论文发表、论文指导
周一至周五
9：00&22：00
10kV配电网中合环倒电技术的运用分析
　　摘要：高压合环倒电技术指的是先进行带电合环，然后在合适的地方开环运行，有力地保障了电网运行的稳定性，在电网中有着非常大的应用空间。基于此，文章对10kV配电网中的合环倒电技术的使用展开讨论。 中国论文网 /8/view-4225057.htm　　关键词：10kV配电网；合环倒电；技术运用 　　中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：（8-02 　　随着我国电网环境不断的发展，越来越多的地区使用了合环倒电技术，极大地提高了供电系统的稳定性，杜绝了以往电网经常发生的范围大、时间长的事故性停电故障的发生，所以，把不停电转移负荷的技术使用到电网中是当前电力企业的工作中的重点。为了提升电网系统的稳定性，本文对高压合环倒电技术的应用方法进行分析研究。 　　1 合环运行条件 　　合环倒电技术指的是使用开、闭设备把各个供电线路按照特定的规律连接到一起，组成闭合回路，从而达到电压负荷可以在不停电的情况下进行转移的目的。一般情况下组成回路的线路电压等级是相同的。但是在包含变压器的时候，是由不同等级的线路构成。在进行环网的过程中，110kV母线以下的环网时，不要出现多个变压器环网的情况。在进行解环、合环操作的过程中，潮流分布和操作控制要负荷各元件的额定标准，合环操作需要符合下面八个条件：（1）应保持合环点相位的统一性，通常检修后或者第一次合环后会出现相位点发生变化的情况，因此，为了保证相位点的一致性，要对相位点进行测定；（2）对于电磁环网，环网内变压器接线组别差是零；（3）要保证各个元件在合环过后不会出现过载情况；（4）各个母线电压应该控制在规定范围内，电压差应控制在9%以下；（5）要保证安全自动装置和继电保护装置可以兼容环网运行的方式；（6）电网的稳定情况要达标；（7）不同频率差应控制在0.1Hz内；（8）在进行解、合环操作时要和相关负责人联系。 　　2 合环的运行方式 　　2.1 制作系统简图 　　为了更好地对线路的相序相位进行核对分析，就需要对线路、电源电压、主变进行整理，并绘制出系统简图。不过需要注意的是，对于早期相角差为30°的主变供电要在图中进行特殊标明，对于存在角差的变压器的供电线路使用停电倒电。 　　2.2 选取合环点 　　在各条线路的主干上安装分段开关，首先在没有负荷位置的变电站出口的10kV线路上安装首个开关，功能类似于变电站开关，在合环倒电系统中非常的重要，而且在处理事故效率方面也是非常高效的。合环点开关应尽量选择交通便利的地方作为安装位置。例如，公路旁边等。同时，分段开关的选取要考虑到是否可以对负荷进行均匀分配，对一般负荷和重要负荷进行区分。 　　为了保证合环的安全性，应该把合环电流控制在保护动作范围内。根据上级电源的不同，要选择不同模式的合环点。（1）在对不同的变电站进行合环时，在解、合环操作前，要把中性点接地的闸刀合上，合环结束后，将其拉开。这种方法产生的合环电压差比较大，危险性也比较高。（2）对于同一变电站的合环，合环点和母线在单主变带全母线的运行状态下是并联的，如果断开母联，会导致线路负荷增加，损坏线路和开关，所以在进行操作前，首先要计算线路和开关是否可以满足要求。（3）根据合环线路处于的10kV母线的不同，使用的合环方式也是不同的，同段线路合环一般使用“等电位”这一方法来进行合环，稳定性比较高，不同的合环点在合、解环时，要制定各不相同的安全处理方案。 　　2.3 合环点的相角差和电压差 　　在进行合环操作时，有功、电压、无功、电流的幅值比较容易得到，而相角差比较不容易通过计算得到，所以，通常对于同级电源的变电站，主变接线组别是相同的，线路负荷差也比较接近，线路相角差也不大，然后再把电压差调整到最低即可满足合环要求。 　　2.4 核相 　　为了避免巨大的冲击电流损坏系统，合环倒电工作首先要处理电压相角差的问题。当前，主要使用高压核相仪对电网进行进行核相，不仅使得合环操作更加安全，同时也降低了操作难度。（1）在10kV线路的合环点进行核相时经常会使用到高压核相仪。异相指的是相位差值超过30°，同相指的是相位差值低于10°。不同相的电压差接近10.4kV，同相电压差接近0，两侧每相对地电压近似为5.9kV。（2）相位和相序不同的交流电源进行合环或者并联时，会有非常大的电流产生，进而导致设施损坏的情况发生，所以操作前，要检查相序和相位。为了避免线序接错产生的事故，就需要进行核相工作。 　　3 合环操作的潮流分析 　　3.1 计算合环点电压 　　合环点存在的线路阻抗和电压差是不相同的，在进行合环后潮流和负荷会重新进行分配。合环结束后，环点电压差消失，合环电流也会从高压部分流向低压部分，直到电流平衡。如果合环后，在合、解环点始末端出现比较大的潮流变化的状况是最不好的一种情况，会导致潮流发生非常大的变化，出现比较高的电压降： 　　在公式中，q为两线路总无功；p为两线路总有功；r为两线路总电阻；u为线路额定电压；x为两线路总电抗。 　　3.2 计算平稳状态的合环电流、冲击电流 　　在进行合环的过程中，合环点产生的冲击电流和电压差只是暂时的，一般时间会在3～6个周波左右，非周期分量和周期分量组成了合环冲击电流，在合环发生后的0.02秒会产生最大瞬时值。其中最大冲击电流值为： 　　在公式中I代表最大冲击电流；k代表冲击系数，实际计算取1.7～1.85；Im代表合环稳态电流；Zm为合环网内总阻抗有名值。从公式中可以看出，合环稳态电流和环网总阻抗成反比，和电压幅值差成正比。只有在过流保护可以应对最大稳态电流，速断保护装置可以应对最大冲击电流时，才可以实施合环操作。 　　3.3 合环电流要低于额定电流 　　带电合环的环流不可以触发过流保护动作，规定互相连接的线路负荷要低于额定负荷的一半，如果两端线路电流超过额定值，就不可以进行合环操作。 　　3.4 调整相位差和电压差 　　造成设施损坏、合环电流增高、保护动作的一个主要原因是因为合环点有相位差和电压差。针对这一情况，可以通过改变无功补偿容量、调整变压器分接头、改变网络参数、负荷调整等方法来对环流分布进行控制，进而满足合环要求。 　　在平稳运行的系统中，参数都是固定好的，直接对变压器分接头进行调整就可以很好地降低合环点两侧的电压差，进而降低合环电流。 　　4 合环操作的注意事项 　　在进行合环操作前，首先要确保合环电流满足安全操作的标准后，才可以进行合、解环，具体为：（1）要确保环状网络的相位是相同的，对于检修过后或者新建的环状网络，要对相位进行检查后，才可以进行合环操作。（2）首次进行合环操作的两个站的线路，要先对其线路进行潮流计算，要确保合环点两侧的额定电压相角差低于30°，合环点两侧电压差低于10%。（3）不同的变电站之间进行合环操作，应该合上两个变电站的主变中性点接地闸刀，且对两个变电站的母线电压调整相同后，才可以实行合解环操作。（4）在同一变电站出线上进行合环操作时，如果出线母线不同，首先要合上中性点接地闸刀，并把两端电压调整为近似值后，才可进行合环操作。如果出线为相同的母线，可以对其直接进行合解环操作。（5）对两个或者两个以上的变电站进行合解环操作前，首先要考虑到自动装置和开关继电保护的额定值和运行状态。（6）合解环操作使用的开关要在经过实验后使用。 　　5 合环操作意义 　　当前的电网中，普遍使用了环网接线的方法，在电网中某些设备出现故障后，使用不停电倒闸操作，可以在非故障区域不停电的情况下，把环点移动到问题设备的两侧，使设备从电网中隔离出来，并对其进行修理。不仅极大地提升了线路的供电水平，同时也提高了配网运行方式的灵活性。 　　通过使用合环操作的方法，使得线路和变电设备的检修工作更加容易进行，杜绝了大面积停电情况的发生。同时也提升了电力企业的服务水平，避免了部分用电敏感和高危用户因停电而导致巨额经济损失的情况发生。不仅极大地降低了停电次数，使用户工作可以顺利开展，同时也提高了电力企业的经济效益，为企业树立了一个比较好的企业形象。 　　6 结语 　　总而言之，在电网中使用合环操作，极大地降低了用户在用电过程中停电时间和停电次数，符合当前社会用户的用电需求；提高了电网的计划检修效率，方便了电力公司调整运行方式；提高了电力企业的经济效益，改善了电力企业的服务形象。在以安全校核、核相、验算为前提条件下，对可以实行合环操作的环网线路进行合环操作，严格按照规定的运行方式进行运行，可以使得10kV线路的供电稳定性获得极大的提高。 　　参考文献 　　[1] 王世祯.电网调度运行技术[M].沈阳：东北大学出版社，2000. 　　[2] 王伟灿，周昱甬，等.电力系统合环电流的分析及控制对策[J].供用电，2002，（4）：26-28. 　　[3] 林裕新.配电网合环操作中电压差问题探讨[J].农村电气化，2009，（11）：44-45. 　　作者简介：黄彪（1982—），男，四川省机场集团有限公司助理工程师，研究方向：电气工程及其自动化。 　　（责任编辑：周 琼）
转载请注明来源。原文地址：
【xzbu】郑重声明：本网站资源、信息来源于网络，完全免费共享，仅供学习和研究使用，版权和著作权归原作者所有，如有不愿意被转载的情况，请通知我们删除已转载的信息。
xzbu发布此信息目的在于传播更多信息，与本网站立场无关。xzbu不保证该信息（包括但不限于文字、数据及图表）准确性、真实性、完整性等。您的访问出错了(404错误)
很抱歉，您要访问的页面不存在。
1、请检查您输入的地址是否正确。
进行查找。
3、感谢您使用本站，3秒后自动跳转至网站首页配电网合解环操作问题分析及对策_安全管理网
安全管理网微信号
　用户名：
　Cookie：
　　　　　　　
　　　　　　　|
　　|　　　　　
配电网合解环操作问题分析及对策
文档作者： 周慧忠&&& 文档来源： 衢州电力局
更新时间： 日
下载地址：
文件大小： 222.79 KB
下载点数： 1 点（VIP免费）
下载/点击：
文件大小：222.79 KB
下载点数：1 点（VIP会员免费）
合解环操作不当，易引发误操作和停电事故。通过对合解环操作理论依据、必要条件的分析，结合衢州电网在合解环操作中出现的实际案例，指出了调度合解环操作过程中容易发生问题的环节，并根据实际经验，提出了相应的操作注意事项及应对策略。从而确保操作过程的安全，保证合解环的成功，提高对用户的供电可靠性。
电力安全论文热点内容
22205164641426913273121371017677967318
电力安全论文推荐内容
06-1205-3005-2205-2205-2205-2205-2205-21
　|　 　|　 　|　 　|　 　|　　|　 　|　　|　　|　　|　　
北京东方创想科技有限公司
联系电话：
E-mail：　　　& & & &
&& 京公网安备华中电网调度规程
&&&&华中电网调度规程目 录第一章 总则 第二章 调度管理的组织形式 第三章 调度管辖范围的划分原则 第四章 网省调的职责和权限 第五章 调度管理制度 第六章 电网运行方式的编制和管理 第七章 电网正常频率调整 第八章 系统自动低频减负荷管理 第九章 系统电压调整控制与管理 第十章 设备检修管理 第十一章 新建、改建和扩建设备投入系统运行的管理 第十&&&&二章 系统稳定管理 第十三章 水库调度管理 第十四章 系统继电保护和安全自动装置的调度管理 第十五章 电网调度自动化系统的调度管理 第十六章 电力系统通信的调度管理 第十七章 统计报表管理 第十八章 操作制度 第一节 操作原则1第二节 基本操作 第十九章 事故处理 第一节 事故处理的基本原则 第二节 系统频率异常及事故的处理 第三节 系统电压降低或升高的事故处理 第四节 线路的事故处理 第五节 发电机的事故处理 第六节 变压器的事故处理 第七节 母线的事故处理 第八节 500kv 并联电抗器的故障处理 第九节 开关异常及事故的处理 第十节 互感器异常及事故的处理 第十一节 切机切负荷装置动作的处理 第十二节 系统事故解列点 第十三节 系统振荡处理原则 第十四节 失去通信联系时的规定 第十五节 系统异常和事故情况下 agc 运行管理规定 附录一 华中电力调度通信中心调度管辖设备 附录二 华中电力调度通信中心调度许可设备 附录三 华中电力调度通信中心调度网供电力监视点及考核 点 附录四 华中主网电压监测点及考核点2附录五 调度术语第一章 第1条总则华中电网是由河南、湖北、湖南、江西四省电网组成的跨省电网。为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济 运行，根据《电力法》《电网调度管理条例》 、 、以及上级部门颁 发的有关规程、规定，结合华中电网具体情况，特制定本规程。 第2条 华中电网内的所有发电、输电、供电和用电是一个联系紧密不可分割的完整系统，电网运行必须实行统一调度，分 级管理。所有电力生产企业、电网经营企业、电力供应企业和用 户对维护电网的安全、优质、经济运行均负有责任。 第3 条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列要求： 1 充分发挥本电网内发、输、供电设备能力，有计划地满足 本电网内的用电需要； 2 根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电； 3 使电网内的电能质量(频率、电压和谐波分量等)指标，符 合国家规定的标准； 4 充分合理使用燃料和水能资源，最大限度的使整个电网在 最经济方式下运行； 5 按照有关合同或协议，维护发电、输电、供电、用电等各 有关方面的利益；36 作。坚持电网“三公”调度原则，作好电网调度信息发布工第4条华中电网内国家电力调度通信中心（简称国调）调度管辖设备的运行和管理按国家电力公司颁发的有关规程执行。 第5条 各发电厂、机组、变电站或者电网在并入华中电网前，有关单位必须与相应电网经营企业、电网调度机构签订并网 协议，否则不得并网运行。 第6条 本规程适用于华中电网，各级电网经营企业、电网调度机构和并入华中电网内的各电力生产企业、电力供应企业、 用电单位及各有关单位和个人都应熟悉和遵守本规程。 第7条 华中电网内各级电网调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程。 第8条 公司） 。 第9条 本规程自颁布之日起执行。 本规程解释权属国家电力公司华中公司（简称华中第二章 第 10 条调度管理的组织形式 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构， 各级电网调度机构分别由本级电网经营企业或电力供应 企业直接领导。电网调度机构既是生产运行单位，又是电网经营4企业或电力供应企业的职能机构， 代表本级电网经营企业或电力 供应企业在电网运行中行使调度权。 第 11 条 华中电网设置四级电网调度机构： 即华中电网调度机构(简称网调)；省级电网调度机构(简称省调)；省辖市(地区) 级电网调度机构(简称地调)；县级电网调度机构(简称县调)。各 级电网调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系，下级调 度机构必须服从上级调度机构的调度。第三章 第 12 条调度管辖范围划分原则 华中电网内除国调调度管辖范围之外 500kv 输变电设备及其相应的无功补偿设备、省网间 220kv 联络线，对电网运 行起重要作用的骨干火电厂、水电厂（站） 、抽水蓄能电厂以及 相关的二次系统由网调调度。(见附录一) 第 13 条 除国调、网调调度管辖范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。 第 14 条 第 15 条 网调调度管辖范围经华中公司批准，报国调备案。 各省网内设备状态和方式改变影响网调调度设备的运行和电网安全的需经网调许可或事先备案。(见附录二) 第 16 条 省调调度管辖范围应经省级电网经营企业批准， 报华中公司备案。5第四章 第 17 条网省调的职责和权限 网调的职权：1 负责华中电网的调度管理，制定相应的规章制度；参与制 定电网运行技术措施、 电网管理方面的规定及电力企业改革的措 施等。 2 负责华中电网的安全、优质、经济运行；负责主网的安全 稳定运行、按计划发电和供电。 3 根据来水情况和防洪、灌溉、航运以及城市供水等方面的 要求，安排直调水电厂的运行方式。 4 组织华中电网运行方式的编制并执行主网的运行方式，核 准省电网中与主网相关部分的运行方式； 执行国调下达的大区电 网联络线的运行方式和检修方式以及有关的调度协议。 5 配合计划部门编制华中电网的年度发、供电计划和技术经 济指标； 负责依据国家确定的年度预期目标计划制定本网及网内 各省的月度发、供电计划；负责制定和调整全网日发、供电调度 计划，包括省间联络线的互供电力、电量计划，直调厂发电计划 等，并监督计划执行情况；批准调度管辖范围内的设备检修；执 行国调下达的大区电网联络线的送（受）电计划。 6 领导华中电网的调峰、调频，指挥主网的电压调整。67 对调度管辖范围内的设备进行操作管理。 8 负责指挥调度管辖电网的事故处理，组织事故分析，制定提高电网安全运行水平的措施。 9 负责华中电网继电保护及安全自动装置的运行管理和技术 管理。 10 审查调度管辖范围内的新建或改建设备的并网方案， 参与 签订并网协议，并严格执行；参与华中电网内跨省联网方案的制 定；参与跨省电网互联工作；负责组织网内有关新设备投产的调 试工作。 11 负责华中电网调度自动化系统的规划、实施、运行管理和 技术管理。 12 负责华中电网通信主干网络的规划、实施、运行管理和技 术管理。 13 参加跨省电网规划、系统设计和有关工程设计的审查。 14 组织调度系统值班人员的培训、 考核及上岗合格证书颁发 等工作。 15 行使上级和华中公司或者国调批准（或者授予）的其他职 权。 第 18 条 省调的职权：1 负责本网调度管理工作，制定相应的规章制度；参与制定 电网管理、电力企业改革等方面的政策、规定和措施。 2 负责本网的安全、优质、经济运行，按计划发、供电；服7从网调的统一调度，维护全网的安全、优质、经济运行和按计划 发电、供电。 3 组织编制和执行本网的运行方式。参加全网运行方式的计 算分析，本网运行方式中涉及网调管辖设备的要报网调核准。 4 配合计划部门参加编制本网年度发、供电计划和技术经济 指标，负责制定本网月度发、供电计划，制定、下达和调整本网 日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内 设备的检修。 5 指挥并实施考核本网的调峰、调频和调压；根据网调的指 令进行调峰和调频或控制省间联络线潮流， 并指挥本省电网的调 压。 6 对调度管辖范围内的设备进行操作管理。 7 负责指挥调度管辖电网的事故处理，分析事故原因，制定提高本省电网安全运行水平的措施。 8 负责指挥调度管辖范围内的新建或改建设备的并网，参与签订并网协议，并严格执行；参加本省电网与外省电网的联网 方案的制定；参与组织本网新工程、新设备投产的有关接入系统 的调试。 9 负责制定事故和超计划用电限电序位表，经本级人民政府的生产调度部门审核，报本级人民政府批准后执行，报网调备 案。 10 负责本网通信网络、继电保护和自动化系统的规划、实8施，并负责运行管理和技术管理。 11 参与协调本省电网水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等 方面的关系。 12 参加本网规划、系统设计和有关工程设计的审查。 第 19 条 地调和县调的职权，由省、省辖市(地区)级电网经营企业或电力供应企业根据有关原则制定。第五章 第 20 条调度管理制度 调度员在其值班期间是电网运行、 操作和事故处理的指挥员。值班调度员必须按照规定发布各种调度指令，并对其 正确性负责。 第 21 条 下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电站(换流站)值班长在电网调度业务方面受上级调度机构值班调度 员的指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度 机构、发电厂、变电站的值班人员(值班调度员、值长、值班长) 接受上级调度机构值班调度员的调度指令时，应录音、复诵该指 令，核实无误后立即执行，并作好记录。任何单位和个人不得干 予调度指令的执行。 值班人员如有不执行或无故延迟执行上级值 班调度员的调度指令， 则未执行指令的值班人员以及不允许执行 或允许不执行调度指令的领导人均应对此负责。9第 22 条下级调度机构的值班人员接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令，认为该调度指令不正确时，应立即向发布 调度指令的值班调度员报告， 由发布指令的值班调度员决定该调 度指令的执行或撤消。如上级值班调度员重复他的指令时，接令 值班人员必须迅速执行，如执行该指令确将危及人身、设备或电 网安全时，则值班人员应拒绝执行，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值班调度员和本单位直接领导人。 第 23 条 电网经营企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构 负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。电网经 营企业的负责人，调度机构的负责人以及发电厂、变电站的负责 人， 对上级调度机构的值班调度人员发布的调度指令有不同意见 时，只能向上级电网经营企业或者上级调度机构提出，不得要求 所属调度系统值班人员拒绝或者拖延执行调度指令； 在上级电网 经营企业或者上级调度机构对其所提意见未作出答复前， 接令的 值班人员仍然必须按照上级调度机构的值班调度人员发布的该 调度指令执行； 上级电网经营企业或者上级调度机构采纳或者部 分采纳所提意见，由该调度机构的负责人将意见通知值班调度 员，由值班调度员更改调度指令并由其发布。 第 24 条 属于调度管辖范围内的任何设备， 未获相应调度机构值班调度员的指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的值班 人员均不得自行操作或者自行命令操作。遇有危及人身、设备以10及电网安全情况时，发电厂、变电站的运行值班单位的值班人员 应当按照有关规定处理， 处理后应立即报告有关调度机构的值班 调度员。 第 25 条 在电网中出现的威胁电网安全， 不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，值班调度员可以直接(或者通过下 级调度机构的值班调度员)越级向电网内下级调度机构管辖的发 电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告诉相应调度机 构。 第 26 条 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一的，调度机构应立即组织调查，并将结果提交网、省(市) 电网经营企业处理。 1 未经上级调度机构许可， 不按照上级调度机构下达的发电、 供电调度计划执行； 2 不执行有关调度机构批准的检修计划； 3 不执行调度指令和调度机构下达的保证电网安全措施； 4 不如实反映执行调度指令情况； 5 不如实反映电网运行情况。 第 27 条 调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知系统内有关单位和 部门后，方可正式上岗值班。 第 28 条 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调度管辖 范围，报上级调度机构。同时将上级调度人员名单通知下级调度11机构。第六章 第 29 条电网运行方式编制和管理 各级电网调度机构均应编制电网运行方式。 电网运行方式按年、月、周、日进行编制，内容应满足调度管理任务的 基本要求： 一、年度运行方式包括 (一)上一年电网运行情况分析 1 新(改、扩)建项目投产日期及设备规范。 2 电力系统规模。 3 生产、运行指标。 4 对生产、运行指标的分析和评价。 5 主要水电厂运行情况。 6 电力系统安全情况总结和分析。 7 系统安全稳定措施的落实情况和效果。 8 电力系统运行中出现的问题。 9 年度运行方式执行情况分析小结(二)本年度运行方式 1 编制原则和依据。 2 新(改、扩)建项目投产计划。123 电网生产调度计划： (1)全网和分省分月用电负荷预计。 (2)发电设备检修计划。 (3)主要输变电设备检修计划。 (4)水库控制运用计划。 (5)燃料供需计划。 (6)发电计划。 (7)备用容量安排。 (8)分月电力电量平衡。 4 网络结构。 5 潮流分析： (1)典型方式潮流； (2)n-1 静态安全分析。 6 稳定分析： (1)主要稳定计算结果。 (2)稳定措施建议项目。 (3)重要线路及断面稳定限额。 (4)保厂用电措施。 7 短路容量及开关遮断容量分析(包括主要接地方式)。 8 无功电压： (1)无功补偿设备容量。 (2)无功补偿措施建议项目。13(3)无功分层分区平衡情况。 (4)电压中枢点、监视点电压水平及考核标准。 (5)各厂、站主变分接头位置。 (6)可能出现电压越限地点及原因分析和准备采取的措施。 9 调峰、调频： (1)分月用电峰谷差预测。 (2)分月系统调峰能力预计。 (3)分月调峰能力分析、调峰缺额及补救措施。 10 经济调度： (1)本年度经济调度方案、典型日运行方式经济分析。 (2)线损率、网损率预测和降损措施。 11 安全自动装置、低频减负荷装置的配置及整定方案。 12 电网运行中可能存在的问题及改进措施或建议。 二、月度运行方式及月生产调度计划应包括： 1 月用电负荷及用电量预计。 2 发电设备检修进度表。 3 输变电设备检修进度表。 4 主要水电厂水库控制运用计划。 5 统调电厂可调出力。 6 水、火电发电计划，直调厂发电计划(均包括电力、电量和 调峰)。 7 典型日负荷曲线。148 月方式中可能存在的问题和要求。 网调月生产调度计划中除上述内容外还应包括： 1 送受跨大区电网电力、电量计划。 2 网供(联络线送)四省电力、电量计划。 三、周运行方式应包括 1 直调水电厂水情预计及电量预计。 2 3 四省天气预计及用电负荷预计。 主要方式安排。四、日运行方式及日调度计划应包括： 1 96 点日负荷预计。 2 直调水电厂水情预计及电量预计。 3 跨大区电网电力、电量交换计划。 4 直调设备检修票批答。 5 运行方式变更通知单。 6 直调电厂开停机计划。 7 直调电厂发电预计：包括电量及电力预计。 8 网供四省 96 点计划。 9 联络线 96 点电力交换计划。 10 日负荷备用容量安排。 11 稳措变更通知单。12 应注意的有关事项。 第 30 条 各级调度机构编制的年、 月运行方式应由相应电网15经营企业或电力供应企业主管生产的副总经理或总工程师批准， 周、日运行方式由调通中心总工程师批准。各省调编制的年、月 运行方式，应报送网调，每年 12 月 15 日前报下年度运行方式， 每月 20 日前报下月运行方式(遇星期日或节假日相应提前)， 年、 月运行方式均应书面报送。 第 31 条 调度计划的编制和下达一、调度计划编制原则 1 凡由调度机构统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的 发电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入发电调度计 划的范围。 2 月度发电调度计划须在年度分月发电计划的基础上，综合 考虑用电负荷需求，月度水情、燃料供应、供热机组供热等情况 和电网设备能力、设备检修情况等因素进行编制。 3 日调度计划在月生产调度计划基础上，综合考虑日用电负 荷需求，近期内水情、燃料供应情况和电网设备能力、设备检修 情况等因素后进行编制。 4 调度机构编制发电、用电调度计划时，对具有综合效益的 水电厂(站)水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的 水电厂(站)的设计文件，合理运用水库蓄水，不得破坏水库正常 运用，不允许水库长期处于降低出力区运行。 5 调度机构编制发电、用电调度计划时，应留有备用容量， 分配备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。 备用容量包括16负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用标准： (1)负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的 2%～5%； (2)事故备用容量：一般为最大发电负荷的 10%左右，但不小 于电网中一台最大机组的容量； (3)检修备用容量： 一般应结合电网负荷特点， 水、 火电比例， 设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的 8～ 15%。 除了上述备用外，还应留一定数量的调峰备用。 二、月生产调度计划 1 每月 20 日前，网调直调厂应根据水情、燃料和检修情况将 下一个月发电预计、设备检修预安排报网调，各省调报下一个月 用电负荷预计、水、火电厂发电预计、有关设备检修预安排。 2 网调根据水情、检修及设备状况确定网调直调厂的月发电 计划，鼓励省间进行计划外交易，一旦交易合同签订，将做进月 生产调度计划中。网调每月 25 日前将初步安排通知各省调。 3 各省调将有关意见反馈给网调。4 网调综合上述情况进行全面平衡，确定各省、直调厂的月 发电计划和调峰任务、同时计算出网供各省电力、电量连同电网 的运行方式于 28 日前上报国调，同时下达各省、直调厂执行。 三、日调度计划编制 1 日调度计划编制的依据是月生产调度计划，每日结合电网 的实际情况进行调整。172 网调直调电厂比月生产调度计划多发或少发的电力、电量 按有关规定分配。 3 网调于 11 时前，将次日网供电力、电量计划通知各省调。 4 如省调对网供曲线有异议，可将意见于 15 时前反馈给网调，同时将次日用电负荷预计报网调。 5 网调收到省调意见后，经协商对网供曲线进行修改，16 时 前编制日调度计划，将修改部分通知有关省调，于 17 时前经审 批后的日调度计划及日运行方式送交调度执行。 第 32 条 日调度计划执行1 网供和联络线曲线是网调进行不合格频率责任时间及经济 考核的依据。 2 各省调应指定一定容量的发电机组投入 agc 并按华中电网 agc 控制原则运行；各级调度必须具有超计划限电序位表，以保 证发用电不能平衡时，作为保持系统频率合格的调节手段。 3 各省调应按网调下达的网供和联络线计划电力、 电量运行。 对偏离网供和联络线计划的省调，网调按有关规定进行经济考 核。 4 网调直调厂必须按照网调下达的调度计划和规定的电压曲 线运行，并根据调度指令调整有功和无功。 5 网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行情况调 整日发、 用电调度计划， 调度员调整计划必须填写调度值班日志。 第 33 条 网供及联络线电力、电量监视点及考核点。18网供及联络线电力监视点也是频率与经济的考核点。网供及 联络线电力监视点见附录三。 对跨大区电力监视点按国调有关规定执行。 电量考核点按华中公司下达的有关规定执行。 第 34 条 各电力监视点以远动表计为准， 电量以现场表计为准，电能量计量系统投运后，以新计量仪为准。如对表计的准确 性有争议，可在华中公司组织下，各方派员共同参加现场校验。第七章 第 35 条电网正常频率调整 电网频率标准是 50 赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹，严禁升高或降低频率运行。 第 36 条 华中电网频率按 50±0.1 赫兹控制考核， 各调度机构都有义务维持电网标准频率。 第 37 条 华中电网主调频厂为丹江电厂， 当其失去调频能力时，则由东江、隔河岩、五强溪电厂担任主调频厂，主调频厂的 更改由网调确定并下达。各省也应确定本省网内的调频厂。 第 38 条 主调频厂的任务是保持电网频率不超过 50±0.05赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂值长应主动负责调整 系统频率，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，应立即报 告网调值班调度员， 主调频厂的调整幅度为设备最大和最小可能19出力。各省调应认真监视执行日网供曲线，当偏离计划值时，应 主动调整至规定曲线运行。 第 39 条 省网或地区网与主网解列运行时， 其频率的调整和管理，由所在省调或地调负责。第八章 第 40 条系统自动低频减负荷管理 为防止失去大电源而扩大事故， 在系统内应有计划地配置足够数量的低频减负荷装置， 在频率严重下降时自动切除 部分次要负荷，以保证电网的安全运行及重要用户不间断供电。 第 41 条 低频减负荷装置的设置和整定原则华中电网低频减负荷装置的设置分基本轮与特殊轮两类。 其中基本轮共分五轮，特殊轮分三轮，各轮动作频率和延时 如下表：
轮次 基 基 基 基 基 特 特 特ⅰ轮 ⅱ轮 ⅲ轮 ⅳ轮 ⅴ轮 ⅰ轮 ⅱ轮 ⅲ轮 起动频 率(赫兹) 延时 (秒) 4 4 4 4 4 4 4 49.00 8.75 8.50 8.25 8.00 9.25 9.25 9.25 0 .15 0 .15 0 .15 0 .15 0 .15 0 1 5 1 0 220华中电网低频减负荷装置的整定原则 1 确保全网及解列后的局部网频率恢复到 49.50 赫兹以上， 并不得高于 51 赫兹； 2 在各种运行方式下低频减负荷装置动作，不应导致系统其 他设备过载和联络线超稳定极限； 3 系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作； 4 低频减负荷顺序应次要用户先切除、 较重要的用户后切除； 5 低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸再次投入， 并应与其他安全自动装置合理配合使用； 6 全网低频减负荷整定的切除负荷数量应按年预测最大平均 负荷计算，并对可能发生事故进行校核。 第 42 条 低频减负荷容量按用电分配比例分解到各省， 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省电网低频减负 荷方案，并逐级落实到各地区和有关厂站，各轮次的切负荷容量 不得小于网调下达方案中的整定值。 第 43 条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于当年十月完成并下达各省调。省调应在当年十一月 完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于翌年三月末实 施。 第 44 条 自动低频减负荷装置的运行管理1 低频减负荷装置正常均应投入使用，未经相应调度同意，21不得自行退出。当低频减负荷装置切除的线路检修时，原则上应 寻找负荷相近的线路手动替代，若低频减负荷装置因故停用，在 系统频率降到该装置的启动值时， 应手动切除该装置所控制的线 路负荷。 2 在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍 应满足方案要求。各省应适当装设备用低频减负荷装置，以便随 时调整。 3 各省应在每年汛前完成全部低频减负荷装置定期检验和处 理缺陷，保证可靠投入运行。 4 每月典型日(每月第三周星期三)13 时、20 时，为系统低频 减负荷装置实际切除负荷的统计时间。 各省调于下月五日前将统 计分析报网调。 第 45 条 规定执行。 低频减负荷装置的检验管理及事故统计分析按有关第九章 第 46 条系统电压调整控制与管理 各级调度部门应按调度管辖范围在电网内设置电压监测点和考核点。 主网电压监测点及考核点由网调设置报国调批 复，省网、地区网内电压监测点及考核点分别由省调、地调设置 并报上级电网调度机构批复。22华中主网电压监测点和考核点见附录四。 第 47 条 各级电网内电压监测点电压(无功)曲线由相应调度部门编制，按季下达并报上一级调度机构备案。电压曲线编制应 保证设备安全运行以及电力用户获得合格电压， 在有调整手段的 厂、站要尽可能实施逆调压。 第 48 条 发电机和调相机要严格按照调度下达的电压曲线或无功曲线运行。 当其母线电压超过允许偏差值时应不待值班调度 员命令自行调整，使之符合给定的曲线范围。如由于调整能力所 限无法达到时，应立即报告值班调度员。网调与省调、省调与地 调在电压调整上要互相配合，以保证电网电压质量。 第 49 条 各级值班调度员必须监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差值时，积极采取措施，充分发 挥一切调压手段，确保电网电压符合规定值。 第 50 条 500kv 变电站主变的分接头与静止补偿器及低压无功补偿设备的自动联调的投退由网调确定。当投入联调时，对静 止补偿器的参考电压及斜率的整定，网调应与有关省调商定。 第 51 条 发电机、调相机的自动调节励磁、强励、低励限制装置应正常投入运行。这些设备的停用、试验，应按调度管辖范 围事先经相应调度批准， 发生故障停用时， 应立即报告相应调度。 第 52 条 每月第三周的星期三为全网典型潮流记录日， 各级调度应记录电网 4 时、10 时、20 时潮流电压。各省网潮流图由 省调于二十日前报网调。23第 53 条每年七月份典型日及一月份典型日为全网无功设备和系统电压调查统计日，其内容有： 1 各级调度管辖范围内的电压考核和监视点的变电站 24 小时 正点母线电压和主变分接头位置； 2 各地区 4 时、10 时、20 时潮流图； 3 各地区局属电容器数量和安装地点、用户电容器数量； 4 各调相机 24 小时正点的出力和电压； 5 各发电厂 24 小时每台机组及全厂正点有功、无功出力，定 子、转子电流，发电机电压及母线电压。 以上各项分别由各省调及直调厂、站于一个月内报网调。 第 54 条 电压合格率的统计与考核：1 电压合格率的计算公式： (1) (2) 2 各省调及各直调厂应在每月的十五日前将本单位上月及上 月止累计电压合格率报网调； 网调应在每月的二十日前将本单位 及全网上月及上月止累计电压合格率上报华中公司和国调。第十章 第 55 条设备检修管理 编制设备检修计划应遵照以下原则：241 设备检修的工期与间隔应符合部颁检修规程规定。 2 发、输变电设备的检修安排应根据华中电网特点进行，水 电机组大修主要安排在枯水期进行， 大容量火电机组大修应尽量 避开电网大负荷期。 原则上 500 千伏输变电设备及主要 220 千伏 联络线集中安排在每年 11 月至翌年 4 月检修。 3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、 一次和二次设备之间应相互配合。 第 56 条 设备检修时间计算。从发、输变电设备停电接地后命令开工时开始，到正式投运 (或恢复备用)时为止。机炉试运行、试验和其他运行前的一切准 备工作，均算在检修时间内。 电力线路检修时间的计算从线路开关断开接地开始，到值班 调度员得到有关线路检修人员撤离现场可以送电的报告为止。 第 57 条 各省电网经营企业及直调厂于每年八月底前将下年度发、输变电主要设备(200 兆瓦及以上火电机组，70 兆瓦及以 上水电机组，500 千伏输变电设备，省间联络线以及附录二中的 设备)检修进度计划报国电华中公司并抄报网调；每月二十日前 将下月检修进度计划报网调，经平衡后，网调将其列入月生产调 度计划一并下达。 直调厂的月检修计划及日常检修申请直接报网调，其余网调 直调设备的检修由各省调报网调。 第 58 条 设备检修应在检修开工前按下列规定时间提出申25请，办理批答手续。 1 网调直调设备的检修一般应于计划开工前两日 10 时前提出 申请，网调于开工前一日 16 时前批复。(星期日、一、二开工检 修的，应在上星期四 10 时前提出申请，网调分别在上星期五及 星期一 16 时前批复)。 2 操作复杂对电网运行方式变化有较大影响的设备检修，应 于开工前四天提出申请，网调于开工前两天批复。 3 元旦、春节、五一、国庆节等节假日的设备检修，应于前 十日提出申请，网调于节前三日批复。 4 网调许可设备(见附录二)的检修， 应按上述规定时间办理。 5 线路带电作业可当日向网调值班调度员提出口头申请。 6 非直调厂的 200 兆瓦及以上机组检修后启、停，均应在停 前及并网后报网调备案，网调大机组启停后也应通知省调。 第 59 条 对非计划的临时检修申请，仍按 58 条规定办理，如急需处理时，应当提出申请，值班调度员可批准当值可以完工 的检修，超过当值时间但在日调度计划(含已批准的调度计划) 时间内的检修申请，由调度科长批准，如果检修工期超出上述时 间或对系统供电有明显影响时，则需经网调领导批准。 第 60 条 设备检修如不能按月计划日期开工， 应及时将详细原因报告网调，但最迟不得晚于开工前两天。 设备检修未按批准时间开工时，不允许自行推迟设备投入运 行的时间，如必须延迟投入运行时，应向网调办理延期手续。26第 61 条网调批复的设备检修工作， 应得到值班调度员调度指令方可开工。 第 62 条 计划检修设备因故不能按期完工， 必须在原批准的计划检修工期未过半前办理延期申请手续， 如果计划检修期只有 一天者(包括当天就要恢复送电的检修)， 只允许由于气候突然变 化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改 期申请。延期申请手续只能允许一次。 第 63 条 对停役开工的设备，要增加工作项目，必须保证设备现有工作状态不变。 若有状态变化要求， 必须向网调增报申请， 待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按 62 条规定办理 改期申请手续。 第 64 条 申请检修的单位，凡设备在复役时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的 同时，需报出试验方案或要求，并在试验前七天提出。第十一章 第 65 条新建、改建和扩建设备投入系统运行的管理 并网运行的发电厂、机组、变电站均必须纳入调度管辖范围，服从调度机构的统一调度。 第 66 条 需要并网运行的发电厂、机组、变电站或者电网与所并入的主电网之间应当在并网前按国家有关法规， 根据平等互27利、协商一致的原则签订并网协议，只有签订了并网协议才能并 网运行；并网运行的各方必须严格执行协议。 协商一致必须以服从统一调度为前提，以《电网调度管理条 例》为依据，以电网安全、优质、经济运行为目的，并符合国家 有关电网管理的法律、行政法规、电力行政主管部门和电网管理 部门的规章制度、规程、规定、规范等。 第 67 条 在签订并网协议之前，应当提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合并网运行的条件。 并网条件包括： 1 新投产设备已通过启动、调试、验收(必须有有关电网管理 部门的代表参加)； 2 接受电网统一调度的技术装备和管理设施齐备； 3 向有关电网调度机构提交齐全的技术资料(电气主接线图、 主要设备的参数、联网方式、继电保护配置等图纸资料)； 4 与有关电网调度机构间的调度电话、继电保护、自动化通 道应有两种不同方式、不同路由的通道，并已调试完毕； 5 按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装 置已具备投运条件，电网运行所需的安全措施已落实； 6 远动设施已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息已 接入有关电网调度机构的电网调度自动化系统； 7 与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格； 8 新并网机组应具备参加电网 agc 的功能及系统调试条件；289 具备正常生产运行的其它条件。 第 68 条 满足并网运行条件的发电厂、机组、变电站或者电网申请并网运行，有关电网经营企业应当予以受理，按规定签订 并网协议。并网协议应当包括以下基本内容： 1 并网经济协议:(1)电量购、销条款； (2)价格条款； (3)结算条款； (4)违约责任条款； (5)奖惩条款； (6)因对方或自身原因上网电力、电量多（少）于协议规定的 计算和考核条款； (7)技术指标考核及结算条款； (8)不可抗力的处理条款； (9)协议修订条款； (10)协议纠纷处理及仲裁条款； (11)其它条款。 2 并网调度协议：(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、公开、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安 排电厂的调峰、调频、调压和事故备用；29(2)由有关电网经营企业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日负荷曲线和调峰容量的依据； (3)有关电网调度机构在编制月度发电计划时， 应满足发电厂 完成国家下达或协议规定的发电量的运行条件； (4)发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂 的实际情况， 按电网调度机构批准的计划安排发电厂完成计划检 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 及临修的申请、批准等，按电网有关规程规定执行。 (5)发电厂应严格按照有关调度机构下达的日负荷曲线运行， 误差不应超过±3%，当按《电网调度管理条例》规定改变时，按 经济办法结算；对发电厂的机组可用率应有原则规定； (6)有关电网调度机构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； (7)确定电力(含有功功率和无功功率)、 电能量和电压的计量 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。电能量结算点由各级电网经营企业确定； (8)发电厂应按有关电网调度机构的要求，按时、准确地报送 有关统计报表及故障录波图等有关资料； (9)调度管辖范围； (10)电网安全措施管理； (11)调度系统电气值班人员培训、考核及认证办法；30(12)协议修订办法； (13)协议纠纷处理及仲裁办法； (14)其它。 第 69 条 网调调度的新建发电厂及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由建设单位向网调提出投入系 统运行申请书，申请书一式二份，内容包括： 1 新建或改建工程的名称及范围； 2 设备的规范、参数； 3 一次电气主结线图，平面布置图，厂用结线图，继电保护 和安全自动装置，远动及通信等设备技术资料和图纸，火电厂的 汽水、输煤等系统图，水电厂(包括蓄能水电厂)还应提供水工建 筑、水文、水库调度曲线(调度图)等有关资料，输电线路的维护 单位及范围； 4 调试大纲； 5 试运计划(包括预定启动，试运日期，现场设备运行操作及 事故处理规程或规定，试运联络人员及运行人员名单)； 6 通信方式。 第 70 条 网调接到上述申请后，应完成下列工作：1 设备管辖范围的划分和设备编号网调应于半月以内正式文 件下达。 2 保护装置的整定值及设备投运后调度运行技术组织措施 (包括为确保电网安全而要求工程单位加装有关设备)于两个月31内提交工程单位。 3 投运前根据启动委员会审定的调试大纲和调试方案，编制 并下达调试调度方案。 第 71 条 运行单位(或省调)应于系统调试前三天向网调提出书面申请，网调于系统调试前一日批复。新建或改建单位，虽已 接到网调的批复， 但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可 启动操作。 第 72 条 由于设备资料不全，设备试验不合格，设备投运后对电网安全带来威胁， 保护及安全自动装置不健全， 通信不完善， 缺少调度自动化信息等，调度机构应拒绝该新设备投入系统运 行，并向有关部门提出报告。 第 73 条 省调管辖的新建或改建的 220kv 输变电设备和发电厂，如影响主系统运行方式、继电保护定值者，则需提前二个月 报网调，网调于前一个月批复。第十二章 第 74 条系统稳定管理 稳定职责分工1 华中电网稳定工作由华中公司统一领导，分级管理，分层 负责。 华中电网稳定工作最高组织机构为华中电网稳定工作领导 小组（简称稳定领导小组） ，其成员由华中公司（含网调） 、四省32公司（含省调） 、网调直调电厂主管生产的领导组成，其职责是 领导和协调全网的稳定工作。 2 华中电网所属规划设计、建设、生产、科研、调度等部门 应遵守华中电网稳定管理规定。 3 调度机构负责电网年度稳定计算，提出措施计划，并负责 实施，负责电网稳定的运行管理及稳定事故分析计算，配合有关 部门检查落实稳定措施改进情况。 第 75 条 稳定计算管理1 华中电网稳定计算应遵循《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， 、 按照调度管辖范围，分级负责进行。 2 电网调度机构的稳定计算，由电网稳定工作小组负责统一 组织进行。 计算前由网调组织四个省调共同研究网络、 开机方式、 负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定 计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方 式统一， 安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计 算。 3 各省调负责调度管辖范围内的稳定计算工作，在“五统 一”的前提下，由各省自行计算，编写稳定规定，经省公司总工 程师批准后执行，并报网调备案，对影响主网安全的部分要经网 调审核，并经华中公司总工程师批准。网调负责其调度管辖范围 内的稳定工作， 当网、 省调计算结果有差异时， 应及时寻找原因，33求得统一解决。 4 全网性稳定事故分析计算，由网调负责进行，提出报告， 报送各有关部门；省网局部稳定事故分析计算由省调负责，提出 报告，并报网调备案。 5 网、省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析， 提出改进电网的稳定措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提 出保证系统稳定的措施方案。 第 76 条 稳定措施及运行管理1 各省调度管辖范围要求采用的各种稳定措施，由各省公司 组织制定方案，进行设计、订货、施工、安装及维护。但措施进 度应报网调备案，涉及网调管辖的设备由网调批准。 2 网调要求各省网内采取的各种稳定措施，由所在省组织实 施，并报网调核查备案。 3 网调直调设备的稳定措施由网调制定方案、设计，由有关 省公司及直调厂负责实施，并抄送有关省调备案。 4 网、省调采用的稳定措施的实施、运行情况必须进行定期 检查，及时解决存在的问题。并于每年汛前进行一次全面检查， 以保证稳定措施的正常运行。 5 省网一、二次设备运行状态的改变，影响网调设备稳定水 平时，应经网调同意。 6 稳定措施应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调 度指令，现场值班人员执行负责投退。网调、省调、有关发电厂34及变电站的值班人员应随时掌握这些装置的运行状态， 未得到相 应调度机构的调度指令，现场值班人员不得自行投退稳定措施。 7 因特殊原因降低系统稳定考核标准运行时，要有相应的预 防事故措施。 实际运行中遇到某些不能满足三相故障校核的特殊 方式而被迫短时按单永故障标准控制线路输送功率时， 按调度权 限由相应调度机构总工程师或分管生产的副总和主任批准， 必要 时向华中(省)公司主管生产的领导汇报。第十三章 第 77 条水库调度管理 水库调度的任务1 水库调度的任务是遵照兴建工程的目的和设计要求，合理 利用水力资源，充分发挥水库的综合效益。 2 水库调度工作要满足电网的安全、经济要求，与火电配合。 第 78 条 水库调度的原则1 径流水电厂应做好水情预报， 按来水预报安排日发电计划， 在允许的范围内承担部分调峰任务。 2 有调节能力的水库在供水期初保持高水位计划用水。汛前 腾出库容，但最低水位不得低于死水位(多年调节水库原则不低 于年消落深度)。汛期根据汛情提前大发，汛末尽量蓄到正常高 水位，非弃水期应多承担电网的调峰、调频和事故备用。353 多年调节水库应最大限度地为电网调峰和担任事故备用。 在蓄水期尽量少发电多蓄水。 补偿期根据水库的用水计划增发电 力、电量。 4 弃水风险度小的水电厂要多承担电网的调峰任务。有几个 水电厂同时弃水而又必须为电网调峰时， 按当时可调出力分配调 峰任务。 5 几个水库同时蓄水时，先蓄少发同样电量水位升高较多的 水库，几个水库同时消落水位时，先消落多发同样电量水位降低 少的水库。 6 梯级水电厂要统一安排各水库控制运用计划，既保证梯级 电站的经济效益，又保证满足电网运行要求。 7 反调节水库应保证下游的工农业用水，与上游调峰电站加 强联系，保证水库高水位运行，增减电站出力应尽量与上游调峰 电站协调。 第 79 条 水库调度职责1 参与网内水电厂水库调度规程、能量指标、运行参数的核 定。 2 网调负责编制直调水电厂年、季、月水库调度计划，省调 水电厂由省调编制水库调度计划并报网调。 3 网调根据葛洲坝三天(汛期五天)的流量和出力预报编制日 发电计划， 对其它直调水电厂根据月发电计划和水情安排日发电 计划。364 及时掌握气象、水情预报，及时修改水库调度计划。 5 汇总网内水电厂运行报表，进行水库运行分析。编制水库 调度年、月报，并提出水库调度建议。 6 负责编制水库群补偿调节方案。 开展水库群优化调度工作， 参与水火电联合经济运行工作。 7 负责网调水调自动化系统的运行管理，协调华中电网内水调自动化系统的建设。 第 80 条 水库调度联系制度1 各水电厂和省调于每月十五日前向网调报水库调度月报， 每年三月三十一日前报上年度水库调度总结。 2 直调水电厂投产前向网调报送水库调度有关资料和初期蓄 水方案。 3 各直调水电厂和省调于每月二十日前报下月发电计划(包 括来水预报、发电量、月初及月末水位等)。 4 葛洲坝水电厂于每天 10∶30 前向网调水库调度报三天(汛 期五天)出力、流量预报，和当天 8 时水位及前一天平均入库、 出库流量其余直调水电厂每天 10 时前向网调水库调度报当天 8 时的水位、 前一天的平均入库流量、 出库流量和第二天预报流量、 水位。 6 各水电厂每年汛前向网调报送渡汛方案。 7 各水电厂发生大洪水时，向网调水库调度报洪水过程预报 和洪水过程变动情况。378 水电厂水调要定期向网调报送经过整编后的水文资料以及 水库调度有关的资料。第十四章继电保护和安全自动装置的调度管理第 81 条继电保护及安全自动装置(以下简称保护装置)运行管 理应按调度管辖范围进行。 变压器中性点接地方式由相应调度机构确定。 属省调管辖的保护装置的使用，如影响到主网的稳定运行和 保护配合时，应经网调许可。 第 82 条保护装置定值管理 1 按调度管辖范围进行保护整定计算。 2 220 千伏系统网调和省调管辖范围的分界点保护装置整定 值限额和等值阻抗应书面明确。需要更改时，必须事先向对方提 出，经双方协商解决。 3 保护定值的确定和变更必须按相应调度机构的调度指令执 行。 4 保护定值通知单一式若干份：调度室 1 份，继电保护部门 自存 1 份，现场调试单位 3 份(包括回执 1 份，值班控制室 1 份， 继保部门 1 份)，下级调度 1 份。 第 83 条保护装置的运行管理381 保护装置的投退按相应调度机构的调度指令执行。 2 保护装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向相应 调度机构的值班调度员报告，并作好记录，若需退出保护装置进 行检验时，必须经相应调度机构的值班调度员许可，如危及一次 设备运行时，可先将保护装置退出，事后立即报告。 3 网调管辖范围的保护装置的运行操作和事故处理按国电华 中公司《继电保护及安全自动装置运行规程》执行。 4 保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，值班调度员 应按保护定值通知单与现场值班人员核对， 并在保护定值通知单 上签字。 现场值班人员应向值班调度员汇报保护装置具备投运条 件后，值班调度员方可下达投入运行的调度指令。 第 84 条新安装或二次回路有更改的保护装置， 原则上应在投 入运行前，由基层局、厂继电保护部门将保护原理二次结线修改 图一式三份送交相应调度的继电保护部门。 继电保护部门审批后 方可生效。 新、扩建设备的保护装置投入运行的管理按本规程第十一章 规定执行。 第 85 条根据系统需要，定期修编《继电保护及安全自动装置 运行规程》 、编制保护整定方案、更改保护定值。 第 86 条保护装置的运行维护，由设备所在单位负责。保护装 置的检验，应按部颁《继电保护及系统自动装置检验条例》和有 关检验规程的规定进行。39基层局、厂继电保护部门，需根据季节特点、负荷情况并结 合一次设备的检修，合理安排保护装置的检验计划，有关调度部 门应予支持配合，并作统筹安排。 有关部门应掌握定期检验工作进度，确保定期检验工作的及 时完成和检验质量，以减少对系统安全稳定运行的影响。检验结 束时， 应及时向运行人员交待， 在控制室有关记录簿上作好记录。 当保护装置发生不正确动作后，现场值班人员应及时向相应 的调度机构的值班调度员报告，并作好保护动作信号的详细记 录，在有条件时，应保留现场，及时进行事故后的检验。重大事 故的检验工作应与上级继电保护及安全部门共同进行。 第 87 条调度人员和现场值班人员应掌握管辖范围内保护装置 的配置与运行规定，新设备投产时，继电保护人员应向调度人员 和现场值班人员进行技术交底。 第 88 条网、省调及基层局、厂的继电保护部门要认真研究保 护装置的动作行为，并按部颁《继电保护及安全自动装置评价规 程》 ，对保护装置的动作进行分析评价，分别编制月、季、年度 继电保护动作统计报表和年度运行总结。 第 89 条保护装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人 员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应调度机构汇报。事故 录波图、事件记录和微机保护打印报告及时传至相应调度机构， 并作必要的注释。40第十五章 第 90 条电网调度自动化系统的调度管理 网调管辖范围的调度自动化信息， 一般直接传送至网调，其它有关信息由各省通过计算机联网实行交换。 第 91 条 同属两级调度机构所管辖的厂、 站可采用一发两收方式进行信息传输。一般不允许重复设置 rtu。 第 92 条 调度自动化系统中采用的各种设备必须符合国家标准、 行业标准， 必须符合系统所规定的通信规约及接口技术条件。 第 93 条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责， 维护单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性， 发现故障 或接到设备故障通知，必须立即派人到现场处理。调度机构根据 设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。 第 94 条 各维护单位、 各级调度自动化机构应认真做好设备及系统运行工况的巡视以及信息正确性的测试。 并按月向上级调 度机构报送远动和调度自动化系统的运行月报。 第 95 条 远动设备或电能量采集装置故障或其它原因临时停运应及时通知有关的自动化运行管理部门， 远动设备或电能量采 集装置计划停运应提前一天报自动化运行管理部门批准。 调度自 动化系统因故障或其他原因临时停运， 应及时通知相关值班调度 员。系统计划停运，应提前一天提出申请，经相应调度机构主管 领导批准后方可实施。41第 96 条 接收单位。 第 97 条联网的实时信息网络停运， 应及时通知有关的信息调度自动化机构应根据调度等部门提供书面资料及有关要求及时进行修改相应的调度自动化信息。 第 98 条 值班调度员发现调度自动化系统信息有误或其他不正常情况时， 应及时通知自动化值班人员进行处理， 并作好记录。 电网发生事故后自动化值班人员应及时整理好打印记录提供给 有关部门。 第 99 条 按照规定参加电网 agc 运行的电厂， 应严格遵守上级调度部门制订颁发的电网 agc 运行管理办法。在此基础上，制 订适应本厂实际情况的电厂 agc 运行管理规定或规程， 并报上级 调度部门备案。第十六章 第 100 条电力系统通信的调度管理 各级电力通信机构必须认真贯彻执行部、网颁发的有关通信管理规程、规定，牢记通信为电力生产服务的基本原 则。 第 101 条 各级通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构。在业务上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，团结协作，互相支持，确保系统通信正常。42第 102 条网调所使用的通信电路由网调通信机构负责运行管理，当地通信机构负责设备的运行维护。 第 103 条 调度机构所使用的通信电路、设备维修、调测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，如遇紧急情况，可先处理后汇报。 第 104 条 复用(远动、保护)通道设备的维修、调测、故障处理由通信人员负责， 在这些设备上进行作业应按有关规定办理 手续。 第 105 条 具有保护复用电路的通信站，值班人员应认真监视设备运行情况，发现异常应立即汇报，及时调用事件记录（计 数器动作情况） 。并做好记录。 第 106 条 通信人员应熟悉通信设备与其他专业设备之间接口界面和技术条件，并保持各项指标在规定的范围内，如不符合 要求，应与有关专业人员一起查明原因，进行调整并作好记录。 第 107 条 通信运行维护人员发现设备故障或接到故障通知，应迅速进行故障处理，或采取临时措施构通电路。当系统发生故 障时，要服从通信调度或上级站的指挥，积极配合协作，尽快恢 复正常运行。 第 108 条 输电线路计划和临时停电检修，电力调度或运行方式人员应提前通知通信调度， 以便通知有关部门安排通信运行 方式，线路检修完毕应及时通知通信调度。通信运行方式变更也 应提前通知电力调度。43第十七章 第 109 条统计报表管理 各省调、直调厂站应按规定收集、统计和处理运行数据、电网运行情况，将有关报表和数据客观真实地向网调报 送。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。 第 110 条 第 111 条 华中电网典型日为每月第三个星期三。 华中电力生产运行报表分为调度日志、 调度日报、调度月报三种。 第 112 条 华中电力调度日志包括以下内容：1 全网和各省全日各点发电有功、无功、水火电有功及全日 发电量。 2 直调厂全日各点发电有功、无功和全日发电量。 3 省间联络线及跨大区联络线全日各点有功、无功和全日送 电量。 4 省间交换的全日各点有功、无功和全日送、受电量。 5 网供各省全日各点有功和全日电量。 6 全网和各省全日各点用电有功、无功和全日用电量。 7 网调管辖的各电压中枢点和监视点全日各点电压。 8 4∶00、10∶00、20∶00 省调管辖的与主网安全稳定运行密 切相关的主要中枢点电压和各静补的无功出力。449 全网主要水、火电厂运行、检修机、炉号，高峰、低谷出 力及日发电量。 10 各省网日检修容量。 11 4∶00、10∶00、20∶00 与电网安全稳定运行密切相关的 主要线路和联变的潮流。 12 主要水电厂水情，包括入库、出库、弃水流量、上下游水 位。 13 电网运行重要记事。 第 113 条 电网调度日报包括以下基本内容：1 全网、各省网(水电、火电)日发电量，高峰、低谷发电出 力及检修容量。 2 直调厂、各省网主要电厂的日发电量，高峰、低谷发电出 力，运行、检修机、炉号及检修容量。 3 全网、各省网日用电量、最大、最小用电负荷、峰谷差及 负荷率。 4 省间联络线日送、受电量及高峰最大、低谷最小交换功率 (包括送华东)。 5 网供四省的日电量、高峰、低谷电力及实际最大、最小电 力。 6 全网、四省及直调厂最大、最小出力及发电负荷率。 7 全网全日各点发电出力。 8 全网主要水电厂水情，包括全天平均入、出库、弃水流量、458 时水库上、下游水位。 9 电能质量：包括最高、最低频率，不合格频率时间，不合 格频率分省责任时间，频率合格率。4∶00 及 20∶00 主要中枢 点电压。 10 调峰考核。 11 日负荷预计考核。 12 其它统计信息。 13 电网运行主要记事： (1)大机组检修、启停、事故情况； (2)重要输变电设备检修、事故情况； (3)系统事故情况； (4)重要方式变更等。 第 114 条 电网调度月报， 应于次月 15 日前报上级调度机构，基本内容包括： 1 安全 (1)系统事故(分类：稳定破坏、电网瓦解、大面积停电、系 统解列、低(高)频率、低(高)电压、误调度、保护误动、拒动、 通讯失灵、远动故障、其它)次数，事故责任(分类：人员过失、 单位过失、自然灾害、其他)。 (2)线路跳闸(500 千伏、200 千伏线路)次数，重合闸成功次 数。 (3)低频减负荷控制负荷：方案、实际。462 电能质量 (1)频率：分最高、最低频率，不合格频率时间，累计不合格 频率时间，月合格率、累计合格率。 (2)电压：中枢点和监视点越上限、越下限时间，最高、最低 电压，月合格率、累计合格率。 3 发用电完成情况： (1)发电： a.发电量、计划、实际、完成月计划百分比、与去年同期比、 累计电量(水、火电)、完成年计划百分比。 b.发电最大出力(水、火电)、负荷率、峰谷差(调峰容量)、 月均最大出力，平均负荷率，平均调峰容量。 (2)用电： a.用电量计划、实际、累计。 b.用电负荷：计划、实际最大、月平均最大，平均负荷率。 (3)省间送受、电量及网供电量：计划、实际、与去年同期比、 累计。 4 经济指标 (1)局属火电厂供电标准煤耗率：本月、累计。 (2)局属水、火电厂厂用电率：本月、累计。 ()线损：输送电量、线损电量、线损率(实际值、理论计算值、 与去年同期比)。 5 设备检修执行情况47(1)发电设备日最大检修容量(水、火电、计划、临检、事故)。 日平均检修容量、累计，其中分平均计检、累计、平均临检、累 计、平均事故检修累计。 (2)100 兆瓦及以上机组(三门峡、黄龙、柘溪、凤滩、柘林) 检修台次、分大修、小修(计划、实际)临检事故。 (3)送、变电设备检修：输电线路条次，变压器台数、容量。 (4)新设备投产情况。 6 燃料 统配煤计划、实到、到货率、进厂煤价格、实到合计、耗煤 量、月末库存，统配、非统配合计，其中分本月、去年同期。 7 水库运行情况 水库流量(预计、实际、多年平均、去年同期)来水频率，发 电用水量，月初水位，月末水位(预计、实际、去年同期、考核)， 耗水率和水量利用率，本月止累计弃水量。 8 继电保护 调度管辖范围内保护装置动作统计分析(线路、发电机、变压 器、 母线保护、 安全自动装置)正确动作次数， 不正确动作(误动、 拒动)次数合计，正确动作率，高频保护投入率。 9 通信 运行率(载波设备、载波电路、微波设备、微波电路)，去年 同期，通信故障及事故记事。 10 自动化48分发电功率总加完成率、远动装置运行率、计算机监控装置 运行率、事故遥信正确率、agc 投运率、合格率。 11 其他， 网调按国调要求制定葛南直流输电系统运行月报。按华中公司要求制定调峰考核统计表。第十八章 第一节操作制度 操作原则 电力系统的倒闸操作， 应按其调度管辖范围进行。第 115 条凡网调调度设备，其操作须由网调值班调度员发布指令方可 执行(办理过临时借调手续的设备操作除外)， 凡非网调调度设备 方式变更或操作影响系统安全稳定水平时， 应经网调值班调度员 许可后方可进行。网调管辖范围内的设备，经操作后对下级调度 管辖的系统有影响时，网调值班调度员应在操作前、后通知有关 下级值班调度人员。 第 116 条 设备进行操作前，必须填写操作指令票。两个或两个以上的厂(站)共同完成的操作任务， 发令单位应填写逐项操 作指令票。仅由一个单位完成的操作任务，发令单位应填写综合 操作指令票。 第 117 条 好记录。 下列操作发令单位不用填写操作指令票，但应作491 断合单一的开关或刀闸(含地刀闸)； 2 投入或退出一套保护、自动装置； 3 更改系统稳定措施； 4 机组由运行状态转停机备用或由备用转开机并网； 5 事故处理。 第 118 条 操作指令票制度1 填写操作指令票应以检修票、运行方式变更通知单、稳定 通知单、继电保护通知单、日计划和调试调度方案为依据。 2 填写操作指令票前，值班调度员应与有权接受调度指令的 现场值班人员仔细核对有关设备状态(包括保护、稳措、自动装 置)。 3 填写操作指令票时应使用钢笔（或计算机打印） ，做到任务 明确、字体规整、不许涂改，设备名称用双重编号填写，并正确 使用调度术语。 4 操作指令票必须经过拟、审、预发、执行四个环节，其中 拟票、审票不能由同一人完成。 5 有计划的操作，值班调度员在操作前 4 小时将操作指令票 填写好、经审核后发给受令单位，值班调度员应使现场值班人员 理解该项操作的目的和要求。 受令单位如无疑问应尽快准备好现 场操作票，如未能按时完成准备工作应及时向值班调度员汇报。 6 操作单位均应按现场规程要求和格式填写操作票。 第 119 条 操作前应考虑以下问题：501 结线方式改变的正确性，系统电源与负荷的平衡，操作时 可能引起的系统潮流、电压、频率的变化； 2 保护装置配备是否合理，系统稳定措施是否需要更改； 3 变压器中性点接地方式、 分接头位置， 500 千伏系统的电抗 器、低压无功补偿装置投入情况，防止操作过电压； 4 设备送电操作前必须核实设备检修的所有工作已结束，相 关检修票均已报完工，并做到与检修票、方式单、现场实际及 crt 或模拟盘进行核对； 5 对调度自动化、通信的影响。 第 120 条 操作指令1 逐项操作指令票在执行过程中应坚持逐项发令、 逐项操作、 逐项汇报的原则。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一 单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，操作单位应逐项操 作，一次汇报。在发令、受令、汇报执行过程中应严格执行复诵、 录音制度，并及时校正 crt 画面及模拟盘。 2 值班调度员在进行操作时，应遵守发令、复诵、记录、录 音、 汇报等制度， 在发布指令时， 应先和受令人互报单位及姓名， 并使用统一的调度术语。 调度员发布操作指令时，必须发出“发令时间” 。现场值班人 员接受操作指令后必须复诵一遍，调度员应复核无误。 “发令时 间”是值班调度员正式发布操作指令的依据，现场值班人员没有 接到“发令时间”不得进行操作。51现场值班人员操作结束时，应汇报“结束时间” ，并将执行项 目报告一遍，调度员应复核与操作指令票内容一致。 “结束时间” 是现场操作的执行完毕的依据， 值班调度员收到操作 “结束时间” 后，该项操作才算完毕。 3 在操作过程中，现场值班人员听到调度电话铃声，应立即 停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。 在操作过程中如有疑问时应停止操作，待问清楚后再操作。 第 121 条 系统中的操作，应尽可能避免在下列时间进行：1 交接班时； 2 雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； 3 系统发生事故时； 系统操作一般安排在系统低谷或潮流较小时进行。特殊情况 下进行操作，必须有相应的安全措施。 第 122 条 设备停送电操作的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护。送电操作时，先投继电保护，后操 作一次设备。设备停电前，先退出相应稳定措施(切机、切负荷 等)，设备送电后，再按有关规定投入相应稳定措施。第二节基本操作 并列与解列操作一般规定第 123 条521 系统并列条件： (1)相序相同 (2)两系统频率差不大于 0.5 赫兹 (3)并列点两侧电压基本相等，220 千伏系统电压差不大于额 定电压的 20%，500 千伏系统电压差不大于额定电压的 10%。 2 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，一般宜 由小系统向大系统送少量的有功，无功潮流调至尽量小，使解列 后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 第 124 条 合环与解环操作一般规定1 合环前必须确认相位一致。 2 合环前应将合环点两端电压差调整到最小， 千伏一般不 220 超过额定电压的 20%，最大不超过额定电压的 30%，500 千伏一 般不超过额定电压的 10%，最大不超过额定电压的 20%。 3 合环时，一般应经同期装置检定，功角差不大于 30 度。 4 解环前，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以内， 通过任一设备的功率不超过动 稳极限及继电保护装置的要求限值等。 5 合环(或解环)后核实线路两侧开关和潮流状态。 第 125 条 开关操作一般规定1 开关合闸前必须检查继电保护已按规定投入。 开关合闸后， 必须检查确认三相均已合上，三相电流基本平衡。 2 用旁路开关代其它开关运行时，应先将旁路开关保护按所53代开关保护定值整定并加用。确认旁路开关三相均已合上，方可 断开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。 第 126 条 刀闸操作一般规定1 拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； 2 拉、合变压器中性接地点； 3 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在断、合经开关闭合 的旁路电流时，先将开关操作电源退出)；拉合一个半开关结线 方式的母线环流。 4 一般情况下不进行 500 千伏刀闸拉合短线和母线操作，如 需进行此类操作须请示网调总工程师同意。 严禁用刀闸拉、合运行中的 500 千伏线路并联电抗器、空载 变压器、空载线路。 第 127 条 线路操作一般规定1 220 千伏及以上的线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮 流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超 过稳定极限，停送电线路末端电压不超过允许值，对充电投入长 线路时，应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值。 2 220 千伏及以上线路检修完毕送电操作时，应采取相应措 施，防止送电线路投入时发生路故障，引起系统稳定破坏。 3 对线路进行充电时，充电线路的开关必须至少有一套完备 的继电保护，充电端必须有变压器中性点接地。 4 线路停电解备时，应在线路两侧开关断开后，先拉开线路54侧刀闸，后拉开母线侧刀闸，确认两侧线路刀闸已拉开后，然后 推上线路接地刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先断中间开 关，后断开母线侧开关。 5 线路送电时，首先应拆除线路上安全措施，核实线路保护 按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合 上线路开关。一个半开关结线的厂站应先合母线侧开关，后合中 间开关。 6 线路解备时，线路可能受电的各侧都停止运行，在刀闸拉 开后，才允许在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安 全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。 7 检修后相位可能变动的线路必须校对相位。 第 128 条变压器操作一般规定 1 变压器并列运行条件： (1)结线组别相同； (2)电压比相等(允许差 5%)； (3)短路电压相等(允许差 5%)。 电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器 不会过负荷的情况下，允许并列运行。 2 对变压器操作的要求： (1)变压器的继电保护应正常投入； (2)变压器在充电或停运前，必须将中性点接地刀闸推上。 3 大修后的变压器在投入运行前， 有条件者应采取零起升压，55对可能造成相位变动者应校对相位。 4 500 千伏联变一般在 500 千伏侧停(送)电， 220 千伏侧解 在 (合)环或解(并)列。 5 并联运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上 未接地的变压器中性点接地刀闸， 再拉开另一台变压器中性点接 地刀闸。 第 129 条 500 千伏线路并联电抗器操作一般规定1 并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投 入。 2 3 并联电抗器送电时， 必须先投电抗器， 再送 500 千伏线路。 并联电抗器停电时， 必须先将电抗器所在的 500 千伏线路停电，然后再停电抗器。第 130 条发电机操作一般规定1 发电机在开机前、停机后必须进行有关项目的检查。 2 发电机应采取准同期并列，特殊情况下可以采用自同期并 列者应在现场规程中予以规定。 3 发电机正常解列前，必须先将有功、无功功率降至最低， 然后再断开发电机开关，切断励磁。 第 131 条 母线操作一般规定1 用母联开关向母线充电时，充电前应投入母联开关充电保 护，充电正常后退出充电保护。562 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压 板相应的倒换。 3 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。 第 132 条 零起升压操作一般规定1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电 机强励退出，其余保护均可靠投入，但联跳其它非零升压回路开 关的压板退出。 2 升压线路保护完整、可靠投入。但联跳其它非升压回路开 关压板退出，线路重合闸停用。对主变压器或线路串变压器零起 升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。 3 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措 施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关 误合造成非同期并列。 第 133 条 电网 agc 操作一般规定1、按照规定参加电网 agc 运行的电厂，其厂内 agc 功能（火 电厂机组的 dcs/ccs 系统、水电厂的计算机监控系统 agc 功能） 应正常投运。 2、值班调度员在下令某电厂（或某机组）投入电网 agc 运行 前，应首先在调度自动化系统中通过开环方式，给相对应的电厂 或机组下达当前功率设定值指令，并经 agc 电厂运行值班（或值 守）人员确认。 3、 值班调度员下令电厂将电厂或机组的 agc 控制模式切换为57远方控制模式。 4、值班调度员在调度自动化系统中对带计划方式运行的 agc 电厂或机组输入相应的计划值， 对自动调频方式运行的 agc 电厂 或机组输入相应的上、下限值 。 5、 值班调度员通过调度自动化系统确认电厂已将 agc 控制模 式切换至远方后， 将主站系统对应电厂或机组的 agc 功能投入闭 环控制。 6、电厂或机组的 agc 功能因故需要退出运行时，运行值班员 （或值守人员）应先向值班调度员申请，经批准后方可退出。无 正当理由，电厂 agc 功能不得随意退出运行。 7、如因电厂或主站调度自动化系统异常等原因,而影响电网 agc 功能的正常运行时，运行值班人员或值班调度员应将 agc 功 能退出运行，并向有关部门汇报。第 134 条220 千伏省间联络线及 500 千伏线路停送电操作具体规定(见表 1) 表 1 ：220 千伏省间联络线及 500 千伏线路停送电操作规定 线 路 名称 下 柘 线 汪 峡 峡山58停、送电侧解、并列(或 解、合环)侧下陆柘林汪庄余线 ⅰ 、 ⅱ 丹 邓 线 双 白 ⅰ、ⅱ回 线 姚 郑 线 白 郑 线 姚 白 线 * 葛 岗线 岗 云 线 五 岗 线 五 民 线 民 云 云田59邓州丹江白河双河郑州姚孟白河郑州白河姚孟岗市葛大江云田岗市岗市五强溪民丰五强溪民丰线 * 葛 凤线 葛 双 ⅰ、ⅱ回 线 * 双 玉ⅰ、ⅱ 回线 玉 凤 线 玉 孝 ⅱ回线 葛 换 ⅰ、ⅱ回 线 清 换 线 牡 嵩 ⅰ、ⅱ回 线 嵩 获 嵩山60凤变葛大江双河葛大江玉贤双河玉贤凤变玉贤孝感葛大江葛换流站葛换流站隔河岩嵩山牡丹获嘉ⅰ、ⅱ回 线 嵩 郑 ⅰ、ⅱ回 线 复 沙 线 岗 复 线 沙 云 ⅱ回线 凤 南 线 注：*按指定侧停送电，不可填倒。其余为一般规定。 第 135 条 表2 线路 名称 葛凤 线 葛双 ⅰ回线61嵩山郑州沙坪复兴复兴岗市沙坪云田凤凰山南昌允许零起升压的线路及升压方式(见表 2)零起升压接线方式大江一台机经升压变或二江一台大 (小)机经升压变及联变 二江一台大机经升压变及联变葛换 ⅰ、ⅱ回 线 葛岗 线 葛岗 云线 姚白 线 葛双 ⅱ回 姚郑 线 清换 线 五岗 线 五民 线上述任何一种方式均可大江一台机经升压变大江一台机经升压变姚新厂一台机经升压变带电抗器大江一台小机姚孟新厂或老厂一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机葛双ⅰ回线一般不采用大江机组零起升压，如必须用大江机 组升压时则将频率降至 48.50 赫兹以下进行。62第十九章 第一节事故处理 事故处理的基本原则 事故处理的基本原则第 136 条1 值班调度员为电网事故处理的总指挥，网调与省调按调度 管辖范围划分事故处理权限和责任， 在事故发生和处理过程中应 及时互通情况。网调管辖设备的事故处理，应严格执行网调值班 调度员的调度指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。 2 事故处理时，各级值班人员应做到： (1)迅速限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设 备安全的威胁； (2)用尽可能的办法保持正常设备的运行和对重要用户及厂 用电的正常供电； (3)解网部分要尽快恢复并列运行； (4)尽快恢复对已停电的地区或用户供电； (5)调整系统运行方式，使其恢复正常。 3 设备故障时，现场值班人员应立即向上级调度扼要汇报设 备的一次状态，经检查后，再详细汇报如下内容： (1)保护及安全自动装置动作情况； (2)设备外部有无明显缺陷及事故象征； (3)复用载波机计数器动作情况；63(4)其它线路状态及潮流情况； (5)故障录波器、故障探测装置动作情况。 4 系统事故时，值班调度员根据继电保护、自动装置动作情况及频率、 电压、 潮流变化等有关情况， 判断事故地点及性质， 迅速正确地处理事故。处理事故时，应迅速、沉着、果断，严格 执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度，必须使用统一的调度 术语。第 137 条事故处理制度1 处理事故时，各级值班人员应严守岗位，值班负责人如需 离开，必须指定代理人并向有关调度报告。非事故单位不得在事 故期间占用调度电话向调度或其他单位询问事故情况。 2 处理事故时，各事故单位的领导人有权对本单位值班长发 布指示，但其指示不得与上级调度员的指令相抵触。各单位领导 人如解除本单位值班人员的职务， 自行领导或指定适当人员代行 处理事故时，应立即报告上级值班调度员。 3 发生系统事故时，值班调度员应迅速报告调度科长，并由 后者逐级汇报。事故处理完毕，网调值班调度员应按国调《运行 情况汇报制度》的要求，向国调值班调度员汇报事故简况。 4 发生系统事故时，在调度室的调度科长、调通中心总工程 师、主任应监督调度员事故处理，随时给予必要的指示。如认为 调度员处理事故不力，可解除调度员的调度权，指定他人或亲自64指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的调度员对解除 调度权后的系统事故处理不承担责任。 5 如事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直 到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。在此期间接 班人员可应当班调度员请求协助处理事故。 6 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。第二节 第 138 条 第 139 条系统频率异常及事故的处理 系统频率超过 50±0.2 赫兹为异常频率。 系统频率低于 49.80 赫兹时的处理方法：1 网调命令直调厂、超计划省调立即增加出力、压减用电负 荷，恢复至正常频率运行，超计划省调应进一步增加出力或压减 负荷，以便网调直调厂恢复计划发电。 2 若直调厂出力已满或丹江、东江等调频厂在需要控制发电 期间已按日计划带到计划出力，则通知超用电省调限电。 3 频率连续低于 49.80 赫兹 15 分钟， 则网调向超计划省调发 出警告，并同时根据限电序位表令超计划省调限电。15 分钟后 超用电省负荷仍未限下，频率低于 49.80 赫兹以下，则网调直接 下令到有关厂、站按限电序位表限电(有关省调负责接通电话)。 在网调的限电序位表拉完以后，系统频率仍未恢复正常，则网调65按省调的限电序位表，继续对超计划省进行限电，直到频率恢复 到 49.80 赫兹以上运行。 4 采用上述措施后频率仍不能恢复在 49.80 赫兹以上，网调 按各省事故限电序位表命令有关省调继续限电， 直到频率恢复到 49.80 赫兹以上。 5 在超计划省调进行拉闸限电的同时，不超用电省调也应采 取有效措施，在频率恢复过程中维持本省负荷不得超用。 6 系统频率降低而各省负荷均未超过计划值，网调在计及频 率效应确定各省应限电数量后按本条 1—5 执行。 7 网调下令低频限电时其限电数值均应以 50.00 赫兹为标准 计及负荷低频效应(暂按每赫兹 5%)。 第 140 条 系统频率突然降至 49.00 赫兹以下时的处理方法：1 各厂、站不待调度命令增加发电机出力或短时发挥机组过 负荷能力或开出备用机组或把调相的机组转发电。但各厂、站的 增加出力的过程中及时向上级调度汇报， 不使相应的输电线路过 负荷或超过稳定极限。 2 不论是否超用网供负荷，各省调应不待调度指令，立即按 事故限电序位表进行紧急限电， 必要时网调可按事故限电序位表 直接命令有关厂、站紧急限电。在 15 分钟内使系统频率回升到 49.80 赫兹以上。 第 141 条 系统频率降至 48.50 赫兹及以下时的处理方法：在有“事故限电序位表”的发电厂、变电站运行值班人员，应不66待调度指命令立即按“事故限电序位表”自行拉闸。 使频率立即 回到 49.00 赫兹以上。 第 142 条 系统频率降至 48 赫兹及以下， 各级调度人员及发电厂、变电站的运行人员可不受“事故限电序位表”的限制，自 行拉负载线路(馈线)。 各省应事先制定这些线路的清单和限电顺 序。 第 143 条 低频减负荷装置拒动时处理：1 当频率突然下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作 时，各厂、站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频 减负荷装置动作切除和手动拉开的开关， 未经相应调度许可不得 擅自送电， 更不允许将低频减负荷装置退出或改为较低轮次后将 线路送电。 2 当频率突然降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重 要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂、站应不待调度 指令拉开相应开关，并向相应调度汇报。未经相应调度同意，不 得送电或并列。 第 144 条 当系统频率超过 50.20 赫兹时，各级调度和有关值班人员按下述原则进行处理。 1 调频厂首先将出力减到最低。 2 各省值班调度员应主动检查本省网供计划执行情况。若实 际少于计划时，应迅速降低所属电厂出力或发布停机、停炉的指 令，直到用到网供计划为止。673 若四省都用到网供计划，且频率在 50.20 赫兹以上，按网 调指令全网都应降低所属电厂的出力或停机、停炉，务必使频率 降到 50.20 赫兹以下。 4 当系统频率超过 50.50 赫兹时，各电厂应不待调度指令， 立即将出力降低到最低技术允许出力，恢复频率至正常范围，并 向上级调度汇}