 对相位比较式母差，每组母线都有电源；3.6.1.3 任一组母线故障或母联误跳，不致使电网瓦解。 3.6.1.4 双回线应放在不同母线。3.6.1.5 尽可能使每组母线都有一台变压器中性点接地。3.6.1.6 便于保站用电。3.6.2 母线倒闸操作，应根据现场规程将母线保护等二次回路作相应的切换。110KV母线停运或恢复备用时，注意监视备用母线电压，若产生电磁谐振使备用母线电压升高时，应立即合上备用母线上不带电的旁母开关、线路开关及变压器开关，或拉开所有备用开关的一侧刀闸、备用母线PT刀闸，破坏电磁谐振；若不具备上述条件，可采取合上一台开关，对母线充电。3.6.3 用母联开关对母线充电时，投入母联开关充电保护或带线路保护（注意保护方向正确），投入主变保护跳母联开关压板，母差保护要作相应的变更，实现被充母线故障时先跳母联开关；用其它元件（外部电源）对母线充电时，须解除运行母线差动跳运行开关压板，并用按钮操作，并采取防止运行开关误跳的措施。3.6.4 设备倒换母线操作，应先合上母联开关，再断开母联开关操作保险，才可倒换。二次回路及母差保护要作相应的改变。注意保护回路电压、电流源的切换要正确可靠，防止保护误动或拒动。严禁运行母线PT对停电母线PT从二次反充电。3.6.5 当母联开关检修而采用某元件的两组母线刀闸跨接两组母线时，注意不使任一组母线PT过载，母差保护要作相应变更。 3.7 消弧线圈的运行和操作 3.7.1 消弧线圈的调整应采用过补偿运行方式，但当消弧线圈补偿容量不足及特殊情况下，经事先核算，允许采用欠补偿方式运行。3.7.2 消弧线圈调整原则： 3.7.2.1 通过故障点的残流为5A左右为宜；3.7.2.2 正常中性点位移电压不能过高，最大不得超过相压的15%；3.7.2.3 补偿度在5一10之间，尽可能接近5.如果超过以上规定，则必须对运行中的消弧线圈分接头进行调整。 3.7.3 消弧线圈补偿度的计算： 补偿度= IcIl Ic3.7.4 严禁采用全补偿方式运行。3.7.5 消弧线圈从一台变压器倒换至另一台变压器中性点运行，必须先将消弧线圈退出，再投入至另一台变压器上，不得将两台变压器中性点连接在一起经消弧线圈接地。3.7.6 禁止在电网接地情况下断开消弧线圈，短时切除故障点，停用消弧线圈。3.8 典型操作 3.8.1 主母与旁母之间装有跨条刀闸的，用旁母开关代设备操作时，倒单母线运行后，断开旁路兼母联开关，先拉开跨条刀闸，然后按规定操作方法进行代设备操作。3.8.2 旁路开关代线路运行操作原则：3.8.2.1 旁路开关的保护定值与被代线路开关一致。3.8.2.2 用旁路开关对旁母线充电正常后，应断开旁路开关，推上被代线路的旁刀闸之后停止操作汇报调度，退出有关保护。3.8.2.3 用旁路开关与被代线路开关合环。3.8.2.4 检查旁路开关已带上负荷.且三相电流平衡，然后将被代线路开关停运解备。3.8.2.5 注意事项：在用刀闸拉、合空载的旁母时，不论是用电动或手动操作，都不允许中途停止，防止长时间电弧过电压损坏设备。 4.事故处理规程 4.1 事故处理的一般原则 . 4.1.1值班调度员是电网事故处理的指挥人，要坚持保人身、保电网、保设备的原则，对事故处理的正确性和及时性负责。要求做到：4.1.1.1 尽快限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、电网和设备的威胁。4.1.1.2 消除系统振荡，防止频率、电压继续恶化，防止频率和电压崩溃及时调整稳定措施，尽快将电网频率、电压恢复正常。4.1.1.3 尽可能保持对用户连续供电。4.1.1.4 及时调整运行方式，使其恢复正常。 4.1.1.5 尽快对用户送电，重要用户优先。4.1.2 设备发生事故，事故单位应立即向调度报告以下内容：4.1.2.1 开关跳闸情况。4.1.2.2 保护及自动装置动作情况。4.1.2.3 事故主要象征及起因，系统是否振荡，潮流、频率、母线电压变化情况，主要设备有无损坏，设备有无过载和超稳定极限。4.1.3 为防止事故扩大，下列情况允许先操作，但事后应尽快向调度报告。4.1.3.1 将直接威协人身安全的设备停止运行；解除对运行设备安全的直接威胁。 4.1.3.2 将事故设备停电隔离。4.1.3.3 现场事故处理规程有明文规定者。4.1.4 在系统事故处理中。各有关站值班负责人必须与调度保持联系，及时接受调度命令，立即执行；非事故单位加强监视，若无情况汇报，不要急于询问事故情况。事故处理结束后，调度向有关单位通报情况。4.1.5 地调设备发生事故，变电站值班员也必须及时向调度汇报。 4.1.6 对上级电网的安全有威胁的事故。各站值班人员应一面处理，一面报告调度。 4.1.7 事故处理中，主管领导可向其值班人员发布批示，但不得与调度命令相抵触。4.2 电压异常处理：电压监测点应严格按电压监测标准监视，超过规定范围应立即报告调度。4.3变压器的故障处理4.3.1变压器过负荷，应立即设法在规定时间内消除。其方法如下：4.3.1.1 投入备用变压器。4.3.1.2 改变电网结线方式，以转移负荷。4.3.1.3 对该变压器的受端负荷限电拉闸。4.3.2 变压器跳闸，应根据变压器保护动作情况处理：4.3.2.1 变压器的主保护同时跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。4.3.2.2 变压器的瓦斯或差动保护动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体，证明变压器内部无明显故障者，在系统急需时可以试送一次，有条件时，应尽量进行零起升压。4.3.2.3 变压器后备过流保护动作跳闸.在找到故障并有效隔离后，一般对变压器试送一次。4.3.2.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应进行检查并适当降低变压器输送功率。 4.4母线的事故处理4.4.1母线失压处理的一般程序：4.4.1.1 将母线上所有开关断开(包括已跳闸的开关)，迅速恢复受到影响的站用电，及主要用户用电，并立即报告调度。4.4.1.2调度应尽快使受到影响的系统恢复正常，消除设备过负荷、超极限运行状况。4.4.1.3 母线故障，应迅速查明原因.隔离故障点，再恢复供电。4.4.1.4 母线保护动作后经检查未发现有明显的短路象征，为了迅速恢复正常运行.允许对母线试送一次，有条件者可零起升压。4.4.1.5 双母线配电装置的一组母线故障时，为迅速恢复正常运行，可将完好的回路倒至非故障母线供电。4.4.1.6 后备保护(如开关失灵保护等)动作,引起母线失压，也应断开母线上所有开关，然后对母线试送电。母线试送成功后，再试送各分路；为防止送电到故障回路，再次造成母线失压，应根据变电站保护动作情况正确判别故障元件、拒动的保护和开关，必要时用对侧开关送电，本侧用旁路开关代，查明开关、保护拒动的原因。4.4.2 母线铁磁谐振过电压处理：高压母线在恢复备用或停电的过程中；由于开关的断口电容和母线对地电容与电磁式电压互感器在某种状态下，可能发生铁磁谐振，使备用母线电压升高甚至烧坏互感器。应迅速处理，其处理方法：4.4.2.1 合上不带电的线路开关或旁母开关。4.4.2.2 合上不带电的变压器开关。4.4.2.3 拉开所有备用开关的一侧刀闸或拉开备用母线PT刀闸。4.5 线路的故障处理4.5.1 为了防止线路因超过极限负荷而引起事故，各站值班人员应经常监视线路潮流，发现线路功率接近极限或三相电流不平衡时。及时汇报调度。4.5.2 线路跳闸自动重合或强送后又跳闸的开关，值班人员应立即对开关外部进行检查，调度根据继电保护动作情况的分析，断开可疑设备，在开关无异常的情况下，可逐段再强送一次。线路由于过载运行引起跳加，重合不成功，将线路负荷减轻后。允许再强送一次。雾闪引起线路跳闸，雾消失后可强送一次。(雨夹雪天气，轻载线路会因复冰严重而跳闸，应采取熔冰措施)。4.5.3 由于开关遮断容量不足或受遮断次数限制而停用重合闸的线路开关跳闸.是否能强送.由运行单位总工程师决定。4.5.4 110kV线路故障跳闸.无论重合或强送成功与否，均应立即巡线，巡线结果应及时向调度汇报。4.6 断路器故障的处理4.6.1 运行中的断路器看不见油位、空气压力低、SF6密度低，且超过允许值，严禁切负荷电流及空载电流，应立即采取防跳闸措施，然后用旁路开关旁代或用母联开关串代，将故障断路器停运。 4.6.2 断路器操作系统发生异常，不能使断路器跳闸或跳闸回路被闭锁，应采取防慢分措施，然后设法将操作系统恢复正常，否则应用旁路开关旁代或用母联开关串代。4.6.3 断路器在下列情况之一者，应申请立即停运处理： 4.6.3.1 套管严重破损和有严重放电现象。4.6.3.2 断路器内部有异常响声。4.6.3.3 少油断器器灭弧室冒烟。4.7 电流、电压互感器的故障处理4.7.1 电压互感器二次开关(或保险)遮断，值班人员在处理的同时，应及时向调度报告，同时做好有关保护自动装置防误动作措施。若二次开关送不上，在故障没处理好之前不允许合PT二次侧联络刀闸，避免另一组PT二次开关跳闸。4.7.2 互感器因漏油看不到油位，或听到内部有异常响声时，应向调度申请及时将设备停运。4.7.3 互感器冒烟应立即用开关将其停运、事后及时向调度报告。严禁用隔离开关或摘下熔断器的办法拉开有故障的互感器。 4.7.4 当发现电压、电流互感器故障，应及时消除其对保护、自动装置的影响，防止保护及自动装置误动而使事故扩大。4.7.5 当发现电流互感器开路时，应设法将其短路，如无法实现应将此电流互感器停运。4.8 失去通信联系的处理4.8.1 各变电站与调度通信中断，在积极查找原因的同时，通过第三单位或市话与调度取得联系。4.8.2 与调度失去联络的单位，尽可能保持电气结线方式不变，做好事故预想。4.8.3 正在执行调度下达的操作指令时，此时与调度通信中断，应立即停止操作。待通信恢复后，详细向调度汇报现场实际情况，取得调度同意后，才可继续操作。4.8.4 发生事故时与调度失去通信联系，有关单位按本规程及现场规程处理，通信恢复后，向调度汇报详细情况。5. 继电保护及安全自动装置运行规程5.1 本规定为处调度管辖系统的继电保护及安全自动装置运行规定，调度人员、有关专业人员及各站运行值班人员必须熟悉本规定。5.2 接有交流电压的保护装置，当交流电压失去时，有可能误动作，因此在倒闸操作过程中不允许保护装置失去电压，正常运行情况下，若出现电压回路断线信号，值班人员应立即进行处理。5.3 遇有下列情况，应将有关保护停用：5.3.1 保护装置出现异常，有可能发生误动作或已经发生误动作时；5.3.2 检验保护装置；5.3.3 作开关跨接线时，或用刀闸跨接开关时；5.3.4 在其它专用规程中所规定的条件；5.4 双母线或分段母线各有一组电压互感器，保护装置的交流电压应取被保护的一次设备所在母线上的电压互感器。5.5 双母线或分段母线各有一组电压互感器，在母线倒闸操作时，必须是二次侧先解然后再解一次，以免通过电压互感器由二次向一次母线反充电。5.6 对35KV及以上的电气设备，无瞬动保护则不允许充电，线路及设备充电时，应将其自动重合闸及备用电源自动投入装置退出。5.7 凡新投入或二次回路经变更的保护装置，在设备启动或充电时，将该设备的保护投入使用，而在设备启动或充电良好，带负荷前应将保护分别暂行停用，由继电保护人员进行测量检验保护电流电压回路接线正确后，该保护才真具备投入使用条件。5.8 距离保护的运行规定：5.8.1 距离保护屏装有电压互感器二次回路断线闭锁装置，当电压互感器二次回路断线时，即自动将保护闭锁，但为了安全起见，.值班人员应将距离保护停用，进行处理。待电压恢复后，再将保护投入。5.8.2 寻找直流接地或距离保护出现异常情况时(如振荡闭锁不复归等)严禁在未解除保护前用拉合直流保险来消除异常。5.8.3当停用保护装置所使用的电压互感器时，需进行二次电压倒换，值班人员应先采取必要措施不使电压回路中断或将距离保护停用，才可进行操作。