电力调度规程操作制度(DOC 13页).doc

1、电力调度规程操作制度第224条 值班调度员进行操作前，应填写操作指令票。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225条 下列操作发令单位不用填写操作指令票，调度指令即时下达即时执行，但应作好记录：1、事故处理（包括预防事故的紧急操作和为事故抢修而进行的操作）。2、开停机炉。3、保护装置的投退或定值调整。4、拉合断路器或隔离开关的单一操作。5、投退变电站无功补偿装置；调整变压器分接头；投退AVC或改变AVC控制模式。6、调度计划曲线修改和功率调整，投退机组AGC或改变AGC控制模式。第226条 逐项操

2、作指令票一般应包括如下内容：1、申请单位关于检修设备具备停、复电条件的汇报。2、保护装置整定值及投入方式的变化，大电流接地系统接地中性点的变更。3、电气设备状态的转换。4、电气设备的拆、搭头。5、电气设备状态情况告知有关单位。第227条 综合操作指令票一般应包括如下主要项目：1、操作单位2、操作任务3、注意事项（其中可包括操作目的）第228条 对拟写操作指令票的要求：1、拟写操作指令票应符合电业安全工作规程及电气倒闸操作的有关规定，简明整洁，字迹清楚，不得任意涂改，使用统一调度术语和双重名称。2、每张操作指令票只填写一个操作任务，但对于同一操作目的多个操作，可填写在一张操作指令票内。3、拟写操

3、作指令票以调度检修工作票、运行联系单、现场实际运行方式等为依据。4、在拟写逐项操作指令票时，电气设备状态的转换应遵循逐级转换、不得跨状态的原则，即运行状态热备用状态冷备用状态检修状态。5、操作指令票的拟写、审核不得由同一人完成。第229条 综合操作指令票和逐项操作指令票应经过拟、审、预发、执行四个环节，并与模拟盘或屏幕显示画面核对无误。操作指令票应提前1天预发；因非计划检修或计划检修延期等原因而无法提前1天预发时，相关操作指令票可在当天预发。与新设备有关的操作指令票作为特例可不预发。操作指令票一般由副值调度员拟写，正值调度员审核。拟、审人对操作指令票的正确性负责，发令人对下达的操作指令正确性负

4、责。操作指令票的预发可以采用电话、传真或者电子文档传送方式。第230条 操作指令的执行：1、操作指令的执行应遵守发令、复诵、录音、记录、汇报等制度。值班调度员下达指令前应核对设备接线显示画面、模拟盘及现场实际状态，指令执行完毕后应及时校正设备接线显示画面及模拟盘。2、按逐项操作指令票操作时应坚持逐项发令、逐项执行、逐项汇报的原则。3、调度对象根据值班调度员下达的综合操作指令票或即时操作指令或预发的逐项操作指令票，按有关规程要求拟写倒闸操作票。调度对象不得按操作指令票预定的时间自行操作。值班调度员对下达的操作指令正确性负责，受令人对操作的正确性负责。4、值班人员在操作过程中如有疑问，应停止操作，

5、待弄清情况后方可继续操作。在操作过程中，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。5、值班调度员只有在得到现场调度对象执行操作指令完毕的完整汇报后，该指令才算执行完毕。6、值班调度员在发布操作指令和接受操作汇报时，由一名调度员实施，另一名监护。第231条 当通信困难时，调度可委托所属其他调度对象代为转达调度指令，但三方对调度指令均应作好详细记录及录音，并复诵无误。第232条 模拟盘和设备接线显示图应与实际相符（设备状态、遥测、遥信），操作执行后应及时校正。第233条 省调管辖设备的操作，如果只涉及一个地调范围，可委托有关地调下令执行，但省调应预先通

6、知设备所在单位。第234条 需借用省调管辖设备时，由借用方向省调提出申请，并经省调同意。其操作由借用方下令执行，操作前应告知省调值班调度员，操作后应及时向省调汇报。第235条 调度之间相互借用调度管辖设备使用完毕后，应由借用方恢复到借用前的状态（被借用方另有要求的除外），并及时交还对方调度。第236条 应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气情况下进行操作。第3.3节 并列与解列操作第237条 发电机与系统或两系统之间并列如无特殊规定，应采用准同期并列。并列条件：1、相序相同。2、频率基本相等，频差不大于0.5Hz。3、并列点两侧电压基本相等，220千伏及以下电压级电压差不大于额定电压的20%，

7、500千伏电压级电压差不大于额定电压的10%。第238条 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239条 系统解列成几部分前，省调值班调度员应平衡各部分的有功、无功负荷，指定调频、调压电厂和各部分行使调度权的地调。第3.4节 合环与解环操作第240条 合环前应确认相位一致，合环点两侧电压差220千伏及以下电压级最大不超过额定电压的30%、相角差不大于30度；500千伏最大不超过额定电压的20%、相角差不大于30度，且合环后环网内设备不过载、保护可靠动作。第241条 不同电压级的电磁环网，

8、应经计算和批准后才能进行合环操作。第242条 有条件时应利用同期装置进行合环操作。第243条 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，任一设备不超过稳定极限，满足继电保护等方面的要求。第3.5节 断路器、隔离开关操作第244条 断路器遮断容量不够、切断故障电流次数超过现场规定或者设备有明显故障及其它严重问题时，所属发电厂、变电站应向值班调度员申请退出重合闸，必要时采取措施防止断路器分闸，或申请将断路器退出运行。第245条 对于3/2断路器接线方式，设备送电时，应先合母线侧断路器，后合中间断路器；停电时先拉开中间断路器，后拉开母线侧断路器。第246条 旁路

9、断路器代线路断路器运行：1、操作前，值班人员将旁路断路器保护按所代断路器保护定值调好投入，旁路断路器纵联保护和重合闸暂不投。2、值班调度员下令退出被代断路器线路两侧的纵联保护和重合闸。3、进行旁路断路器代断路器一次部分的操作，值班人员应确认旁路断路器已带上被代断路器，再断开被代断路器。4、一次部分操作完毕后，值班调度员应下令投入该线路可以切换的纵联保护和重合闸。第247条 隔离开关操作范围：1、拉、合电压互感器和避雷器。2、拉、合空载母线。3、拉、合电网没有接地故障时的变压器中性点。4、拉、合经断路器或隔离开关闭合的旁路电流。拉、合3/2断路器结线方式的母线环流。5、户外垂直分合式三联隔离开关

10、，拉、合电压在20千伏及以上励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。6、10千伏户外三联隔离开关，拉、合不超过15安培的负荷电流。7、10千伏隔离开关，拉、合不超过70安培的环路均衡电流。8、未经计算，不得用500千伏隔离开关进行拉合母线和短线操作。9、禁止用隔离开关向500 千伏母线充电，严禁用隔离开关拉、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3.6节 变压器操作第248条 变压器并联运行的条件：1、结线组别相同2、电压比相等（允许相差5%）3、短路电压相等（220千伏及以下电压级允许相差10%，500千伏电压级允许相差5%）若电压比或短路电

11、压不相等，在任何一台变压器不过载的情况下可以并联运行。第249条 变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。停电时，先停负荷侧，后停电源侧。500千伏变压器一般在500千伏侧停（送）电，在220千伏侧解（合）环或解（并）列。第250条 大电流接地系统中变压器投、退时，应保证中性点的运行方式正确：1、拉、合变压器110千伏及以上电压级断路器时，操作侧的中性点应接地。2、倒换变压器接地中性点时，应先合上待投中性点接地隔离开关后再拉开待退中性点接地隔离开关。3、变压器高（中）压侧断路器断开时，该侧中性点应接地。第251条 倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许

12、退出需停运变压器。第252条 500千伏线路高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，投停操作应在500千伏线路冷备用或检修状态下进行。第3.7节 母线操作第253条 母线倒闸操作时，应考虑对母差保护的影响和二次回路相应的切换，各组母线电源与负荷分布是否合理，应尽量避免在母差保护退出的情况下进行母线倒闸操作。第254条 母线停电或母线电压互感器停电时，应防止电压互感器反送电和保护装置的误动。第255条 恢复双母线运行时，受令单位应按调度预先规定的双母线正常结线倒闸（如有特殊要求值班调度员应在操作前下达）。第256条 母线倒闸操作时，值班人员应防止断路器断口电容与电磁式电压互感器

13、发生铁磁谐振。发生铁磁谐振时通常会出现电压互感器响声异常、母线电压1相或2相升高、电压互感器开口三角形电压升高等现象，应立即采取改变一次接线方式、切断谐振回路电源等措施破坏谐振条件。第257条 避免220千伏母线与110千伏母线同时出现单母线运行方式（单母线接线方式除外）。第3.8节 冲击合闸操作第258条 新建、改建、扩建和大修竣工后的输变电设备在投运前，进行冲击合闸应注意下列问题：1、被冲击设备无异状。2、冲击合闸断路器保护应可靠投入，断路器遮断容量满足要求，切断故障电流次数未超过规定。3、冲击合闸断路器的自动重合闸装置在退出位置。4、变压器或线路串变压器冲击时，变压器的中性点应可靠接地。

14、5、应防止发电机自励磁和空载线路末端电压升高超过允许值。6、应防止系统稳定破坏。7、新设备冲击次数：变压器、消弧线圈、电抗器为5次，线路、电容器、母线等为3次。8、大修后设备冲击次数：更换了线圈的变压器、电抗器、消弧线圈为3次。第259条 新建、改建220千伏及以上的输电线路，冲击合闸后应核对相位，核对无误后方可继续进行其他操作。第3.9节 零起升压操作第260条 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，保护均可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。第261条 零起升压线路的保护完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出，线路自动重合闸退出。第262

15、条 变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。变压器中性点应可靠接地。第263条 零起升压回路系统应与正常运行系统有明显断开点。母线进行零起升压时，应采取措施防止母差保护误动。第3.10节 线路操作第264条 线路停电的操作顺序为拉开断路器、线路侧隔离开关、母线侧隔离开关，拉开可能向该线路反送电设备隔离开关或取下其熔断器（保险）。复电时，操作顺序相反。第265条 只有在线路可能受电的各侧都有明显断开点时，才允许将线路转为检修状态。第266条 检修后相位可能变动的线路应核对相位。第267条 线路停、送电时，送、受侧操作顺序：1、发电厂与变电站间联络线停电时，一般先停发电厂侧，后停变电站侧。复电时，操作顺序相反。2、220千伏电压级单供线路和110千伏及以下电压级线路停电时，一般先停受电侧，后停送电侧。复电时，操作顺序相反。3、发电厂间联络线、变电站间联络线停、复电操作时，送电侧和受电侧可不分先后。第3.11节 融冰操作第268条 串于融冰回路断路器的保护，除指定投入的保护外，其它保护在融冰时退出。第269条 融冰回路的安全自动装置（含重合闸）在融冰时退出。第270条 专供融冰电源的发电机，其强励及自动调整励磁装置均应退出。