浙江省电力公司文件 浙电调〔2009〕1416号   关于颁发新版《浙江省电力系统调度规程》的通知   公司系统各单位,公司本部各部门（中心）,各发电公司（厂）： 

为适应电网的不断发展和调度关系的新变化，根据规范化、标准化、流程化的工作要求，结合浙江省电力系统的实际，对2003年版《浙江省电力系统调度规程》（以下简称《调规》）进行了修订，形成新版《调规》，现随文颁发。新《调规》自2010年1月1日起执行，原2003年版《调规》同时作废。

各单位、各部门和各发电公司（厂）要认真组织新《调规》的宣贯培训工作，使全省各生产运行人员掌握新《调规》修编的基本原则、重点内容和相关要求，在工作中执行好新《调规》；同时按照新《调规》的内容要求，结合实际，对有关规程进行梳理完善。在贯彻执行新《调规》过程中遇到的问题，请及时反馈到浙江电力调度通信中心。

附件： 浙江省调度规程2009年修订【发文】 

二〇〇九年十一月十八日　　　　

主题词： 能源　调度　规程　浙江　通知 　抄送： 华东电力调度中心 　浙江省电力公司办公室 2009年11月18日印发　    

浙江省电力系统

调度规程

浙江省电力公司

二○○九年十月

本规程审批程序

　　批准：费圣英

　　审定：陈安伟、李海翔、朱松林

　　朱卫平、程极盛

　　审核：李继红、叶大革、戴  彦

　　吴秋晗

　　修编：陆春良、郭  锋、倪秋龙

　　吴  臻、刘  军、陈利跃

　　黄红兵

前  言

　　为了适应电网的不断发展和调度关系的变化情况，结合浙江省电力系统的实际和管理规范化、标准化的要求，依据《电网调度管理条例》特对2003年版《浙江省电力系统调度规程》（简称2003年版《调规》）进行修订。本规程明确了省、地、县三级电力调度机构的职责，增加了对监控中心、集控站的调度管理和OPGW光缆本体和自动化系统及其设备的检修工作原则等内容，对电网年度运行方式管理和调度、运方、继电保护、通信、自动化运行管理也提出了新的要求。

　　考虑到本规程使用的时效性，“浙江电网调度范围明细表”和“浙江220千伏电网继电保护调度检修运行规定”将适时修订颁发，因此，未将其作为规程附录编入。

　　本规程在修订过程中，得到了公司系统各级管理部门和有关工程技术人员的大力支持和帮助，提出了许多宝贵意见，在此表示衷心感谢。

　　本规程自2010年1月1日起执行，原2003年版《调规》同时作废。

　　本规程的附录A、附录B、附录C及未编入的“浙江电网调度范围明细表”和“浙江220千伏电网继电保护调度检修运行规定”是标准的附录。

　　本规程由浙江省电力公司提出。

　　本规程主要修编部门：浙江电力调度通信中心。

　　本规程解释权属浙江省电力公司。

目  录

1  适用范围………………………………………………（1）

2  引用标准………………………………………………（1）

3  总  则…………………………………………………（2）

4  调度机构职责…………………………………………（4）

5  调度管理制度…………………………………………（11）

6  调度管辖范围…………………………………………（14）

7  电网运行方式编制和管理……………………………（16）

8  发输变电设备检修管理………………………………（23）

9  新扩建工程投运和相关设备退役的调度管理………（26）

10  电网频率调度管理 …………………………………（29）

11  电网电压调度管理 …………………………………（32）

12  电网稳定管理 ………………………………………（37）

13  黑启动方案编制原则 ………………………………（40）

14  倒闸操作制度 ………………………………………（44）

15  电网事故处理 ………………………………………（54）

16  电网继电保护与安全自动装置调度管理 …………（77）

17  电力通信管理 ………………………………………（87）

18  调度自动化管理 ……………………………………（96）

19  水库调度管理………………………………………（109）

附录A  浙江电网调度术语……………………………（112）

附录B  浙江电网操作术语……………………………（125）

附录C  浙江省调操作任务的形式及其内容…………（131）

浙江省电力系统调度规程

1  适用范围

　　本规程（标准）规定浙江省电力系统运行、操作、事故处理及有关调度管理的内容与要求。

　　本规程（标准）适用于浙江省电力系统内所有发、供、用电单位以及其他有关单位。

2  引用标准

　　下列标准所含的条文，通过在本标准中的引用而成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应研究使用下列标准最新版本的可能性。

《中华人民共和国安全生产法》                 ——2002

《中华人民共和国电力法》                     ——1995

《电网调度管理条例》                  国务院——1993

《电力监管条例》                      国务院——2005

《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）

　　                              国家电网公司——2009

《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）

国家电网公司——2009

《国家电网公司电力生产事故调查规程》

                                国家电网公司——2005

《电力系统安全稳定导则》           国家经贸委——2001

《微机继电保护装置运行管理规程》   ——DL/T587—2007

《电网调度自动化系统运行管理规程》  ——DL/T516—2006

《电力系统通信管理规程》             ——DL/T544—94

《电力系统微波通信运行管理规程》     ——DL/T545—94

《电力系统载波通信运行管理规程》     ——DL/T546—94

《电力系统光纤通信运行管理规程》     ——DL/T547—94

《电力系统通信站防雷运行管理规程》   ——DL/T548—94

《关于加强电力系统管理的若干规定》     能源部——1988

《华东电力系统调度规程》     华东电力集团公司——1993

《电力二次系统安全防护规定》

国家电力监管委员会令5号——2005

《节能发电调度办法实施细则（试行）》

　　  发改能源〔2007〕3523号

《电网运行规则（试行）》

　　国家电力监管委员会令22号——2006

《电网运行准则（试行）》          ——DL/T 1040—2007

3  总  则

3.1 电力系统是电力生产、流通和使用的系统，电力系统是由包括发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施等各个环节（一次设备）以及为保证上述设施安全、经济运行所需的继电保护、安全自动装置、电力计量装置、电力通信设施和电力调度自动化等设施（二次设备）所组成的整体。通常把发电和用电之间属于输送和分配的中间环节称为电力网，简称电网。由于电力生产与消费具有同时性、瞬时性等特点，因此，电力系统必须实行统一调度、分级管理的原则。电力系统的有关各方应协作配合，以保证电力系统的安全、优质、经济运行。

3.2 电网调度系统包括各级调度机构和并网运行的发电厂、监控中心、集控站、变电所等运行值班单位。电网调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，浙江电网调度机构分三级，依次为浙江电力调度通信中心（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县调）。

3.2.1 各级调度机构应设立与之相适应的调度、运行方式、继电保护、通信和调度自动化等专业部门，配置适当的专职人员，并根据电网发展需要增设相关专职人员。各发电厂应有负责调度运行工作的职能部门，配置与调度机构相适应的专职人员。

3.2.2 各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度管理。网内发电厂、监控中心、集控站、变电所的运行单位应服从所属调度管辖的调度机构的调度管理。

3.3 省调是浙江电网运行的组织、指挥、指导、协调以及电网操作与事故处理的职能管理部门，是浙江电网的电力调度指挥中心、电力通信的监控中心和电网运行实时信息监控处理中心。

3.4 本规程是浙江省电力系统运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程。浙江电网调度系统人员须全面熟悉本规程；各相关单位的生产领导、生技、检修、继电保护、通信、自动化等有关人员，应熟悉并遵守本规程的有关部分。各级安监人员应熟悉本规程有关部分并监督对本规程的执行。

3.4 在执行本规程中，若发现与上级调度机构有关规定不一致的情况，应及时报告省调，由省调协调解决。

3.5 本规程由浙江省电力工业局、浙江省电力公司负责修订、解释。

4  调度机构职责

4.1 主要职责

4.1.1 保证电网安全稳定运行，按照电网运行客观规律和相关规定保证电网连续、稳定、正常运行，使电能质量符合国家规定的标准。

4.1.2 按照最大范围资源优化配置的原则，实现优化调度，充分发挥发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

4.1.3 按照国家法律、法规及相关规程、规定，依据相关合同或协议，维护各方的合法权益。

4.2 省调主要职责

4.2.1 接受国调、网调的调度指挥和专业管理。

4.2.2 负责对浙江电网调度系统实施专业管理和技术监督； 4.2.3 负责指挥浙江电网的安全稳定运行，负责直接调度管辖系统的运行操作和事故处理。

4.2.4 负责浙江电网短期、实时交易的组织实施。

4.2.5 负责指挥浙江电网调频、调峰及电压调整，积极配合国调、网调对特高压站调压。

4.2.6 负责组织编制并执行浙江电网年度运行方式，编制并执行直接调度管辖系统的年、月、日运行方式和节日、特殊时期运行方式，核准下级电网与本网相联部分的电网运行方式，执行网调下达的省级电网间联络线运行方式。

4.2.7 负责编制直接调度管辖系统的月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责督促、调整、检查、考核；执行网调下达的省级电网间联络线月、日送受电计划。

4.2.8参与编制浙江电网统调及许可设备年度检修计划，负责编制统调及许可设备月度检修计划，受理并批复直接调度管辖及许可调度设备的日检修申请，执行上级调度机构下达的检修计划及批复的检修工作。

4.2.9 负责浙江电网的安全稳定管理，组织稳定计算，编制浙江电网安全稳定控制方案，参与事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施。

4.2.10 负责浙江电网经济调度管理及统调系统网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施。

4.2.11 负责浙江电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化系统的资源管理和运行管理。

4.2.12 负责直接调度管辖系统及上级调度授权的继电保护整定计算。  

4.2.13 负责直接调度管辖水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系。

4.2.14 负责调度管辖范围内燃煤电厂电煤供、耗、存等各类信息的统计，定期报送到国调；掌握调管范围内燃煤电厂的设计煤种、供煤方式、最大厂存等综合情况；积极与当地政府主管部门及上级调度相关机构沟通协调，及时汇报情况，协调电煤供应。

4.2.15 受理并批复新建或改建统调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。  

4.2.16 参与浙江电网的远景规划、工程设计的审查。

4.2.17 负责制定和执行全省调度自动化、通信等二次系统发展总体规划，审查、批准全省范围内主要的调度自动化、通信工程项目计划，组织实施有关调度自动化、通信工程建设。

4.2.18 组织全省调度系统安全性评价工作，参与全省调度自动化、通信系统事故的调查、分析。

4.2.19 负责审核和批准调度管辖范围内调度自动化、通信系统的检修申请。

4.2.20负责制定和执行调度管辖范围内二次系统安全防护方案；监督并指导下级调度和调度管辖的发电厂二次系统防护方案的编制与实施。

4.2.21 参与签订统调系统的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议。

4.2.22 负责统调系统厂站值班员的调度业务培训及考核工作。

4.2.23 行使政府、省级电网公司及国调、网调赋予的其它职责。

4.3 地调主要职责

4.3.1 接受省调的调度指挥和专业管理。

4.3.2 负责对所辖电网调度系统实施专业管理和技术监督；贯彻执行上级调度机构颁发的各种规程、规章和制度。

4.3.3 负责指挥所辖电网的安全稳定运行，负责地调直接调度管辖系统的运行操作和事故处理。

4.3.4 负责指挥所辖电网调频、调峰和调压，使电能质量指标符合国家规定的标准。

4.3.5 负责编制并执行所辖电网的年度运行方式，编制并执行地调直接调度管辖系统的年、月、日运行方式和节日、特殊时期运行方式，核准下级电网与本地区电网相联部分的电网运行方式。

4.3.6 负责所辖电网负荷预测工作，编制地区日负荷预测曲线，执行省调下达的用电指标；编制各地方电厂发电计划，并下达执行，并负责督促、调整、检查；制定并执行所辖各县、市（区）局的用电计划。

4.3.7对调度范围内设备的检修实行统一管理，参与制订调度管辖范围内设备的年度、月度检修计划，受理并批复管辖及许可调度设备的日检修申请；执行上级调度机构下达的检修计划及批复的检修工作。

4.3.8 负责所辖地区电网的安全稳定校核和网损、无功平衡计算工作；参与事故分析，提出改善系统安全稳定的措施，并督促实施。

4.3.9 负责地调直接调度管辖的继电保护和安全自动装置以及通信、调度自动化系统的资源管理和运行管理。

4.3.10负责所辖电网继电保护整定计算，制定和执行地调直接调度管辖系统的继电保护整定方案。

4.3.11 负责编制本地区电网各种年报、月报、日报运行数据的统计及分析工作，并定期上报省调。

4.3.12受理并批复地调直接调度管辖的新设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

4.3.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计（包括新、扩、改建工程）审查。

4.3.14 参与所辖地区电力通信、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，执行省公司下达的年度建设、技改和大修计划。

4.3.15 参与签订并入地区电网运行的地调直接调度管辖的电厂及大用户的调度（并网）协议，并严格执行。

4.3.16 负责审核和批准调度管辖范围内调度自动化、通信系统的检修申请。

4.3.17组织所辖电网调度系统安全性评价工作，参与所辖电网一、二次系统事故的调查、分析。

4.3.18负责所辖电网二次系统防护方案的实施；监督并指导下级调度和调度管辖的发电厂二次系统防护方案的执行。

4.3.19 参与制定本地区电网事故限电序位表，经主管部门审核并报本级人民政府批准后执行。

4.3.20 负责本地区电网调度系统值班人员的业务指导和培训。

4.3.21 领导下级调度工作并对有关调度业务进行技术指导。

4.3.22 行使本地区政府、电力（业）局及省调赋予的其它职责。

4.4 县调主要职责

4.4.1 接受地调的调度指挥和专业管理；贯彻执行地调及上级有关部门颁发的各种规程、规章制度。

4.4.2 合理安排系统运行方式，负责县调直接调度管辖系统的运行操作和事故处理；参加事故分析，制订提高系统安全运行的措施。

4.4.3负责编制并执行电压控制点、监视点的电压曲线，配合地调调整系统内各处供电电压，保证系统电能质量。

4.4.4负责编制并执行所辖电网的年度运行方式，编制并执行县调直接调度管辖系统的年、月、日运行方式和节日、特殊时期运行方式。

4.4.5配合地调做好所辖电网负荷预测工作，编制日负荷预测曲线；做好有序用电工作，执行地调下达的用电指标；负责县调直接调度小水（火）电的出力控制和发电计划执行。

4.4.6对调度范围内设备的检修实行统一管理，参与制订调度管辖范围内设备的年度、月度检修计划，负责受理并批复管辖及许可调度设备的日检修申请，并安排停电检修计划、编制运行方式和操作程序。

4.4.7对调度范围内设备的检修实行统一管理，审批停（复）役申请单、安排停电检修计划、编制运行方式和操作程序。

4.4.8 参加拟订降损措施，调整县调直接调度管辖系统的经济运行方式，完成网损指标。

4.4.9对县调直接调度管辖的电力通信、调度自动化系统负责资源管理和运行管理；对非直接管辖的上述设备和装置负责技术指导。

4.4.10对县调直接调度管辖的继电保护和安全自动装置负责整定计算和运行管理，对委托县调调度管辖的继电保护和安全自动装置负责整定计算，对其他的继电保护和安全自动装置负责技术监督。

4.4.11负责编制本地区电网各种年报、月报、日报运行数据的统计及分析工作，并定期上报地调。

4.4.12受理并批复县调直接调度管辖的新设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

4.4.13参与审核所辖电网的远景规划，参与电网工程设计审查。

4.4.14参与县级电网电力通信、调度自动化和继电保护及安全自动装置规划的编制工作，执行省公司、地区局下达的年度建设、技改和大修计划。

4.4.15 参与签订并入县级电网运行的县调直接调度管辖小水（火）电厂和35千伏用户变及双电源供电无闭锁装置的10千伏专线用户的调度协议。

4.4.16 参与制定所辖电网事故限电序位表，经主管部门审核并报县级人民政府批准后执行。

4.4.17负责审核和批准调度管辖范围内调度自动化、通信系统的检修申请。

4.4.18负责所辖电网二次系统防护方案的实施，监督并指导调度管辖的发电厂二次系统防护方案的执行。

4.4.19 负责县级电网调度系统值班人员的业务培训及考核工作。

4.4.20 行使县级政府、供电局及地调赋予的其它职责。

5  调度管理制度

5.1  凡并（接）入电网运行的发电厂和变电所，均应服从电网的统一调度管理，严肃调度纪律，服从调度指挥，以保证调度管理的顺利实施。电力调度机构按相关合同或协议对发电厂、监控中心、集控站和变电所进行调度管理。

5.2  发电厂、变电所要求并（接）入电网运行时，应事先向相应的电力调度机构提出并网申请，签订并网协议（包括调度协议），完成有关各项技术措施（如运行方式要求，满足电网安全稳定要求的继电保护及安全自动装置、通信和自动化设备等），具备并网条件者方可并网，否则电力调度机构可拒绝其并网运行，以免影响电网的安全、优质和经济运行。监控中心、集控站启用前，应向相应的电力调度机构提出启用申请，经专业验收合格，并得到批复后，方可投入运行。

　　变电所无人值班是现代化电网变电运行管理的发展趋势。监控中心（含操作站）或集控站是无人值班变电所变电运行管理的衍生机构，各级电力调度机构应根据有关规定对其进行调度管理。

5.3  省调值班调度员在其值班期间是浙江电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定的调度管辖范围行使指挥权，并接受上级调度值班调度员的指挥。省调值班调度员应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。

　　省调值班调度员发布的调度指令，地调（含大用户的电力调度）、发电厂、监控中心、集控站及变电所的受令人应立即执行。如受令人在接到省调值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向省调值班调度员汇报，由省调值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当省调值班调度员重复其指令时，受令人原则上应执行。但当执行该指令确将威胁人身、设备或电网安全时，受令人应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告省调值班调度员和本单位的直接领导。

　　如有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令人和允许不执行该指令的领导人负责。决不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报和隐瞒事实真相的现象发生。一经发现，省调应立即组织调查，将调查结果报请浙江省电力行政主管部门和相应的电力监管机构予以严肃处理。

5.4  凡属省调直接调度管辖的设备，未经省调值班调度员的指令，各有关单位不得擅自进行操作或改变其运行方式（对人身或设备安全有严重威胁者除外，但应及时向省调值班调度员报告）。

　　凡属省调许可范围内的设备，各有关单位应得到省调值班调度员的许可后，才能进行改变其运行状态的操作。

　　对于电网其他辅助设施、设备、系统、通道或者回路，不作为直接调度设备，省调值班调度员应以是否影响直调一、二次设备的正常运行为原则进行调度管理。涉及OPGW光缆本体和自动化系统及其设备运行的投入、退出的操作工作，应按照相关流程和规定执行，参见本规程电力通信管理、调度自动化管理部分。

5.5 各级调度和各厂、站值班运行人员应严格履行交接班手续。各地调值班调度员、发电厂、监控中心、集控站、变电所值长在接班后应主动向省调值班调度员汇报地区网内对主网运行有影响的操作、试验、工作和主要设备的运行状况（含设备异常和缺陷）等；省调值班调度员在接班后，也应向各运行值班人员通报电网内的有关情况。省调值班调度员在听取各运行单位的接班汇报后，把全省的运行情况综合后向华东网调值班调度员汇报。

5.6  当省调管辖范围内的设备发生异常运行情况时，地调、发电厂、监控中心、集控站和变电所的值班运行人员应立即报告省调值班调度员。省调值班调度员应及时采取相应措施，做好记录并向有关领导汇报。

　　各地调、发电厂和变电所还应按信息浙江电网调度系统重大事件汇报制度的有关规定，及时向省调值班调度员汇报相关事故情况。

5.7  在进行调度业务联系时，各级调度运行人员应使用普通话、浙江电网调度术语（见附录A）和浙江电网操作术语（见附录B），互报单位、姓名，严格执行发令、复诵、录音、监护、记录和汇报制度。受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达发令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已经执行完毕。

5.8  省调值班调度员应由具有较高专业技术素质、工作能力、心理素质和职业道德的人员担任。调度员在上岗值班之前，应经过培训、考核、考试并取得合格证书，经省调负责人审查，省公司批准后方可正式上岗值班，并书面通知各有关单位。

5.9 浙江电网调度系统各级调度、运行人员必须持证上岗。省调应对地（县）调调度员、发电厂和变电所的运行人员定期组织各类调度业务技能培训。

6  调度管辖范围

6.1  为使电网调度机构能有效地指挥电网的运行和操作，保障电网安全、优质、经济运行，本电网内所有发供电环节的主要设备均应列入调度管辖范围。

6.2  调度范围划分基本原则如下：

6.2.1  属省调调度的发电厂按机组容量大小划分为两种形式，即：直接调度电厂和间接调度电厂。

6.2.1.1  直接调度电厂，指发电厂的并网运行直接由省调调度管理。其范围为：

1)        火电厂（含燃油、燃气厂）单机容量在5万千瓦及以上或者总装机容量在10万千瓦及以上；

2)        水电厂（含抽水蓄能电厂）总装机容量在5万千瓦及以上；

3)        电网经营企业直属的电厂；

4)        其它认为应由省调直接调度的电厂。

6.2.1.2  间接调度电厂，指发电厂的并网运行由地调调度管理，但机组运行方式应得到省调许可，在电网事故等紧急情况下，省调可直接下达指令。其范围为：

1)        火电厂（含燃油、燃气厂）单机容量在2.5万千瓦及以上或全厂总装机容量在5万千瓦及以上；

2)        水电厂（含抽水蓄能电厂）单机容量在2万千瓦及以上或者总装机容量在4万千瓦及以上。

6.3  直接调度电厂的发电机（发电机变压器组）、汽轮机、水轮机、锅炉由省调调度。辅机或发电厂220千伏以下联络线停役影响机组出力时需经所属调度许可。

6.4  除网调调度管辖的无功补偿设备外，接入220千伏变电所、发电厂的调相机、静止补偿器属省调调度。

6.5  500千伏电网属网调调度。

6.6  发电厂、变电所220千伏母线及线路（除网调调度电厂至主电网相关联络线及母线外）、110千伏重要联络线属省调调度；对主电网影响较大的母线及线路由网调许可。

6.7  发电厂、变电所110千伏母线及线路（除发电厂至220千伏重要变电所间联络线及其母线属省调调度外）属地调调度。

6.8  发电厂220千伏主变属省调调度。

6.9  变电所220千伏主变属地调调度、省调许可，其220千伏分接头和220千伏中性点接地方式属省调许可。

6.10  高压启备变、厂（所）用变属厂（所）值长调度。

6.11  发电厂110千伏及以下主变一般由发电厂值长调度，其110千伏中性点接地方式属地调许可；带有地区负荷的110千伏主变属地调调度。

6.12  110千伏及以下电网原则上由地调确定调度范围。

6.13  各级调度分界点设备均为上一级调度的许可设备。

6.14  各级调度范围的划分应以调度主管单位批准的文件明确。

7  电网运行方式编制和管理

7.1  根据浙江省电力公司（以下简称省公司）有关部门提供的生产计划，包括发用电平衡预计、购电量计划，送受电计划，燃料供应计划，设备检修计划，新设备投产计划等，结合电网技术要求，省调进行综合平衡，编制年度、季度、月度、周和日运行方式及其它特殊运行方式，以保证电网的安全、优质、经济运行。

7.2  浙江电网的年度、季度、月度、周运行方式和其它特殊运行方式，须经省公司批准；日运行方式由省调负责人批准，并报华东网调。上述各种方式的内容如涉及华东电网主电网时，应事先征求网调的意见，并按网调的规定执行。

7.4  各级调度机构应按照上级调度机构的要求做好负荷预测工作，努力提高负荷预测准确率。负荷预测应结合本地电网的运行特点，并考虑气象、国民经济、重大事件、重要活动、节假日等非电网因素对负荷的影响。    

7.5  为进一步提高电网运行方式编制水平，电力调度机构应积极开展以下负荷预测的研究及应用工作：

7.5.1  日负荷预测：预测次日日负荷曲线。

7.5.2  周负荷预测：预测次日至第8日每天的日负荷曲线。

7.5.3  月负荷预测：预测后下月每旬（周）的工作日、休息日、节假日典型负荷曲线及最高负荷、最低负荷、平均负荷。

7.5.4年负荷预测：预测后12个月每月的工作日、休息日、节假日典型负荷曲线及月最高负荷、最低负荷、平均负荷。

7.5.5  超短期负荷预测：对未来5分钟、10分钟和15分钟的负荷预测。

7.5.6 母线负荷预测：预测次日至第8日每天的系统所有母线有功负荷曲线和无功负荷曲线。

7.6  电网年度运行方式编制和管理

7.6.1  各级调度机构应在每年年底前完成次年所辖电网年度运行方式的编制工作，并在每年3月底前下达当年年度运行方式。浙江电网年度运行方式的编制应遵循《国家电网公司电网年度运行方式编制规范》（调运〔2009〕169号）；地区电网年度运行方式的编制应遵循《浙江省地区电网年度运行方式编制规定》（Q/ZDJ 85—2007）。

7.6.2  省调编制的浙江电网年度运行方式应包括下列内容：

1)       上一年度电网运行情况总结（包括上一年新设备投产情况、生产运行情况分析、安全运行状况等）；

2)       全省电力需求预测及电力电量平衡，包括：全年用电情况预测、电力电量平衡预计、系统调峰情况预测等；

3)       电网新设备投产情况及重要基建、改建计划；

4)       电网主要电气设备检修计划和机组检修计划；

5)       水电厂水库运行方式；

6)       电网短路电流及抑制短路电流措施实施计划；

7)       典型潮流图以及电网运行情况评估；

8)       电压运行情况和网损情况预计；

9)       电网安全稳定分析结论：含静态安全分析、暂态稳定分析、静态电压稳定、小扰动稳定分析等；

10)    电网安全稳定装置和低频低压减负荷装置配置计划；

11)    提高电网输送能力及打开电磁环网工作计划；

12)    电网安全运行存在的问题及建议采取的措施；

13)    未来二～三年电网安全稳定运行展望；

14)    下级电网年度运行方式概要

除以上内容外，以下内容以单项专题报告的形式提出：

15)    电网稳定运行规定；

16)    电网短路容量表；

17)    线路输送限额表；

18)    电网事故限电序位表及紧急拉停220千伏主变名单。

7.6.3  为编制下一年度运行方式，各发电厂及各地调应于本年度的10月15日前将有关资料提供或报送省调，并在下一年度的1月10日前对有关的年度实绩数据更新后重新报送。

7.6.3.1  发电厂应提供：

1)       发变组运行规范数据（含发电机和变压器参数、最大及最小技术出力、发电机进相运行能力等）；

2)       上一年度机组运行情况统计（含全厂发电利用小时、机组进相运行情况统计等）；

3)       火电厂机、电、炉检修计划及分月发电安排建议；水电厂水务管理、检修计划及分月发电安排建议；

4)       上一年度电厂机组励磁系统、PSS、进相等相关试验结论。

7.6.3.2  地调应提供：

1)       上一年度地区电网运行情况及存在问题分析；

2)       截至上一年年底输变电设备规模以及已投产线路、变压器参数；

3)       上一年度220千伏及以上输变电工程投产情况以及本年度计划投产的220千伏及以上输变电工程项目；

4)       地区最大负荷、年用电量预计；

5)       上一年各厂站最大负荷实绩以及本年度各厂站夏季高峰、低谷负荷预计；

6)       地区电业电容器、用户电容器、并补电抗器统计以及无功补偿设备的增容计划；

7)       小电源大、小方式等值阻抗、发电厂主变中压侧的等值阻抗；

8)       地区所有500千伏和220千伏线路同杆并架情况；

9)       主变N-1问题预计；

10)    地区电网安全自动装置统计表；

11)    地区电网主要问题及对策分析；

12)    年底地区110千伏及以上电网接线图。

7.6.4  下级调度在年度方式编制工作中应加强和所属上级电网年度运行方式的协调工作，确保各级调度年度运行方式协调一致。下级电网年度运行方式应上报上级电网备案。

7.6.5  各级调度应在年度方式正式下发后，做好年度方式宣贯和执行跟踪工作，确保年度方式得到准确、有效的执行。

7.6.6  各级调度应加强对电网运行方式的后评估工作，及时评估措施的实施效果，分析总结存在的问题和差距，改进和完善电网运行方式工作。

7.7  浙江电网季度（月度、周）运行方式应包括下列内容：

7.7.1  主要发、输、变电设备检修计划表；

7.7.2  全省及各电厂月度发电量调度计划表；

7.7.3  全省及各电厂可调出力，计划出力表；

7.7.4  主要新设备投产计划表。

7.8  为编制季度（月度、周）运行方式，有关单位应按规定的时间向省调提供有关资料。

7.8.1  季度运行方式：各地区局和发电厂应于每季最后一个月向省调提供下一季度的运行资料，省调负责编制季度运行方式，并于季前一个月的月底以省公司文件下达。

7.8.2  月度运行方式：各地区局和发电厂应于每月8日前向省调提供下个月的运行资料，省调负责编制月运行方式，并于月底前以省公司文件下达。

7.8.3  周运行方式：要求各地调和发电厂应于每周三前向省调提供下周的运行资料，省调负责在每周五前完成下周运行方式的编制。

7.9  浙江电网日运行方式应包括以下内容：

7.9.1 全省及各地区预计负荷曲线及全日用电量（峰、谷电量）。

7.9.2 全省及各电厂有功出力曲线，峰谷发电量，机炉运行、检修、备用及开停机时间。

7.9.3 省际电力交换曲线和全日交换电量（峰、谷电量）。

7.9.4 已批准的设备检修停、复役申请单，继电保护与安全自动装置方式，以及薄弱环节的反事故措施。

7.9.5 系统接线变化，稳定限额，电压、潮流等控制要求。

7.9.6 水电厂水库日调度计划。

7.9.7 其他应说明的事项。

7.10  为提高日运行方式的编制质量，各地调应充分重视并认真编制日负荷预计曲线和母线负荷预测曲线，并按规定上报省调。地调在编报日负荷预计曲线时应充分考虑各种影响负荷的因素，并对本地区内的非统调地方电厂按规定进行发电调控。

7.10.1  地调应于10：00前编制完成日负荷预计曲线，并上报省调。

7.10.2  省调在收集地调上报的日负荷预计曲线后，于15:00前将审核后的日负荷预计曲线下达给各地调执行，并以此作为负荷预计准确率的考核依据。

7.10.3 全省和地区日负荷曲线应经过供求平衡及安全稳定校核，若受电网供电能力或安全稳定条件的限制，省调将根据电网情况对各地调编制的日负荷曲线提出控制要求（如最高、最低负荷限制等）。各地调应根据省调要求尽快对日负荷预计曲线进行修改，并再次上报省调。

7.10.4 日发电计划应经过安全校核，若发现安全约束问题，应对计划重新调整直至消除潮流越限。

7.11 在日运行方式执行过程中，省调值班调度员有权根据电网需要修改和调整发电厂计划出力曲线和设备检修停役计划。

7.12  在节日或电网接线方式有重大变化时，省调及各地调应编制节日或特殊运行方式，必要时可召集有关单位一起研究。节日或特殊运行方式的内容应包括：主要设备停役计划和电气接线的变化情况，有功、无功功率平衡计划，潮流控制和安全稳定措施，继电保护及安全自动装置的调整及特殊保电要求等。

    为编制节日（特殊）运行方式，各地区局和发电厂应于该方式出现前20天将有关情况书面报告省调，如涉及华东网调调度的设备，有关单位应于该方式出现前一个月将有关资料报省调，省调于节前25天转报华东网调。节日运行方式一般于节日前5天以省公司文件下达，特殊运行方式一般于该方式出现前5天下达。

7.12.1  地区局上报内容：

1)        设备检修（试验）计划；

2)        该方式期间每日2:00、9:00、14:00、19:00（20:00）预计负荷。

7.12.2 发电厂上报内容：

1)        设备检修（试验）计划；

2)        该方式出现期间机组可调出力，及最低技术出力；

3)        厂内燃料储备情况。

8  发输变电设备检修管理

8.1  设备检修分计划检修和临时检修。计划检修指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验等。临时检修指非计划性检修，即未列入或无法列入月度检修计划和节日检修计划的检修项目。计划检修分年度、季度、月度、周和节日检修四种。设备停役的各类计划、停役申请书及相关资料，按调度关系归属逐级上报、逐级批复。

8.2各地区局和发电厂应于每月8日前向省调报送下个月的设备检修计划。

8.2.1月度检修计划中应包含下月计划检修设备的名称，主要工作内容，设备检修工作的具体日期及其他说明。

8.2.2各地区局应根据省公司生产部制定的年度检修计划，按照设备状态检修原则，统筹考虑基建、技改项目的停电计划，合理安排月度检修计划。若无年度检修计划但必须进行的设备停役，则应事先征得省公司生产技术部同意后再向省调报送月度检修计划。

8.3各地调和发电厂应于每周三前向省调提供下周的设备检修计划。

8.4凡属省调直接调度（包括许可）的一切设备，如需停止运行或退出备用进行检修（试验）时，均应提前向有关调度提交申请。申请书应按《浙江电网设备停役申请填报规范》的要求填写。

　　涉及OPGW光缆本体和自动化系统及其设备的检修工作，应按照相关流程和规定执行，参见本规程电力通信管理、调度自动化管理部分。

8.5  凡属网调和省调直接调度或许可的设备，进行计划检修（试验）时，各地区局和发电厂应在下列时间内将书面申请报送省调。

8.5.1  一般设备的计划检修（试验），检修（试验）单位应提前5个工作日向省调提出申请，省调在设备检修（试验）前1个工作日批复申请单位。

8.5.2  设备检修（试验）将引起运行方式重大变化或影响用户供电时，检修（试验）单位应提前7个工作日向省调提出申请，并同时上报检修（试验）方案，省调在检修（试验）前3个工作日批复申请单位。

8.5.3  节日检修（指元旦、春节、五一、国庆），检修单位应在节前7个工作日向省调提出申请，省调在节前3个工作日批复申请单位。

8.6  发电厂的附属设备或地调调度管辖的有关设备停役检修（试验）将影响发电出力或主网输电能力的，应向省调办理申请手续。

8.7 基建施工单位因施工需要，要求运行设备停役时，应由设备所属的生产单位纳入检修计划，并由设备所属的生产单位向省调办理申请手续。

8.8  输变电设备的带电作业（包括停用重合闸、线路跳闸须经联系后才能强送等）不需要预先提出申请，但应于每次开始作业前征得省调值班调度员的同意后才能进行。带电作业结束后应立即向省调值班调度员汇报。凡需改变电网正常运行方式及电网继电保护方式的一切带电作业，均应办理检修申请手续，经批准后才能工作。

8.9 设备停役检修或试验，虽有申请并经批准，但在停役（试验）前仍应得到省调当值调度员的指令或许可。在省调直接调度的设备上工作，即使无需停役该设备，也应得到省调值调度员的许可。

8.10 已批准停役检修的设备，由于某种原因检修工作不能按计划开工时，应在原定停役时间前3小时通知省调值班调度员更改停役时间。设备检修提前结束，应及时向省调报告复役。设备检修不能如期完工时，应在原计划工期未过半前（对当日开工、计划当日完工又不能按期复役的检修设备，应在计划复役时间前3小时），向省调值班调度员提出延期申请，说明延期原因和时间。重大方式的推迟或延期须经省公司分管领导批准。

8.11  设备检修的起始时间为设备停役操作的开始时间，设备检修的结束时间为设备复役操作的结束时间。设备停役检修需对用户停电者，则应在申请中说明对用户停电的时间。

8.12  临时检修至少应提前2个工作日向省调书面申请。

8.13  省调值班调度员有权批准下列对电网运行方式无明显影响的临时检修：

8.13.1  当天可以完工的设备检修；

8.13.2  收到次日调度计划后，次日可以完工的设备检修；

8.13.3  与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的停役时间，也不能影响原有复役方案）。

8.14 下列情况不作为临时检修考核，但须经省调值班调度员同意：

8.14.1 利用低谷时段进行机炉设备缺陷处理。若对日调度计划出力有影响时，由省调值班调度员修正。

8.14.2与主设备检修配合，不影响电网运行方式和其它发供电设备者（节日检修期间除外）。

8.15  临时检修或设备延期复役虽经省调批准，但安全考核仍由安监部门按有关规定执行。

8.16省调依据《浙江电网输变电设备检修计划管理考核办法》对各地调检修管理工作进行考核。

9  新扩建工程投运和相关设备退役的调度管理

9.1  涉及省调管辖或许可范围的新建和扩建工程项目的设计审查，组织审查的单位或部门应通知省调派员参加。项目设计的有关资料应于审查前提交给省调。

9.2  并网主设备按调度范围划分原则由管辖的调度部门命名。110千伏线路由有关地调按省调划分的编号范围命名，并报省调备案。35千伏及以下设备由管辖的调度部门命名。

9.3  凡属华东网调和省调调度管辖或许可的新建、扩建工程（包括发电厂、变电所、输电线路等），有关单位应按《浙江电网新、扩（改）建输变电设备投产调度管理办法》、《浙江电网新机并网调度服务指南》的要求提供技术资料及设备参数，调度部门负责接入电网运行方式计算、保护整定，安排通信、自动化设备接入方式，并负责编制新设备投产启动（试验）操作方案。

9.4  新建、扩建工程的设备由生产运行单位在设备投产3个月前提出新设备命名的建议报调度部门，调度部门按管辖范围于接到新设备命名建议后1个月内下达正式命名。

9.5  新建、扩建工程加入电网运行时由生产单位在新设备启动前1个月提出新设备加入电网运行申请，并提前两周提供现场运行规程及典型操作票。申请内容包括：启动投产的建议日期，启动试验项目及要求（包括投产设备范围、启动准备工作、启动详细顺序、值班人员名单和启动组织等）。

9.6  工程建设主管部门应于工程投产启动前召集有关单位召开启动预备会，组织讨论工程启动方式；省调于工程投产启动前7天将审批通过的启动操作方案以书面形式发送有关单位，以便各有关单位作好投产启动操作的准备工作。

9.7 省调在新设备投产启动前5个工作日批复新设备投入运行的申请。

9.8  新设备投产启动前必须具备的条件：

9.8.1 发电厂和直接调度用户已取得有关政府部门颁发的法定许可证，满足国家、行业和浙江电网的技术标准和管理规范，完成并网安全性评价，具备并网运行技术条件，涉网设备应经电力调度机构验收合格。

9.8.2 已签定《并网调度协议》。

9.8.3 设备竣工验收结束，质量符合安全运行要求。

9.8.4 设备参数测量完毕（除需在启动过程中测试者外）。

9.8.5 生产准备工作就绪，运行人员考试合格，规程、制度、图纸齐全。

9.8.6 现场新设备已命名，调度关系明确，标记明显。

9.8.7 已按投产要求完成电网继电保护和安全自动装置的配置及整定值调整。

9.8.8 调度通信已开通，且具备两种独立的通道。

9.8.9厂站已按要求完成与各级调度(监控中心、集控站)的调度数据网、EMS系统、电量采集系统及WAMS系统的联调和信息核对。

9.8.10 电能计量关口已经有关部门确定，计量装置齐全、校验合格。

9.8.11 启动范围内的全部设备具备启动条件，并正式向有关调度汇报，启动前设备状态已按调度启动方案调整完毕。

9.9 调度有权拒绝接线、保护不全，或缺少重要调度自动化信息，对电网安全构成潜在威胁的新设备投产启动。

9.10 新设备未经申请批准，或虽经申请批准但未得到各级值班调度员的指令，不得自行将新设备投入电网运行。

9.11 新设备投入电网运行前，有关调度应做好下列工作：9.11.1 在EMS系统、电量采集系统及WAMS系统等自动化系统中生成包含新设备的数据库、参数和画面。

9.11.2 确定运行方式，修订运行管理规定。

9.11.3 调整继电保护和自动装置定值。

9.11.4 确定调度通信、自动化设备调试方案。

9.11.5 修改参数资料。

9.11.6 新设备投入运行前，各级调度有关人员应熟悉现场设备及现场运行规程、运行方式说明并作好电网事故预想。

9.11.7 对新接入电网的发电厂或变电所应互报值班人员名单。

9.12 在新设备启动过程中，应结合相关试验与调度自动化当值值班员进行“信息核实”，并填写核对记录报告。

9.13 发电厂的调度管辖（许可）设备退役时，发电厂应在设备退役前1个月向所辖电力调度机构提出申请，同时应附上政府部门批复的相关文件。设备正式退役后，发电厂应及时与相关电力调度机构办理《并网调度协议》的废止、修改手续。

10  电网频率调度管理

10.1 当浙江电网与华东电网并列运行时，频率调整按照《华东电力系统调度规程》执行。

10.1.1  正常运行频率保持在50赫兹运行，其偏差不得超过±0.2赫兹，在机组一次调频、自动发电控制装置（AGC）投入时偏差不得超过±0.1赫兹。当我省部分电网与华东电网解列运行，孤立运行电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。电钟与标准钟的误差任何时候不得大于30秒，禁止升高或降低系统频率运行。

10.1.2  省调值班调度员应监视好送受电关口，使送受电关口的区域控制偏差（ACE）满足控制性能标准（CPS标准）的要求，如在短时间内无法满足控制性能标准要求时，可采用调整各电厂出力或要求修改送受电计划。

10.2  我省电网与华东电网并列运行时，调频厂由网调确定。担任第一调频厂应保持系统频率在50±0.2赫兹以内，频率超过50±0.2赫兹时，第二调频厂应协助第一调频厂调频，使系统频率恢复至50±0.2赫兹以内。电网内其他发电厂为频率监视厂，当频率超过50±0.2赫兹时，应主动参加调频，直至频率恢复至50±0.2赫兹以内。

10.3  当我省电网与华东电网解列运行时，省调值班调度员可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂负责调整频率在50±0.2（0.5）赫兹范围以内（具体控制见10.1条规定），其他各发电厂当频率超过50±0.2（0.5）赫兹时，应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围内。

10.4  当省内某一地区或某部分电网与主网解列，且区域内第一调频厂的最佳选择对象不是省调直接调度电厂时，省调值班调度员可根据实际情况确定负责领导调频的某一地调。

10.5  担任调频厂的值班运行人员，应认真负责监视频率，保持频率正常。当调频厂已失去调频能力时，调频厂值长应立即向省调值班调度员或负责领导调频的地调值班调度员汇报，值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力，必要时可根据当时系统接线方式和各电厂发电出力，临时指定调频厂或另行采取控制用电负荷等其他调整手段。

10.6  调频厂的选择应按以下原则确定：

10.6.1  应具有增减出力较快的特点，以适应负荷增减速度的需要。

10.6.2  应具有较大调整容量，以满足负荷增减变化量的需要。

10.6.3  当系统中有水电厂时，一般应由水电厂担任调频任务，必要时可由多个电厂共同担任调频厂。

10.6.4  调频厂出力的调整应符合安全和经济运行的原则。

10.6.5  应考虑在电网中的位置及联络网络的送电能力。

10.7  为做好频率调整工作，掌握电网负荷的特性和规律，在华东网调的领导下，要定期地对电网的频率特性进行实测。同时要求网内各机组调速系统的速度变化率（包括水轮机和汽轮机）调整至规定范围之内。

10.8  在电网正常运行时，并网发电机组应严格按调度计划或调度指令发电。发电机组应提供基本辅助服务，包括一次调频、基本调峰等，响应速率及调节范围应符合规定要求。机组的一次调频必须投入，因故不能投入时应得到省调值班调度员的同意。发电厂如有特殊情况，需改变出力时，应事先得到省调值班调度员的同意。省调值班调度员有权修改各发电厂的日调度计划出力曲线，同时亦可根据负荷变化趋势，随时通知变更增减出力的速度，但不应超出现场规程的有关规定。

10.9  为了保证电网频率正常，在编制电网及各发电厂预调度出力计划时，应按华东电网要求留有必要的运行备用容量和低谷压减出力的裕度。

10.10  为加速事故处理，防止电网频率崩溃，电网应装设足够数量的自动低频减载装置。

10.10.1 省调根据华东网调下达的低频减载分配方案编制本省自动低频减载配置方案，并于每年12月底前将下一年度配置方案下发至各市电力（业）局。各地调负责编制本地区低频减载实施方案，并督促相关单位于每年5月底前实施完毕。各地区低频减载控制负荷数量不得低于省调下达的配置计划。

10.10.2 省调、地调在编制所辖电网低频减载方案时，应根据《电力系统自动低频减负荷技术规定》要求，按照所辖电网年度最大用电负荷并考虑不同地区最大负荷同时率安排各轮次减负荷容量，对事故后可能孤立运行的局部电网还须按出力、负荷平衡核算低频减载容量。

10.10.3  省、地调应建立低频减载自动装置运行台帐，并对低频减载实际投运情况进行在线监控。地调应对每月15日规定时刻的各级自动频率减载装置所控制的实际负荷数值进行统计并于每月20日前书面报省调，由省调汇总书面上报网调。省、地调应根据华东网调安排每年定期开展自动低频减载装置投用情况实测工作，并做好实测结果的分析和总结。

10.10.4  自动低频减载装置所控制的负荷应能被有效切除。当自动低频减载装置所控制的线路检修或装置因故停运时，应采取措施保持自动低频减载装置有效切除的负荷总量不减。

10.10.5  若受端系统解列后由于功率缺额过大，小系统频率迅速下降，伴随电压急剧下降的同时，可能造成低频继电器拒动。对此，必要时可在该地区加装低电压减负荷装置。

11  电网电压调度管理

11.1  正常运行的电压调整

11.1.1  为满足电网各级电压质量要求和无功功率合理分布，确保电网安全经济运行，浙江电网各级运行电压的调整和监视由各级调度按调度管理范围分工负责。

11.1.2  省调对所辖调度范围内的220千伏电网运行电压实行统一管理，内容包括：

1)       根据电网220千伏接线和调压能力，确定一定数量的发电厂和装有无功调节手段的变电所母线为电网电压控制点，确定一定数量的220千伏变电所母线为电网电压监视点；

2)       确定电压监视点的规定值和合格范围以及电压控制点的电压控制值；

3)       编制电压控制点每季度的电压曲线；

4)       每月统计并定期分析电压监视点和控制点的母线电压及运行合格率；

5)       分析电网运行中无功电压方面存在的问题，并提出改进意见。

11.1.3  省调编制的季度电压曲线应包含电压规定值、允许偏差范围和电压控制值，并报送网调。

11.1.4  各地调负责编制所属调度范围内电压控制点和监视点每季度的电压曲线，并报送省调。

11.1.5  正常情况下电厂应按下列原则调整母线电压：

1)       高峰负荷时，应按发电机P—Q曲线所规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压控制值的上限运行；

2)       低谷负荷时，应按发电机最高允许力率，降低发电机无功出力，使母线电压逼近电压控制值的下限运行；

3)       轻负荷时，使母线电压在电压控制值上下限之中值运行；

4)       当执行220千伏电压曲线与有地区负荷的110/35千伏电压曲线有矛盾时，可在220千伏母线电压不超出合格范围的前提下，尽量满足110/35千伏母线电压曲线运行。

11.1.6  电压控制点和监视点（简称监控点）的运行值班人员应认真监视和及时调整，使各母线运行电压符合电压曲线要求。

11.1.6.1  发电厂应采取一切可能的措施，保证母线电压不超出上、下限值。当母线电压接近上限时，发电厂机组应采取高功率因数运行，即机组发电功率因数保持在0.98（滞后）以上；有进相能力的电厂，应按省调颁发的电厂进相运行规定执行，采取进相运行。当母线电压偏低接近下限时，发电厂应尽可能地增发无功功率；当母线电压低于下限时，可以采取压部分有功增发无功的措施。

11.1.6.2  发电厂采取进相运行、压有功增发无功措施时，事先应得到省调值班调度员的许可，事后应及时向省调值班调度员汇报，并作好运行记录。当电厂采取了所有可能的措施，母线电压仍超过电压允许偏差范围的上、下限值时，应及时向省调值班调度员汇报，以便在电网更大范围内进行控制和协调。

11.1.6.3  各监视点的运行值班人员也应经常监视有关母线的运行电压，当运行电压超出规定范围时，应立即报告有关调度值班调度员处理。

11.1.6.4  各发电厂参与进相运行的机组、进相运行次数、累计进相时间、单台最大进相深度、全厂累计进相时间等进相运行情况和统计数值、以及因电压过低影响机组有功出力的情况和统计值均应按月统计并按年度上报省调。

11.1.7  省调值班调度员应经常监视和掌握各电压控制点和监视点的运行电压水平，如发现超过电压曲线规定范围时，应按下述原则进行调整：

1)       无功就地平衡原则，首先就地调整发电机无功出力，必要时投切变电所电容器、低压电抗器组，启动备用机组，或建议网调投切500千伏变电所低压电容器、电抗器；

2)       调整带有载分接头主变的分接头位置；

3)       在确保电网安全和稳定运行的前提下，在母线电压允许范围内适当提高或降低送电端母线运行电压；

4)       调整电网接线方式，改变潮流分布。

11.1.8  地调调度管辖的220千伏主变分接头位置的改变应得到省调的许可，投入自动电压闭环控制的有载调压主变分接头位置的调整除外。

11.1.9  省调调度管辖的发电机的励磁调节装置、强行励磁装置应正常投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员的许可。

11.1.10  电网内电容器、低压电抗器组等无功补偿设备应按调度管理范围实行分级管理，其日常投切按有关运行规定执行，退出运行需经值班调度员同意。

11.1.11  浙江电网统调发电厂自动电压控制系统（简称电厂AVC子站）的投运和退出，需经省调值班调度员许可。

11.1.12  地区电网电压无功自动控制系统（简称地区局AVC子站）的接入和退出与浙江电网电压无功自动控制系统（简称省调AVC主站）的联合调节，需经省调值班调度员许可。省调AVC主站系统应能对各子站的投运情况进行在线监视，对投运率及其考核实现在线自动统计。

11.2  电网电压的异常处理

11.2.1  当系统监控点电压高于允许偏差上限时，有关发电厂运行值班人员应立即自行降低发电机的无功出力，有关变电所运行值班人员应切除部分电容器组，控制电压在允许偏差范围内，同时汇报省调值班调度员。

11.2.2  当系统监控点电压达到额定电压的10%及以上时，省调值班调度员可以采取调整电网潮流、改变网络接线、机组浅度进相、通知地调停用变电所电容器、用户电容器、汇报华东网调要求投入低压电抗器等措施，尽快将电压控制到允许偏差范围以内。当系统严重高电压情况下，省调值班调度员可采取机组深度进相、拉停相关线路等措施，同时应向省调主管领导汇报。

11.2.3  当系统监控点电压低于允许偏差下限时，相关发电厂运行值班人员应尽快调整发电机的励磁以增加无功出力，有关变电所运行值班人员应投入部分电容器组，使母线电压恢复至最低允许运行电压以上，并汇报省调值班调度员。当发电机已带满出力，而母线电压仍低于最低允许运行电压时，应立即报告省调值班调度员处理。

11.2.4  当系统监控点电压低于额定电压的90%及以下时，为尽快使电压恢复至最低允许运行电压以上，省调值班调度员可采取有关发电机已批准的过负荷能力（如电网频率允许，亦可采取降低发电机有功、增加无功出力），以及限制有关地区负荷直至发令拉闸限电等措施。

11.2.5  当发电厂母线电压降低到威胁厂用电安全运行时，运行值班人员可按现场规程规定，将供厂用电机组（全部或部分）与电网解列。有关发电厂厂用电解列的规定，应书面报省公司及省调，经省公司批准后执行。

12  电网稳定管理

12.1  电网稳定管理按照调度管辖范围分工负责，省调归口管理。

12.2  省调应按照《电力系统安全稳定导则》的要求，对浙江220千伏电网的稳定性进行全面分析、计算，并编制管辖范围内正常运行方式、检修运行方式下的稳定运行限额表，定期颁发《浙江电网稳定运行规定》并报华东网调备案，及时采取切实可行的安全稳定措施，包括新建项目安全自动装置的配置和实施。

12.3  地调负责本地区110千伏及以下电网的稳定管理。对本地区电网进行稳定计算，分析本地区电网存在的问题，提出并落实提高电网稳定运行的具体措施，在计算中加以校核，并对电网继电保护及安全自动装置等提出要求。

12.4  为准确计算电网稳定控制限额，各发电厂、各电力（业）局、电网建设单位等应向调度机构报送安全稳定分析所需的技术资料和参数，如发电机、变压器、线路、励磁系统和电力系统稳定器（PSS）、原动机和调速器、负荷等参数。各发电厂所提供的励磁系统和电力系统稳定器（PSS）、原动机和调速器的模型应能直接用于电力系统仿真计算。

12.5  生技部门应定期核定设备过负荷能力，提供给调度机构作为电网稳定控制限额编制的依据。如运行设备缺陷导致过负荷能力下降，生技部门应及时书面通知调度机构。

12.6  省调于每年5月底前将当年的稳定计算数据文件发至各地调，6月底前完成年度稳定计算分析；各地调于每年7月底前完成年度稳定计算分析，并将计算结果和年度稳定运行规定报省调备案。

12.7  为确保电网的安全稳定运行，上级调度可对下级电网的稳定限额、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求，下级电网应遵照实施。

12.8  电网静态、暂态和动态稳定的计算准则，按经贸委颁发的《电力系统安全稳定导则》、国家电网公司制定的《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》和华东有限公司制定的《华东电网安全稳定计算管理暂行规定》执行。

12.9  各级调度完成电网稳定计算后，应将计算结果归纳整理成稳定运行规定颁发执行并上报电网备案，具体应包括以下内容：

12.9.1正常运行方式下本区域电网的稳定限额和稳定措施；

12.9.2线路、母线、变压器等设备停役，或其它一次方式改变后的区域电网的稳定限额和稳定措施。

12.9.3本区域电网的某一部分并入相邻电网运行方式下的稳定限额和稳定措施。

12.9.4相邻电网的某一部分并入本区域电网运行方式下的稳定限额和稳定措施。

12.9.5线路、母线、变压器快速保护停役方式下的稳定限额和稳定措施。

12.9.6本区域电网其它经常出现的临时运行方式下的稳定限额和稳定措施。

12.9.7稳定规定（计算报告）应包括分阶段基建投产情况及其运行方式潮流图、电网负荷水平、机组出力情况等内容。

12.10  稳定限额发布后，各级调度员和有关发电厂、监控中心、集控站和变电所运行值班人员，应根据相关稳定限额监视设备输送潮流，严禁超稳定限额运行。下级调度发布的稳定限额与上级调度有差异时，应以上级调度为准。稳定限额的监视、控制、统计、考核按《浙江电网稳定限额管理考核暂行办法》（浙电调〔2007〕1755号）执行。

12.11 电网遇到特殊网络接线或运行方式时，而稳定运行规定中又未作规定，且该方式计划维持1天以上时，相关调度应在安排该方式前进行稳定校核计算，并提出临时的电网稳定限额和稳定措施。

12.12  在任何情况下电网运行应保持《电力系统安全稳定导则》规定的静态稳定储备，严禁超静态稳定极限运行。

12.13  220千伏联络线应保持两套全线速动保护投入运行。发电厂、变电所母线的母差保护均应正常投入运行，特殊检修方式不能满足稳定运行规定时应得到省公司主管生产领导的批准。其中属地调管辖的母差保护因故停用时，其后备保护切除故障时间应满足稳定要求，并遵照有关规定执行。若不能满足稳定要求应得到地区局主管生产领导的批准，并报上级调度机构同意。

12.14  为保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、机组失磁保护、自动电压调整装置和强行励磁、电力系统稳定器、低频解列、低频自启动、自动切机、快控、快速调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调度员同意，不允许退出运行和停用。

12.15  电网稳定运行规定应根据电网装机容量、负荷水平、电气接线等改变情况，定期计算和修编颁发。电网发生重大运行方式变化时，也应及时补充修订。

12.16  电网发生系统性事故后，必要时省调需组织有关地调及时进行事故仿真计算，并提出相应对策。

12.17  根据电网需要调度机构应校核机组高功率因数或进相运行对电网稳定运行的影响，给出相应的稳定限额。

13  黑启动方案编制原则

13.1  电网黑启动定义为：系统全部停电后（不排除孤立小电网仍维持运行），迅速恢复供电的方式。其内容包括电网内部分发电机组利用自身的动力资源（柴油机、水力资源等）或利用外来电源使发电机组启动达到额定转速和建立正常电压，有步骤地恢复电网运行和用户供电。

13.2  按照电网统一调度、分级管理的原则，浙江电网黑启动方案编制确定为：省调负责本省220千伏电网恢复计划的编制，各地调应根据本地区电网特点和省调黑启动方案，编制地区电网在系统全部停电后的快速恢复方案。如地区电网内部具有黑启动电源，则可编制内部黑启动电源开启后自行恢复110千伏及以下电网，并在合适地点与主网同期并列的方案；如地区电网内部没有合适的黑启动电源，则应在省调黑启动方案的基础上，编制地区内220千伏厂站带电后快速恢复本地区电网、及配合省调尽快恢复主要厂站的厂（所）用电方案。各地区电网黑启动方案应报省调审核及备案。

13.3  电网全停后的恢复方案，应适合本电网的实际情况，以便能快速、有序地实现电网的重新启动和对用户的恢复供电。恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题，保护、通信、远动、开关及安全自动装置均应满足自启动和逐步恢复其它线路和负荷供电的特殊要求。

13.4  黑启动方案的制定，须考虑电网各种设备性能、操作和管理能力以及相应措施，电网恢复方案的程序应保持与电网一次接线方式对应，为此根据电网的发展情况每年应对黑启动方案进行检查修订一次。

13.5  黑启动电源是实现电网黑启动的关键。在编制黑启动方案时，应对调度管辖范围内的电网进行分区，一般一个分区应有一处或二处黑启动电源。对确定的黑启动电源，应每年进行机组黑启动试验，并应加强管理，制定相应的现场运行规程。

13.6  与火电、核电机组相比，水轮发电机结构简单，没有复杂的辅机系统，厂用电少，启动速度快，是黑启动电源的首选。被确定为黑启动电源的水轮发电机组应确保在停电后半小时内控制水轮机组导叶开启的压力油槽油压能维持在正常工作范围内。水轮发电机的自励磁及水电厂送出线路末端高电压问题应能通过校核。

13.7  电网全停后，应根据电网的具体情况，将电网分为若干个独立的子电网，这些子电网应具有各自的启动电源，同时并行地进行恢复操作，任何一个子电网如因某些不可预料的因素导致恢复失败，并不影响其它子电网的恢复进程。

13.8  电网瓦解和崩溃事故表现在全部或局部发电厂、变电所母线失电，厂用电和所用电失去。电网全停事故后，在直流电源消失前，在确认设备正常后，具有黑启动电源厂站的现场运行人员应自行拉开所有220千伏出线开关，其它失电的220千伏厂站应拉开母联开关或母分开关，并在每一组母线上保留一个可能来电的电源开关，并保留一台可恢复所（厂）用电的主变（主变220千伏中性点应确认直接接地），其它开关全部拉开。110千伏及以下母线由各地调根据各自地区电网的情况确定是否采取以上类似的策略。

13.9  各启动子电网中具有自启动能力的机组启动后，为确保稳定运行和控制母线电压在规定范围，需及时地接入一定容量的负荷，并尽快向本子电网中的其它电厂送电，以加速全电网的恢复。

13.10  子电网内机组的并列：具有自启动能力的机组恢复发电后，应创造条件尽快带动其它机组启动。根据机组性能合理安排机组恢复顺序，尽快完成各机组之间的同期并列运行。

13.11  子电网间的并列：各子电网之间在事先确定的同期点实现同期并列，逐步完成全电网的恢复。

13.12  黑启动过程中220千伏线路考虑所有高频保护正常投入，一般也不进行保护定值的更改，此时后备保护可能失配，保护也有可能因灵敏度不足而拒动。

13.13  黑启动初期低频振荡问题：黑启动机组送启动电源给临近电厂使其开启机组形成一个多电源的小电网后，可能出现低频振荡问题。此时的应对策略如下：尽量不用机组的快速励磁，同时机组的PSS尽可能投入；由于电网间的联系电抗与电网的阻尼性成反比，因此要尽可能先给附近的机组供电；若发生低频振荡，可通过调整网络结构即调整潮流来进行控制。

13.14  恢复过程中的频率控制: 控制频率涉及负荷恢复速度以及机组调速器响应和二次调频。为了保持电网稳定，需保证非自启动机组获得最多的启动功率，同时应恢复电网负荷以保证功率平衡。考虑首先恢复小的直配负荷，而后逐步带较大的直配负荷和电网负荷，同时黑启动过程中应优先恢复水电等调节性能好的机组发电，承担调频调压的任务。增加负荷的速度应兼顾电网恢复时间和机组频率稳定等因素，允许同时接入的最大负荷量应确保电网频率下跌值小于0.5赫兹，一般一次接入的负荷量不大于发电出力的5%，同时保证频率大于等于49赫兹。

13.15  恢复过程中的电压控制：黑启动进程中应首先充电空载或轻载长线路，由于分布电容的存在，势必产生大量无功，造成电网电压抬高。电压控制可采取的措施有：发电机高功率因数或进相运行；对于双回路输电线只投单回线；在变电所低压侧投电抗器、切除电容器，调整变压器分接头，增带具有滞后功率因数的负荷等。电压波动应尽可能控制在0.95～1.05额定值之间。

14  倒闸操作制度

14.1  一般原则

14.1.1  浙江电网内的倒闸操作，应根据调度范围划分，实行分级管理。

　　省调直接调度的设备，其倒闸操作是由值班调度员通过“操作指令”、“操作许可”这两种方式进行。属省调调度网调许可设备状态的改变，应得到网调值班调度员的许可。属省调许可设备状态的改变，应得到省调值班调度员的许可。

14.1.2  属省调直接调度的设备，未经省调值班调度员的指令，各级调度机构和各发电厂、变电所的值班人员不得自行操作或自行指令操作。但对人员或设备安全有威胁者和经省调核准的现场规程规定者除外（上述未得到指令进行的操作，应在操作后立即报告省调值班调度员）。

14.1.3  省调和上、下级调度管辖范围交界处的设备，在必要时，省调管辖的设备可以委托上、下级调度进行操作，上、下级调度管辖的设备也可以委托省调进行操作，但应对现场值班运行人员说明清楚。

14.1.4  省调直接调度的设备，经操作后对上、下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前后通知网调或有关地调。

14.1.5  省调值班调度员发布操作指令有以下几种形式：

1)        综合操作指令；

2)        单项或逐项操作指令。

　　不论采用何种发令形式，都应使现场值班人员理解该项操作的目的和要求，必要时提出注意事项。

14.1.6  省调调度的发电厂、监控中心、集控站和变电所，同时接到省调及下级调度或网调调度发布的指令时，现场人员应向省调和其他发布操作指令的调度汇报，由同时发布操作指令的几级调度中的上级调度员决定先执行谁的操作指令。一般情况下，应由调度员双方协商后决定。

14.1.7  在决定倒闸操作前，省调值班调度员应充分考虑对电网运行方式、潮流、频率、电压、电网稳定、继电保护和安全自动装置、电网中性点接地方式、雷季运行方式、载波通信等方面的影响。

14.1.8  省调值班调度员在操作前后均应核对调度模拟盘及CRT上的接线图，操作完毕应将调度模拟盘及CRT修改正确。应经常保持调度模拟盘及CRT的标示与现场情况相符合。

14.1.9  为了保证倒闸操作的正确性，省调值班调度员对一切正常操作应先拟写操作票（机炉解并列操作及事故处理时允许不填操作票，但需发令、复诵、录音并做好记录）。计划操作一般在批准申请当天的中班由值班三值调度员填写操作票，其他值班调度员审核，并在操作前一天的白班预发操作任务到现场（或监控中心、集控站）。临时性操作，由值班副值调度员填写操作票，值班主值调度员审核，并尽可能提前预发到现场（或监控中心、集控站），使现场（或监控中心、集控站）做好操作准备。

14.1.10  值班调度员在进行倒闸操作时，应互报单位、姓名，严格遵守发令、复诵、录音、监护、记录等制度，并使用本调度规程所规定的统一调度术语和操作术语及电网主要设备名称、统一编号等。对于监控中心和集控站模式，倒闸操作联系时应使用包括变电所名称、设备名称、统一编号的三重命名。当某统调发电厂管辖2座及以上220千伏升压站时，调度联系工作中也应使用三重命名。

14.1.11  调度员发布操作指令时，应同时发出“发令时间”。运行（包括监控中心、集控站）值长接受操作指令后应复诵一遍，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，运行（包括监控中心、集控站）值长没有接到“发令时间”不得进行操作。

14.1.12  运行（包括监控中心、集控站）值长汇报操作结束时，应报“结束时间”，并将执行项目报告一遍，值班调度员复诵一遍，运行（包括监控中心、集控站）值长应复核无误。“结束时间”应取用运行向调度汇报操作执行完毕的汇报时间，它是运行操作执行完毕的根据，值班调度员只有在收到操作“结束时间”后，该项操作才算执行完毕。

14.1.13  省调值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由“可以接受调度指令的人员”接令，非上述人员不得接受省调值班调度员的指令，省调值班调度员也不得将调度指令（不论是“正令”或“预发操作任务”）发给不可以接受调度指令的人员。运行（含监控中心）正值及以上人员是省调“可以接收调度指令的人员”。

14.1.14  电网中的正常倒闸操作，应尽可能避免在下列时间进行：

1)        值班人员交接班时；

2)        电网接线极不正常时；

3)        电网高峰负荷时；

4)        雷雨、大风等恶劣气候时；

5)        联络线输送功率超过稳定限额时；

6)        电网发生事故时；

7)        地区有特殊要求时等。

14.1.15  正常操作一般安排在电网低谷和潮流较小时进行。但为了事故处理和向用户提前送电的操作，为了改善电网接线及其薄弱环节的操作，为了解决电网频率、电压质量的操作等，可以在任何时间进行。

14.1.16  值班调度员在许可电力设备开始检修和恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂、拆地线和“约时”开始或结束检修工作（包括带电作业）。

14.2  基本操作

14.2.1 并列和解列操作

14.2.1.1  两个电网进行同期并列时，应满足相序相同、频率相等、电压相等或偏差尽量小的条件。若调整困难，特别是事故时为了加速并列，允许频率差不超过0.5赫兹，允许500千伏电压差不超过10%；220千伏和110千伏电压差不超过20%。

14.2.1.2  电网解列时，应先将解列点有功功率调整至零，电流调至最小，使解列后的两个电网频率、电压均在允许的范围内。

14.2.2  合环与解环操作

14.2.2.1  合环操作时，应满足相位相同或偏差尽量小的条件。操作前应考虑合环点两侧的相角差和电压差，电压相角差一般不超过20度，电压差一般允许在20%以内，确保合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。对于比较复杂环网的合环操作应事先进行计算或试验。

14.2.2.2  解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后电网各部分电压在规定的范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。

14.2.2.3  有同期并列装置的开关在正常或事故处理时均应使用“同期”方式进行操作（指合环或并列），不允许自行解除同期闭锁装置。只有值班调度员指明利用该开关向线路或变压器充电时，方可解除同期闭锁装置进行操作。如果合环时发现同期并列装置有问题，在确认为合环操作，且电气距离比较短的情况下，可解除同期闭锁装置进行合环操作。

14.2.3  开关操作

14.2.3.1  开关合闸前应检查继电保护是否已按规定投入，开关合闸后应检查三相电流是否平衡，有功、无功表计指示及指示灯是否正常。当发现开关本体或操动机构压力不足至规定值，或存在按规定不得操作的缺陷时，现场应将该开关改非自动，禁止用该开关切断负荷电流，并尽快处理。

14.2.3.2  开关操作时，若远控失灵，现场规定允许进行近控操作时，应进行三相同时操作。

14.2.3.3  当用500千伏或220千伏开关进行并列或解列操作，因机构失灵造成二相开关断开，一相开关合上的情况时，不允许将断开的二相开关合上，而应迅速将合上的一相开关拉开。若开关合上两相应将断开的一相再合一次，若不成即拉开合上的二相开关。发变组出现非全相运行时按有关现场规定处理。

14.2.4  闸刀操作

14.2.4.1  允许用闸刀进行下列操作：

1)        在电网无接地时拉、合电压互感器；

2)        在无雷击时拉、合避雷器；

3)        拉、合220千伏及以下母线的充电电流；

4)        拉、合开关旁路闸刀的旁路电流（指与旁路开关并列运行，一般需将两开关同时改为运行非自动）；

5)        在没有接地故障时，拉、合变压器中性点接地闸刀。

14.2.4.2  由于母线较长（包括旁路母线），经计算或试验证明母线的充电电流较大，闸刀拉、合空充母线将危及设备安全时，现场应明确规定不得用闸刀拉、合母线的充电电流。对于GIS双母接线，现场应明确能否用闸刀拉、合母线的充电电流。

14.2.5  母线操作

14.2.5.1  进行母线操作时应注意对母差保护的影响、各组母线电源与负荷分布是否合理（停用母线压变时应考虑对继电保护自动装置和表计等影响）以及对电网安全稳定的影响。

14.2.5.2  向母线充电时，充电开关应具有反映各种故障的快速保护（利用母联开关充电时，应先投入母联充电解列保护）。在母线充电前，应考虑电网稳定的要求。如果稳定有要求则按照规定执行，必要时先降低或减少有关厂、站的有功潮流。

14.2.5.3  经变压器向220千伏、110千伏母线充电时，变压器中性点应接地。

14.2.5.4  向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。

14.2.5.5  进行母线倒排操作时，应注意以下的事项：

1)        母差保护不得停用并应做好相应调整；

2)        母联开关应改非自动（双母分段接线则视实际运行方式而定）；

3)        各组母线上电源与负荷分布的合理性；

4)        一次接线与保护二次交直流回路是否对应；

5)        一次接线与压变二次负载是否对应；

6)        双母线中停用一组母线，在倒母线后，一般先拉开空载母线上压变次级开关，再拉开母联开关（注意谐振过电压）。

14.2.6  线路操作

14.2.6.1  线路停电时，应注意以下事项：

1)        正确选择解列点或解环点，并应考虑减少电网电压波动，调整潮流、稳定要求等；

2)        对超长线路应防止线路一端断开后，线路的充电功率引起发电机的自励磁；

3)        对馈电线路一般先拉开受端开关，再拉开送电端开关，送电顺序则相反。

14.2.6.2  线路送电时，应注意以下事项：

1)        充电开关应具备完整的继电保护（例如有手动后加速保护等），并保证有足够的灵敏度；

2)        对超长线路进行送电时，应考虑线路充电功率可能使发电机产生自励磁，必要时应调整电压和采取防止自励磁的措施；

3)        为防止因送电到故障线路而引起失稳，稳定规定有要求的线路先降低有关发电厂的有功功率；

4)        充电端应有变压器中性点接地；

5)        对末端接有变压器的长线路进行送电时，应考虑末端电压升高对变压器的影响，必要时应经过计算。

14.2.6.3  新建或改建线路第一次送电时，尽可能先进行零起升压试验并以额定电压将线路冲击合闸三次，经核相正确后方可投入电网运行。

14.2.7  变压器操作

14.2.7.1  变压器并列运行需符合以下的条件:

1)        接线组别相同；

2)        电压比相等；

3)        短路电压相等（指铭牌值）。

14.2.7.2  对电压比和短路电压不同的变压器通过计算任一台变压器都不会过负荷情况下，可以并列运行。

14.2.7.3  变压器投入运行时，应先从电源侧充电，后合负荷侧开关。变压器停用时应先拉负荷侧开关，后拉电源侧开关。

14.2.7.4  向空载变压器充电时，应注意以下的事项：

1)        充电开关应具有完备的继电保护，用小电源向变压器充电时应校核继电保护的灵敏度，以及励磁涌流对电网继电保护的影响；

2)        为防止充电变压器故障跳闸后电网失稳，必要时可先降低有关线路的有功功率；

3)        变压器充电前应检查电源电压，使充电的变压器各侧电压不超过相应分接点电压的5%；

4)        220千伏、110千伏变压器在拉、合闸前应先合上变压器中性点接地闸刀，待充电后再按规定改变接地方式；

5)        运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换，则应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀，再拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀；

6)        新投产及大修后变压器在第一次投入运行时，应在额定电压下冲击合闸五次，并应进行核相。有条件时应先进行零起升压试验。

14.2.8  零起升压操作

14.2.8.1  零起升压应注意以下事项：

1)        对长距离线路进行零起升压的发电机，应有足够的容量，加压应从最低电压开始，防止发电机产生自励磁和设备过电压；

2)        双母线中一组母线进行零起升压时，母差应停用，如母差要继续投用则应做好相应的安全措施，防止零升母线故障，母差动作造成运行母线的停电；

3)        被零升线路的重合闸应停用；

4)        在中性点接地电网中，被升压的变压器中性点应接地；

5)        零起升压的发电机强行励磁，自动电压调整装置等均应停用，被升压的所有设备应有完善的继电保护；

6)        不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。

14.2.8.2  根据电流和电压的变化情况可以判断被零升设备是否良好。

1)        三相电压随转子励磁电流增加而平衡增加到额定值，无异状时，被零升设备良好；

2)        三相电流、电压有较大（大于5%）不平衡，或三相电压升不高，而三相电流剧增时，被零升设备有问题，应立即停止加压。

14.2.9  核相操作

14.2.9.1  新设备或检修后相位可能变动的设备，投入运行时，应校验相序相同后才能进行同期并列，校核相位相同后，才能进行合环操作。

14.2.9.2  220千伏、110千伏线路或变压器核相，一般在母线压变次级进行（必要时应采取防谐振措施），核相应先用同一电源校验两组压变次级相位正确，再进行不同电源核相。

15  电网事故处理

15.1  事故处理原则和规定

15.1.1  省调值班调度员为浙江电网事故处理的指挥者，对事故处理的迅速、正确性负责，在处理事故时应做到以下几点：

15.1.1.1  尽速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电。

15.1.1.2  用一切可能的方法保持设备继续运行和不中断或少中断重要用户的正常供电，首先应保证发电厂厂用电及变电所所用电。

15.1.1.3  尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。

15.1.1.4  及时调整电网运行方式，并使其恢复正常运行。

15.1.2  在处理事故时，各级调度员和现场（含监控中心、集控站）值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及对电网运行有重大影响的操作，如改变电网电气接线方式等，均应得到省调值班调度员的指令或许可。

15.1.2  在设备发生故障、系统出现异常等紧急情况下，监控中心值班人员应根据省调值班调度员的指令遥控拉合开关，完成故障隔离和系统紧急控制。在台风等可预见性自然灾害来临之前，受影响的无人值班变电所应提前恢复有人值班；在恢复有人值班模式期间，与省调联系的现场运行人员应具备接受省调命令的相关资质；双方在联系过程中，仍应坚持使用“三重命名”的发令形式，并严格遵守发令、复诵、录音、监护、记录等制度及相关安全规程要求。

15.1.3  为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报。

15.1.3.1  将直接对人员生命安全有威胁的设备停电。

15.1.3.2  在确知无来电可能的情况下将已损坏的设备隔离。

15.1.3.3  运行中设备受损伤已对电网安全构成威胁时，根据现场事故处理规程的规定将其停用或隔离。

15.1.3.4  发电厂厂用电全部或部分停电时，恢复其电源。

15.1.3.5  整个发电厂或部分机组因故与电网解列，在具备同期并列条件时与电网同期并列。

15.1.3.6  其它在本规程或现场规程中规定，可不待省调值班调度员指令自行处理的操作。

15.1.4  发生重大设备异常及电网事故，省调值班调度员在事故处理告一段落后，应将发生的事故情况迅速报告调度运行处处长和省调主管领导。在调度值班室的省调领导或调度运行处处长，应监督省调值班调度员正确处理事故。在必要时，应对省调值班调度员作出相应的指示。

15.1.5  省调领导或调度运行处处长认为省调值班调度员处理事故不当，则应及时纠正，必要时可由省调领导或调度运行处处长直接指挥事故处理，但有关的调度指令应通过调度运行处处长、值班调度员下达。

15.1.6  电网事故处理的一般规定如下：

15.1.6.1  电网发生事故时，事故单位应立即清楚、准确地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、跳闸开关、运行线路潮流的异常变化、继电保护及安全自动装置动作、人员和设备的损伤以及频率、电压的变化等事故有关情况。对于无人值班变电所，应由负责监控的监控中心或者集控站立即向省调值班调度员报告事故发生的时间、跳闸开关、保护动作信息、设备状态及潮流、频率、电压等的变化情况，并迅速联系人员尽快赶往现场检查。具有视频监控系统和保护信息管理系统子站的，应立即着手设备远程巡视和保护动作分析。运行人员赶到现场后，应立即向监控中心（或集控站）和省调值班调度员报告，明确现场检查工作方向和重点要求。

15.1.6.2  对于无人值班变电所站内设备故障（如母线差动、主变差动和重瓦斯等保护动作），在运行人员赶到现场并汇报检查结果之前，省调值班调度员不应轻易决定对站内设备进行强行恢复处理。

15.1.6.3  线路跳闸停电后，两侧若均为无人值班变电所，省调值班调度员除了向监控中心或集控站了解故障情况，一般应等运行人员赶到现场后再进行处理。对于重要联络线跳闸停电后，若相关无人值班变电所具备远程操作功能，并且经两侧站内开关跳闸、保护动作等情况可较有把握分析认为是线路故障，那么在通过监控中心或集控站检查确认线路开关无异常（SF6开关、跳闸次数远未达到限定次数、无压力低等任何异常告警等），可以对线路进行强送操作。

15.1.6.4  非事故单位，不得在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。应密切监视潮流、电压的变化和设备运行情况，防止事故扩展。如发生紧急情况，应立即报告省调值班调度员。

15.1.6.5  事故处理时，应严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，应使用统一调度术语和操作术语，指令和汇报内容应简明扼要。

15.1.6.6  事故处理期间，事故单位的值长、值班长应坚守岗位进行全面指挥，并随时与省调值班调度员保持联系。如确要离开而无法与省调值班调度员保持联系时，应指定合适的人员代替。

15.1.6.7  为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员可越级发布调度指令，但事后应尽快通知网调或有关地调调度员。

15.1.6.8  省调值班调度员在处理电网事故时，只允许与事故处理有关的领导和专业人员留在调度值班室内，其他人员应迅速离开。必要时省调值班调度员可请有关专业人员到调度值班室协助处理事故。被请人员应及时赶到，不得拖延或拒绝。

15.1.6.9  电网事故处理完毕后，相关调度员事故调查规程的要求，填好事故报告，认真分析并制定相应的反事故措施。各单位的少送电量以原始报告为依据。

15.1.6.10  事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。

15.1.7  为防止超电网供电能力用电和电网事故引起的电网频率、电压降低和输变电设备超载，省调应掌握足够数量的“超电网供电能力限电序位表”和“事故限电序位表”，列入表中的设备应为35千伏及以上电压等级的线路或变压器，容量不少于上一年全省最高负荷的20%。必要时，还应制定“事故拉停220千伏主变清单”。限电序位表应经电力营销部门审核，避免高危用户线路纳入限电序位表，并于每年年初经政府主管部门批准后由省公司发文至各有关的运行单位执行。

15.1.8  重大或紧急缺陷作为事故类处理，值班调度员有权改变电网的运行方式，必要时可紧急召集相关人员进行协商处理。

15.2  电网频率降低或升高的事故处理

15.2.1 电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率允许的持续时间为：超过50±0.2赫兹，总持续时间不得超过60分钟；超过50±0.5赫兹，总持续时间不得超过15分钟。对频率事故的处理，属电网事故处理性质，也应遵循电网事故处理的一般规定。

15.2.2  当电网频率低于49.8赫兹时，各级调度和有关值班运行人员应按下述原则进行处理：

15.2.2.1  省调值班调度员应立即检查送受电关口的偏差（即区域控制偏差ACE）是否满足CPS的要求，再根据CPS的情况，指令发电厂增加出力（或启动备用机组）。当电网备用出力不足或无备用出力时，省调值班调度员应按照网调下达的拉、限电数额，并根据电网的负荷趋势，对地调值班调度员下达限负荷或按“超电网供电能力限电序位表”下达其中一轮或同时几轮的综合拉电指令。地调接到指令后应在15分钟以内拉限下去。省调值班调度员在下达限电、拉电指令时，应遵循“谁超拉谁”的原则。但是当电网频率已经低至49.5赫兹且有继续下降的趋势或低于49.8赫兹持续时间30分钟以上时，则省调值班调度员将对发电厂、变电所值班人员直接发布拉电指令，使频率低于49.8赫兹的时间不超过60分钟。

15.2.2.2  当电网频率在49.0赫兹以下时，省调值班调度员应立即对各地区按“事故限电序位表”进行拉路（首先对超用地区拉路），应在15分种内使频率上升至49.0赫兹以上。

15.2.2.3  当电网频率在48.5赫兹以下时，有“事故限电序位表”的发电厂值班人员应立即按照“事故限电序位表”自行进行拉路，变电所值班运行人员在接到省调值班调度员的拉路指令后，应立即进行拉路，使频率迅速回升至49.0 赫兹以上。

15.2.2.4  47.0赫兹以下时，各级值班调度员可不受“事故限电序位表”的限制，直接下令拉开负荷较大的线路、主变，直至整个变电所。应在15分钟内使频率回升至49.0赫兹以上。

15.2.2.5  当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，各发电厂可按照现场规程规定的步骤将厂用电（全部或部分）与电网解列。各发电厂厂用电解列的规定和实施细则，事先须书面上报省公司和省调，经省公司批准后执行。

15.2.2.6  对省调发布的拉电指令，任何单位或个人不得少拉或不拉，不得倒换电源（配置有备用电源自投装置的线路，在执行拉路指令时事先停用）。对特殊需要保证供电的用户，应及时向省调汇报，在征得值班调度员许可后方可变更。

15.2.2.7  电网配置的低频减载装置未经省调同意不得撤出运行，在电网低频率运行时，各发电厂、变电所值班运行人员应检查低频减载装置动作情况，如到规定频率应动而未动者（含发电厂低周解列装置），应立即手动拉开该开关。

15.2.3  当电网频率超过50.2赫兹时，省调值班调度员应立即检查送受电关口的偏差（即区域控制偏差ACE）是否满足CPS的要求，再根据CPS的情况，指令发电厂降低出力直至技术允许最低出力，使送受电关口的区域控制偏差（ACE）   满足控制性能标准（CPS）的要求。如所属各发电厂出力已降至最低技术允许出力，而频率仍高于50.2赫兹，本省ACE仍未满足CPS的要求，省调值班调度员应立即汇报网调值班调度员，并发布停机停炉指令，务必使频率在60分钟内恢复到50.2赫兹以下。

15.2.4  当电网频率超过50.5赫兹时，各发电厂应立即将出力降到最低技术允许出力，并向省调值班调度员汇报。

15.2.5  当电网频率超过51.0赫兹，而本省ACE未满足CPS的要求，省调值班调度员应立即发布停机停炉指令，并向网调值班调度员汇报。

15.3  电网电压降低或升高的事故处理

15.3.1  当发电机的运行电压降低时，有关发电厂的值班运行人员按规程应自行使用发电机的过负荷能力，制止电压继续降低到母线额定电压的90%以下。

15.3.2  当个别地区电压降低，使发电机过负荷时，有关发电厂的值班运行人员应向有关调度报告采取措施（包括降低发电机有功，增加无功及限制部分地区负荷等），消除发电机的过负荷。

15.3.3  对于发电机过负荷的发电厂处于电网受端时，或电网低频率时，一般不能用降低有功增加无功的办法来提高电压和消除发电机的过负荷。此时应根据具体原因进行处理直至限制或切除受端部分负荷。

15.3.4  根据《电网稳定运行规定》要求，为防止系统性电压崩溃，当枢纽变电所电压监视点的运行电压下降到“最低运行电压”值以下时，各有关调度应立即采取措施直至拉路，使电压恢复到“最低运行电压”以上。现场值班运行人员也应一面按“事故限电序位表”进行拉路，一面报告有关调度，尽快使电压恢复到“最低运行电压”以上。

15.3.5  电网电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班运行人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电（全部或部分）与电网解列。

15.3.6  各有关枢纽变电所的“最低运行电压”值由省调确定，并交运行单位执行。

15.3.7  当电网电压高于该点电压允许偏差范围上限时，有关发电厂值班运行人员应立即自行降低发电机的无功，有条件的还可以进相运行，同时汇报省调值班调度员。当电网电压高于该点电压额定值的10%及以上时，发电厂值班运行人员除立即采取调整无功、降低电压措施外，并迅速汇报省调值班调度员采取调整电网潮流、改变网络接线、停用发电机以及通知地调停用变电所电容器和用户电容器或投入低压电抗器，必要时汇报华东网调协助调整（如投入500千伏变电所低压电抗器等），直至供电电压恢复到允许偏差范围以内。

15.4  线路事故处理

15.4.1  线路跳闸后（包括重合不成），为加速事故处理，省调值班调度员可不查明事故原因，在确认站内间隔设备无异常后可立即进行一次强送（确认永久性故障者除外）。对新启动投产线路和全电缆线路，一般不进行强送。若要对新投产线路跳闸后进行强送最终应得到启动总指挥的同意。非全程电缆线路（部分是架空线路）重合闸正常是否投跳应在线路投产时予以明确，线路跳闸后是否进行强送应根据故障点的判断而定。在对故障线路强送前，应考虑以下事项：

15.4.1.1  正确选择强送端，防止电网稳定遭到破坏。在强送前，要检查有关主干线路的输送功率在规定的限额之内。

15.4.1.2  强送电的开关设备要完好，并尽可能具有全线快速动作的继电保护。

15.4.1.3  对大电流接地系统，强送端变压器的中性点应接地，如对带有终端变压器的220千伏线路强送，则终端变压器中性点应接地。

15.4.1.4  联络线路跳闸，强送一般选择在大电网侧或采用鉴定无电压重合闸的一端，并检查另一端的开关确实在断开位置。如强送不成，省调值班调度员为处理电网事故需要还可再强送一次，但一般宜采用零起升压的办法。

15.4.1.5  如跳闸属多级或越级跳闸者，视情况可分段对线路进行强送。

15.4.1.6  终端线路跳闸后，重合闸不动作，在确定线路无电的情况下，可以不经调度指令立即强送一次。如强送不成根据省调值班调度员指令可以再试送一次，充电线路跳闸后，应立即报告省调值班调度员，听候处理。

15.4.1.7  重合闸停用的线路跳闸后，现场（包括监控中心或集控站）应立即汇报省调值班调度员，由省调值班调度员决定是否强送。

15.4.1.8  设备主管单位每年应根据电网短路电流计算结果校核开关允许切除故障的次数，将结果上报省调，并作为修订现场规程的依据。每相开关实际切除的次数，现场值班人员应作好记录并保持准确。线路跳闸能否送电，强送成功是否需停用重合闸，或开关切除次数是否已到规定数，发电厂、变电所（或监控中心、集控站）值班人员应根据现场规定，向有关调度汇报并提出要求。

15.4.2  有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定如下：

15.4.2.1  地调未向省调值班调度员提出故障跳闸后不得强送者按上述有关规定，可以进行强送。

15.4.2.2  地调调度员已向省调值班调度员提出要求停用重合闸或线路跳闸后不经联系不得强送者，只有得到地调值班调度员的同意后才能强送电。现场工作负责人一旦发现线路上无电时，不管何种原因，均应迅速报告有关调度，说明能否进行强送。

15.4.2.3  对重合闸或强送有要求的线路带电作业，应在得到省调值班调度员的许可后，才能开始工作，带电作业结束后应及时向省调汇报。

15.4.3  在线路故障跳闸后，省调值班调度员发布巡线指令的规定如下：

15.4.3.1  调度员应将故障跳闸时间、故障相、故障测距等继电保护动作情况告诉巡线单位，尽可能根据故障录波器的测量数据提供故障的范围。属于由多个单位运行维护的线路，省调值班调度员应向所有单位发布巡线指令。运行维护单位应尽快安排落实巡线工作，长度50公里左右及以内的线路一般应在5个工作日内完成巡线工作。线路较长、巡线工作要求较为复杂的，可适当延长，但最迟不应超过10个工作日。

15.4.3.2  省调值班调度员发布巡线指令时应说明线路是否带电；若线路无电，是否已经做好停电检修的安全措施；找到故障点后，是否可以不经联系立即开始工作。

15.4.3.3  省调值班调度员发布的巡线指令有事故线路快巡、事故带电巡线、事故停电巡线、事故线路抢修等。四种指令不应同时许可。无论何种巡线指令，巡线单位均应及时回复调度最后的巡线结果和结论。

15.4.3.4  事故线路快巡一般用于天气晴好时发生的线路故障，巡线单位接到指令后应立即出发，根据故障信息和线路管理信息赶往现场检查线路走廊情况，一般不采用登杆、登山方式，应在一天内完成。

15.4.3.5  事故带电巡线指令的调度管理应参照线路带电作业的调度管理。在省调发布该指令后，等同于许可了该线路的带电作业，并明确：在6：00-20：00之间该线路再次发生故障，省调值班调度员应先联系确认后再强送；其他时间发生该线路故障，省调可以直接强送。若巡线期间有特殊要求（如巡线工作超出上述时间范围并对强送有要求，或者要求停用线路重合闸），可当日临时提前与省调值班调度员提出。

15.4.3.6  线路故障跳闸后，省调值班调度员发布巡线指令一般原则如下：

1)       如果天气晴好（没有明显雷雨、大风或雾霾天气），线路跳闸重合成功或强送成功的，省调发布事故线路快巡指令，并等待结果决定线路是否继续运行；如果线路跳闸停电的，是否先行强送根据线路性质（包括对电网的重要性和线路是否属于电缆、线路走廊巡线便利性）决定。若省调发布事故线路快巡指令，期间一般不再安排强送或者进一步的停役操作处理，等待巡线结果再行处置。

2)       如果线路跳闸时明显有雷雨、大风或雾霾天气，线路跳闸重合成功或者强送成功的，发布事故带电巡线指令。对重合不成不再强送和强送不成的，将线路两侧改检修后发布事故停电巡线指令。对汇报有明显倒杆等情况的，直接发布事故抢修指令。

15.4.4  联络线输送潮流超过线路或线路设备的热稳定、暂态稳定或继电保护等限额时，应迅速降至限额之内，处理办法如下：

15.4.4.1  增加该联络线受端发电厂的出力；

15.4.4.2  降低该联络线送端发电厂的出力；

15.4.4.3  在该联络线受端进行限电或拉电，省调值班调度员应按电网实际运行情况合理确定拉、限电地点和数量；

15.4.4.4  改变电网接线，使潮流强迫分配。

15.5  变压器及电压互感器事故处理

15.5.1  变压器开关跳闸时，省调值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理。

15.5.1.1  重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送；

15.5.1.2  差动保护动作跳闸，经外部检查无明显故障，变压器跳闸时电网又无冲击，如有条件可用发电机零起升压。如电网急需，经设备主管局、厂总工程师同意可试送一次。

15.5.1.3  重瓦斯保护动作跳闸后，即使经外部检查和瓦斯气体检查无明显故障也不允许强送。除非已找到确切依据证明重瓦斯误动方可强送。如找不到确切原因，则应测量变压器线圈的直流电阻，进行油的色谱分析等补充试验证明变压器良好，经设备主管局、厂总工程师同意后才能强送。

15.5.1.4  变压器后备保护动作跳闸，经外部检查无异常可以强送一次。

15.5.1.5  变压器过负荷及其异常情况，按现场规程规定进行处理。

15.5.2  电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，应按以下原则处理。

15.5.2.1  不得用近控方法操作异常运行的电压互感器的高压闸刀。

15.5.2.2  不得将异常运行电压互感器的次级回路与正常运行电压互感器次级回路进行并列。

15.5.2.3  不得将异常运行的电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为非固定联接（单母差方式）。

15.5.2.4  异常运行的电压互感器高压闸刀可以远控操作时，可用高压闸刀进行隔离。

15.5.2.5  母线电压互感器无法采用高压闸刀进行隔离时，可用开关切断该所在母线的电源，然后隔离故障电压互感器。

15.5.2.6  线路电压互感器无法采用高压闸刀进行隔离时，直接用停役线路的方法隔离故障电压互感器。此时的线路停役操作，应正确选择解环端。对于联络线，一般选择用对侧开关进行线路解环操作。

15.6  发电机事故处理

15.6.1  发电机内部故障时，均按现场事故处理规程的规定进行处理。

15.6.2  发电机失去励磁时的处理方法如下：

15.6.2.1  经过试验证明允许无励磁运行，且不会使电网失去稳定者，在电网电压允许的情况下，可不急于立即停机，而应迅速恢复励磁，一般允许无励磁运行30分钟，其允许负荷由试验决定。

15.6.2.2  未经无励磁运行试验或经证明不允许无励磁运行的机组，在失去励磁时，应立即与电网解列。

15.6.3  当发电机进相运行或功率因数较高时，由于电网干扰而引起失步者，应立即减少发电机有功，增加励磁，从而使发电机重新拖入同步，若无法恢复同步时，可将发电机解列后，重新并入电网。

15.6.4  发电机允许的持续不平衡电流值，应遵守制造厂的规定。如无制造厂的规定时，一般按以下规定执行：

15.6.4.1  在额定负荷下连续运行时，汽轮发电机三相电流之差不得超过额定值的10%，10万千瓦以下水轮发电机和凸极同步调相机三相电流之差，不得超过额定值的20%，同时任一相的电流不得大于额定值。

15.6.4.2  在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可大于上述规定值，限额须根据试验确定。

15.7  母线事故处理

　　母线故障的迹象是母线保护动作开关跳闸，并出现由于故障引起的声、光、信号等。当母线发生故障停电后，现场值班运行人员应立即报告省调值班调度员，并提供动作关键信息：是否有间隔失灵保护动作、是否同时有线路保护动作、是否有间隔开关位置指示仍在合闸位置。同时对停电母线进行外部检查，并把检查结果报告省调值班调度员（如母线故障系对侧跳闸切除故障，现场值班运行人员应自行拉开故障母线全部电源开关），省调值班调度员按下列原则进行处理：

15.7.1  找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电。若判断确定为某开关拒动（或重燃），应立即将该开关改为冷备用。

15.7.2  找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电，对联络线要防止非同期合闸。

15.7.3  经外部检查找不到故障点时，应用外来电源对故障母线进行试送电。对于发电厂母线故障，有条件时可对母线进行零起升压。

15.7.4  如只能用本厂（站）电源进行试送电的，试送时，试送开关应完好，并将该开关有关保护时间定值改小，具有速断保护后进行试送。

15.7.5  双母线中的一组母线故障，用发电机对故障母线进行零起升压时，或用外来电源对故障母线试送时，应停用母差保护。如母差要继续投用，应做好相应的安全措施。

15.8  发电厂、变电所母线失电的事故处理

15.8.1  母线失电是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于电网故障，继电保护误动或该母线上出线、变压器等设备本身保护拒动，而使联接在该母线上的所有电源越级跳闸所致。对于判别母线失电的依据是同时出现下列现象：

1)        该母线的电压表指示消失；

2)        该母线的各出线及变压器负荷消失（主要看电流表指示为零）；

3)        该母线所供厂用电或所用电失电。

15.8.2  当发电厂母线电压消失时，无论当时情况如何，发电厂值班人员应立即拉开失压母线上全部电源开关，同时设法恢复受影响的厂用电。有条件时，利用本厂机组对空母线零起升压，成功后将发电厂（或机组）恢复与电网并列，如对停电母线进行试送，应尽可能利用外来电源。

15.8.3  当变电所母线电压消失时，经判断并非由于本变电所母线故障或线路故障开关拒动所造成，现场值班运行人员应立即向省调值班调度员汇报，并根据省调要求自行完成下列操作：

15.8.3.1  单电源变电所，可不作任何操作，等待来电。

15.8.3.2  多电源变电所，为迅速恢复送电并防止非同期合闸，应拉开母联开关或母分开关并在每一组母线上保留一个电源开关，其它电源开关全部拉开（并列运行变压器中、低压侧应解列），等待来电（涉及到黑启动路径的变电所按当年《浙江黑启动厂站保留开关表》执行）。

15.8.3.3  馈电线开关一般不拉开。

15.8.4  发电厂或变电所母线失电后，现场值班运行人员应根据开关失灵保护或出线、主变保护的动作情况检查是否系本厂、站开关或保护拒动，若查明系本厂、站开关或保护拒动，则自行将失电母线上的拒动开关与所有电源线开关拉开，然后利用主变或母联开关恢复对母线充电。充电前至少应投入一套速动或限时速动的充电解列保护（或临时改定值）。

15.9  电网解列事故处理

15.9.1  部分电网解列后，事故处理原则如下：

15.9.1.1  如解列开关两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班运行人员无需等待值班调度员指令，可自行恢复同期并列。

15.9.1.2  解列后，解列部分电网的频率和电压调整应遵照本规定执行。为了加速同期并列，可采取下列措施：

1)        调整解列电网的频率，当无法调整时，再调整正常电网的频率；

2)        将频率较高部分电网降低其频率，但不得低于49.5赫兹；

3)        将频率较低部分电网的负荷短时停电切换至频率较高的部分电网；

4)        将频率较高部分电网的部分机组与电网解列，然后再与频率较低部分电网并列；

5)        在频率较低部分电网中切除部分负荷；

6)        如有可能，可启动备用机组与频率较低部分电网并列；

7)        在电网事故情况下，为加速处理，允许两个电网频率相差0.5赫兹、电压相差20%进行同期并列。

15.10  电网振荡事故处理

15.10.1  电网振荡时的一般现象如下：

15.10.1.1  发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动，发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡呜声。

15.10.1.2  失去同期的发电厂与电网间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

15.10.1.3  振荡中心电压周期性的降至接近零，其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小，白炽照明随电压波动有不同程度的明暗现象。

15.10.1.4  送端部分电网的频率升高，受端部分电网频率降低并略有摆动。

15.10.2  电网振荡产生的主要原因如下：

15.10.2.1  电网发生严重故障，因故障切除时间过长，造成电网稳定破坏。

15.10.2.2  大机组失磁，再同步失效，引起电压严重下降，导致邻近电网失去稳定。

15.10.2.3  电网受端失去大电源或送端甩去大量负荷且受端发电厂功率调整不当，引起联络线输送功率超过静稳定极限造成电网静稳定破坏。

15.10.2.4  环状网络或多回路线路中，一回线路故障跳闸后电网等值阻抗增大且其他线路输送功率大量增加，超过静稳定极限，造成电网事故后静稳定破坏。

15.10.2.5  大容量机组跳闸，使电网等值阻抗增加，并使电网电压严重下降，造成联络线稳定极限下降，引起电网稳定破坏。

15.10.2.6  电网发生多重故障。

15.10.2.7  其它因素造成稳定破坏。

15.10.3  电网稳定破坏的处理办法如下：

15.10.3.1  利用人工方法进行再同步。

1)        各发电厂应提高无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值；

2)        频率升高的发电厂应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降至49.8赫兹为止；

3)        频率降低的发电厂就立即采取果断措施（包括使用事故过负荷和紧急拉路）使频率提高，直至49.8赫兹以上。

15.10.3.2  在下列情况下，应自动或手动解列事先设置的解列点：

1)        非同步运行时，通过发电机的振荡电流超出允许范围，可能致使重要设备损坏；

2)        主要变电所的电压波动低于额定值的75%可能引起大量甩负荷；

3)        采取人工再同步（包括有自动调节措施）3~4分钟内未能恢复同步运行；

4)        当整个电网（或多部分）发生非同步运行，其损失将更大。

15.10.3.3  电网发生振荡时，任何发电厂都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时，可按各厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用电的办法处理。

15.10.3.4  若由于发电机失磁而引起电网振荡时，现场值班运行人员应立即将失磁的机组解列。

15.10.4  为便于省调值班调度员迅速、正确地处理电网振荡事故，防止电网瓦解，有条件时应事先设置振荡解列点。当采用人工再同步无法消除振荡时，可手动拉开解列点开关。

15.11  通信中断时电网调度办法及事故处理

15.11.1  省调与直接调度的发电厂或变电所（包括监控中心和集控站）之间通信中断时（指调度电话、系统电话、市内电话、移动电话），省调可通过有关地调转达调度业务。

15.11.2  当发电厂或变电所（包括监控中心和集控站）与各级调度通信中断时，可采取以下方法处理：

15.11.2.1  有调频任务的发电厂，仍负责调频工作，其他各发电厂按本规程中有关规定协助调频，各发电厂还应按规定的电压曲线调整电压。

15.11.2.2  并网发电厂的出力，应按照最近的机组计划出力曲线执行，厂内如有备用容量，应根据电网频率、电压及联络线潮流等情况由发电厂掌握使用。一切预先批准的计划检修项目，此时都应停止执行。

15.11.2.3  发电厂与变电所的主接线，应尽可能保持不变。

15.11.2.4  正在进行检修的厂、站内部（不包括线路开关、闸刀设备），通信中断期间检修工作结束，可以复役时，在不影响主电网运行方式、继电保护整定配合及电网潮流不超过规定限额的情况下，可以投入运行，否则只能转为备用。

15.11.3  在电网发生事故，发电厂、变电所（包括监控中心和集控站）、地调与省调通信中断，同时发电厂、变电所（包括监控中心和集控站）与地调通信也中断，发电厂、变电所（包括监控中心和集控站）可根据本规程和现场事故处理规程迅速进行必要处理，并应采取一切可能的办法与省调或地调取得联系，必要时可用交通工具尽快与地调取得联系。

15.11.4  当发电厂、变电所（包括监控中心和集控站）与地调取得通信联系时，则地调应立即承担所属地区内原来属省调管辖的发电厂、变电所的事故处理。事故时凡能与省调取得联系的地调和发电厂、变电所（包括监控中心和集控站）有责任转达省调的调度指令和联系事项。

15.11.5  通信中断时，若电网发生事故，现场值班运行人员进行处理的规定如下。

15.11.5.1  线路故障：

1)        终端线路跳闸后，重合未成，强送一次，强送不成开关转冷备用；

2)        电网联络线、环网线路（包括双回线）故障三相跳闸后，当线路侧有电，可立即检定同期并列或合环。

3)        没有同期并列装置的联络线开关跳闸，虽然开关两侧有电，现场值班运行人员也不得自行合闸。

15.11.5.2  发电厂与电网解列时：

1)        解列的联络线路有电时，应从解列点迅速并列；

2)        若联络线路已停电，现场值班运行人员应拉开进线开关，等待线路来电后进行同期并列；

3)        省调值班调度员确知联络线已无电，可下令由一端试送。

15.11.5.3  母线故障：

1)        不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大；

2)        找到故障点并能迅速隔离的，在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对停电母线恢复送电；

3)        找到故障点不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电；

4)        经检查找不到故障点时，不得处理，应继续查找；

5)        母线故障恢复送电或一组母线上设备倒向另一组母线供电时，现场值班人员应避免非同期合闸，同时要考虑线路，变压器的潮流及电压水平等情况。

15.11.5.4  母线失电：

1)        双母线运行，一组母线失电。失电母线上送终端变的线路开关可冷倒至运行母线上供电，但应考虑线路、变压器的潮流及电压水平等情况。失电母线上应保留一组电源开关，其它所有开关全部拉开；

2)        单母线失电或双母线失电，可按通信正常时第15.8.3条的有关规定处理。若有备用电源应严格按照先拉开停电线路和进线开关，再合上备用电源开关。

15.12  自动化系统异常时调度工作及事故处理

15.12.1  调度自动化系统异常并影响到省调值班调度员对频率、电压及联络线功率调整时，省调值班调度员应采取以下措施：

1)        立即停用AGC、AVC控制系统，通知相关厂站对频率、电压及联络线功率进行人工调整。

2)        与网调联系，明确系统联络线的调节值，并按规定联系免考事宜。

15.12.2  调度自动化系统异常并影响到省调值（或地调）班调度员正常系统操作或事故处理时，省调（或地调）值班调度员应采取以下措施：

1)        暂缓正常的系统操作。

2)        对于改善系统运行方式的重要操作及事故处理应及时进行，但此时应与现场仔细核对运行方式。

3)        根据应急预案采取相应的电网监视和控制措施。

15.13.3  因调度自动化系统异常影响到省调（或地调）值班调度员对数据的统计及管理时，省调（或地调）值班调度员应及时与自动化值班人员联系，自动化值班人员应及时消除异常，短时无法恢复时应采用人工方法统计生成数据，保证调度工作的正常进行。

16  电网继电保护与安全自动装置调度管理

16.1  继电保护装置管理

16.1.1  继电保护及安全稳定自动装置是保证电网安全稳定运行、保护电气设备的主要装置，地区局、发电厂应严格执行有关国家标准、电力行业标准、国家电力管理部门的规定和其他反事故措施规定以及国家和省有关继电保护技术监督的规定，重视和加强继电保护及安全稳定自动装置的规范管理，切实做好运行维护工作，确保继电保护及安全稳定自动装置的正常、可靠运行。

16.1.2  继电保护新装置投入运行前，新装置的调度管辖部门应编制相应的调度运行说明或运行注意事项，现场运行部门应编制运行规程，并向有关调度、运行人员培训交底。

16.1.3  省调管辖设备的继电保护装置出现缺陷后，地区局、发电厂应立即处理，重大缺陷应及时书面报送省调。

16.1.4  地区局、发电厂的所有继电保护及安全稳定自动装置均应经调试验收合格，并按照电力行业管理部门颁发的检验规程，定期或根据状态评估结果进行校验和维修，调试记录和报告应完整归档。

16.1.5  实行继电保护状态检修的地区局、发电厂每年7月30日前应完成本单位继电保护设备状态评价综合报告和检修决策，并报省调审批。

16.1.6  地区局、发电厂应及时完成电网运行要求的继电保护装置技术改造，切实落实电力调度机构下达的继电保护反事故措施。

16.1.7  继电保护的运行指标应达到电力调度机构的指标要求。

16.1.8  地区局、发电厂每月第五个工作日前应将本单位上月份继电保护装置的动作情况及事故、缺陷报告报送省调，对重大事故应有专题分析报告，并应在事故发生的当日或第二个工作日报送省调。

16.2  继电保护装置整定管理

16.2.1  继电保护装置整定范围划分原则及管理规定

16.2.1.1  电网继电保护的整定计算应符合电力行业标准中有关电网继电保护装置运行整定规程及各级电力调度机构制定的继电保护整定原则。

16.2.1.2  继电保护整定范围原则上与调度管辖范围一致。省调调度管辖的220千伏电网及部分省调调度的110千伏电网的线路保护（包括失灵保护、重合闸）、母线保护、母联（分）保护、备自投、线路故障录波器、发电厂220千伏主变中性点零序电流保护（包括间隙零序保护）及失灵保护等由省调负责整定。发电厂的变压器/发电机及厂用系统设备等保护由主管设备的发电厂负责整定；变电所的220千伏降压变压器（包括联络变）保护应按省调给定的整定限额由主管设备的地调负责整定。主变220千伏后备保护整定单需上报省调备案。

16.2.1.3  发电厂的220千伏线路保护（包括失灵保护、重合闸）、母线保护、母联（分）保护、故障录波器、220千伏主变中性点零序电流保护（包括间隙零序保护）及失灵保护由省调整定。

16.2.1.4  旁路开关的保护整定单应由各所代设备的调度管辖单位提供。

16.2.1.5  500千伏及以上设备的整定划分原则按上级调度规程执行。

16.2.1.6  网调与省调之间继电保护整定分界点的限额由网调确定；省调与发电厂或地调之间继电保护整定分界点的限额由省调确定；整定限额按局部服从全局，相互兼顾、协商的原则确定。确定的限额各方应该遵守，同时整定限额需根据电网情况的变化及时修正。

16.2.1.7  地调与发电厂、地调与地调之间继电保护整定分界点的限额由双方协调，书面确定，共同遵守。整定限额需根据电网情况的变化及时修正。

16.2.1.8  省调、地调应每年编制继电保护整定方案，并定期编制继电保护调度检修运行说明，经单位总工程师批准后实施。

16.2.1.9  新、扩（改）建发、输变电设备运行管辖单位应提供电网继电保护整定计算所需的设备参数和图纸资料。设备投产前三个月应提供相应的线路设计参数（分段说明导线型号、长度、架设方式和几何均距，电缆线路还应提供厂家设计阻抗值）、发电机和变压器出厂试验报告、完整的一次主接线图与继电保护图纸资料（含CAD图纸一份）；投产前一个月应提供现场继电保护装置版本清单与互感器变比清单；投产前两天应提供线路实测参数。各地区等值至220千伏变电所110千伏母线的等值阻抗应在每年一月十五日前按省调要求统一上报省调（包括上一年投产及本年度计划投产的设备）。

16.2.2  继电保护整定方案的编制依据

16.2.2.1  系统运行部门提供的电网正常运行方式、检修运行方式，特殊运行方式（包括预计本年投产工程的接入方式）。

16.2.2.2  系统运行部门提供的线路最大潮流、母线最低运行电压、电网稳定要求的故障切除时间，重合闸使用方式和最佳重合时间等。

16.2.2.3  继电保护整定计算所需的设备参数和图纸资料（未投产设备可采用设计参数）。

16.2.2.4  电网继电保护配置。

16.2.3  继电保护整定方案应包含的内容

16.2.3.1  电网接线及电网运行方式说明。

16.2.3.2  变压器中性点接地方式安排原则及其分布。

16.2.3.3  继电保护整定原则及说明。

16.2.3.4  继电保护整定配合中存在的问题及其处理对策。

16.2.3.5  电网检修方式（包括特殊运行方式）对继电保护运行的要求及其相应措施。

16.2.3.6  继电保护装置整定配置图。

16.3  继电保护装置运行和操作管理

16.3.1  属省调调度一次设备的继电保护装置，其调度关系原则上与一次设备相一致。发电机、220千伏变压器的主保护及失灵保护、主变220千伏中性点接地方式属省调许可，由地调、发电厂调度操作。

16.3.2  任何设备不允许无保护运行，由于一次设备检修、新设备启动、保护试验、调整定值或继电保护装置故障需停用时，继电保护调整原则上应按《浙江220千伏电网继电保护调度检修运行规定》执行。

16.3.3  属省调调度管辖的继电保护装置，其状态改变（停用、投入、更改定值等）应事先申请并得到省调值班调度员的同意。

16.3.4  现场需更改保护运行状态时，应履行调度申请手续。特殊情况可向省调值班调度员申请。

16.3.5  继电保护装置一般具有“跳闸” 、“信号” 、“停用”三种状态。若继电保护装置上无工作，但需将继电保护装置退出运行时，正常应将其改为“信号”状态。

16.3.6  对具备远方操作功能的微机继电保护装置，正常投退可通过远方操作保护功能软压板进行，但装置有工作或装置异常时应操作硬压板。

16.3.7  省调调度范围的继电保护设备，在更新改造或定值更改后，现场值班运行人员应核查设备符合运行规程要求并与整定单要求一致，在设备投入运行前应向省调值班调度员汇报确认具备投运条件，省调值班调度员应与发电厂、变电所值班员核对整定单无误。

16.3.8  每年夏季高峰前各单位应进行一次全面的继电保护定值“三核对”工作：现场运行人员核对装置内部整定值与整定单一致；地调继保部门与运行部门、检修部门核对整定单编号一致，并将核对情况汇总上报省调；省调继保专业人员与省调调度人员核对整定单编号一致。

16.3.9  更改微机保护装置定值，无特殊要求时可不作交流通流试验校核，但需进行定值打印核对确认。

16.3.10  国产微机保护装置在运行中需要切换已固化好的成套定值时，由运行值班人员按规定方法切换，此时可不停用微机继电保护装置，但应立即打印（显示）核对新定值。

16.3.11  旁路开关代出线时，旁路开关保护定值应按所代设备调度管辖单位提供的整定单执行。

16.3.12  继电保护装置动作以后，运行值班人员应及时检查和打印故障报告，将保护动作信号详细准确记录；同时应及时将动作跳闸的保护装置名称、故障相别、重合闸装置及录波器动作情况、故障测距汇报值班调度员；并将故障录波文件（或波形图）、保护装置的打印报告存档并在三个工作日内上报给省调。

16.3.13  当保护装置发生异常情况时，运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报，并按有关规定处理。必要时报告局（厂）总工程师，并通知保护专业人员及时到现场处理。发生不正确动作后，运行部门应保护现场，在经有关部门同意后，设备管辖单位的继电保护人员应尽早进行诊断性试验，查明事故原因。对重大事故，由省公司组织有关单位进行调查。

16.3.14  运行值班人员应按继电保护运行规程对继电保护装置及其二次回路进行定期巡视，对相关设备作在线测试和记录，并对控制回路信号、继电保护装置信号、交流电压回路、直流电源等进行监视。

16.3.15  对高频保护每天应定时自动测试或人工检查通道信号，并做好记录。运行中如发现通道异常时，值班运行人员应立即向省调值班调度员汇报；若需停用保护，则应向省调值班调度员申请停用，通知有关部门检查处理。

16.3.16  纵联保护通道设备如阻波器、结合滤波器、接地闸刀、分频滤波器（差接网络）、高频电缆、光缆、光纤通信和PCM等设备的运行维护、调试、检修应明确分工，加强管理。当保护通道设备工作时，应事先与相关专业联系，并通过设备所在运行单位履行调度申请手续，严格执行工作票制度。

16.3.17  无人值班变电所继电保护补充规定

16.3.17.1  当无人值班变电所继电保护装置和通道设备异常告警或故障告警时，监控中心应立即通知操作站赶往现场查看，检查确认后汇报调度。

16.3.17.2  对无人值班变电所内不具备高频通道自动测试功能的220千伏线路高频保护，仍需每天进行手动通道交换试验并作好记录。

16.3.17.3  监控中心或集控站应将下辖无人值班变电所继电保护上送的告警信号和动作信号，纳入正常运行监视范畴。

16.3.17.4  操作站和执行操作任务的监控中心对无人值班变电所继电保护设备进行远方切换保护定值区、远方投退保护功能压板操作时，应严格执行操作票制度和操作监护制度，操作完成后应进行状态（定值）确认。

16.3.18  省调、地调调度值班室内应备有下列资料，并逐步实现资料的电子化管理：

16.3.18.1  电网继电保护整定方案（附配置图）。

16.3.18.2  继电保护装置的调度运行说明。

16.3.18.3  继电保护装置的原理接线图。

16.3.18.4  继电保护装置的整定通知单。

16.3.18.5  线路继电保护允许的最大负荷潮流限额。

16.3.18.6  各分界点保护装置的定值限额表。

16.3.18.7  保护装置临时变动记录簿。

16.3.19  各发电厂、集控站（操作站）和变电所现场应具备下列资料，并逐步实现资料的电子化管理：

16.3.19.1  继电保护装置整定单。

16.3.19.2  正确齐全的继电保护竣工图（原理接线图、安装图、端子排图、电缆清册等）。

16.3.19.3  继电保护装置现场运行规程或规定，电网继电保护装置检修运行规定。

16.3.19.4  继电保护装置工作记录簿、运行记录簿。

16.3.19.5  其他有关的运行规定和必要的技术资料。

16.4  安全稳定自动装置管理

16.4.1 安全稳定自动装置配置管理

16.4.1.1 当电力系统无法满足《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，在正常运行方式和经常出现的检修方式下存在较严重的安全稳定隐患，或者对相关电能质量指标必须进行有效控制时，应装设安全稳定自动装置。

16.4.1.2 调度机构于每年10月底前向相关单位下达下一年度的安全稳定自动装置配置计划，各单位应在年度技改计划中予以落实并负责实施。因特殊原因临时提出的安全稳定自动装置，由调度机构于装置投运三个月前向装设单位下达，装设单位应采取措施予以落实。

16.4.1.3 安全稳定自动装置涉及上级调度管辖及许可设备或需要上级调度协调的，在配置计划下达前需经上级调度同意。

16.4.1.4 基建项目配套的安全稳定自动装置应与相关基建项目同步立项、同步实施、同步投运。

16.4.1.5 浙江电网安全稳定自动装置设计应遵循《电力系统安全稳定控制技术导则》、《继电保护和安全自动装置技术规程》、《华东电网安全稳定自动装置设计技术原则规定（试行）》等规定和要求。

16.4.1.6 浙江电网安全稳定自动装置实行准入制度。省调根据本网实际情况制定安全稳定自动装置技术规范和准入细则，系统各单位应严格执行。严禁未通过准入审查的安全稳定自动装置进入浙江电网运行。

16.4.2  安全稳定自动装置投运管理

16.4.2.1 安全稳定自动装置必需首先做好设计，并由装设单位组织调度机构、运行部门、及设计单位进行审查。

16.4.2.2  安全稳定自动装置出厂前，装设单位应组织调度机构、运行部门及施工单位进行出厂验收，形成验收报告。

16.4.2.3 安全稳定自动装置现场安装工作完毕后，装设单位应组织装置现场验收，有条件时需进行系统试验，形成验收（试验）报告。试验（试验）报告应报装置所辖调度机构备案。涉及多个厂站的区域稳定控制系统，应进行系统联调试验。

16.4.2.4 安全稳定自动装置投运前，装置所辖调度机构应编制并下达装置调度运行规定、装置定值单和相应的稳定限额。

16.4.2.5 安全稳定自动装置运行单位应根据装置所辖调度机构下达的调度运行规定，结合装置的原理和操作要求，制定安全稳定自动装置现场运行规定及典型操作票，并报装置所辖调度机构备案。

16.4.2.6 安全稳定自动装置投运前，装置运行单位应向所辖调度机构申报安全稳定自动装置投运申请单，装置所辖调度机构确认装置投运条件满足要求后，下令装置投入试运行，试运行期间装置一般投信号状态，装置连续试运行时间应大于24小时。装置试运行正常后，由所辖调度机构下令投入正式运行。

16.4.3  安全稳定自动装置运行管理

16.4.3.1 安全稳定自动装置的调度管辖范围，原则上与一次设备管辖范围一致，也可根据上级调度要求，由上级调度管辖。

16.4.3.2 安全稳定自动装置（重合闸、备用电源自投除外）设置方案及整定值由所辖调度机构的运行方式人员负责编制，继电保护人员会签。装置的日常维护和定校由继电保护专业负责管理。

16.4.3.3 安全稳定自动装置的跳闸、信号、停用状态的改变由装置运行单位向所辖调度机构申报状态改变申请单，并由所辖调度机构调度员发令操作。安全稳定自动装置运行单位要对装置的运行状态变化作好详细记录。

16.4.3.4 安全稳定自动装置动作时，装置所辖调度机构要及时组织对装置的动作情况进行分析，包括必要的校验和计算分析，以确定装置的动作是否正确合理。

16.4.3.5 安全稳定自动装置所辖调度机构应结合电网接线变化，定期对装置动作策略及定值进行校核，必要时重新下达装置整定单。当装置动作策略不适应电网现状时，装置所辖调度机构应及时退出装置并通知装置装设单位进行改造或安排装置退役。

16.4.3.6  对已投入运行的安全稳定自动装置，任何可能影响装置原理和动作行为的改变，如涉及软件、硬件、二次回路和通信通道等，均应征得装置所辖调度机构的同意，并应事先提出修改的策略方案，修改的设计说明书及原理接线图。装置改动后，试验报告报装置所辖调度机构备案。装置所辖调度机构视改动情况对相关调度运行规定、定值单和稳定限额作出修订。

16.4.3.7  运行单位应对安全稳定自动装置进行日常检查巡视。当装置出现缺陷或动作时，运行单位应及时汇报装置所辖调度机构当值调度员，并填写缺陷及动作报表。

16.4.3.8  安全稳定控制装置定期检验工作由装置所在地区局、发电厂负责。安全稳定控制装置检验周期，检验项目和要求按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的规定执行。

16.4.3.9  安全稳定自动装置的退役应由装置所辖调度机构正式发文明确。

17  电力通信管理

17.1  一般原则

17.1.1  电力调度通信系统是电力系统的重要组成部分，由光纤、微波、载波等基础传输网络，调度交换网、行政交换网、会议电视系统、应急指挥系统等业务网络，同步网、网管系统等支撑网络，以及通信电源等辅助设施组成，是电网生产、运行、管理的重要技术支撑系统。

17.1.2  电力通信系统是一个整体，具有全程全网、联合作业、协同配合的特点，应坚持统一规划、统一部署和分步分层实施的原则。

17.1.3  调度通信专业工作的主要职责是确保电力调度通信系统正常运行，为保障电网安全、稳定、经济运行提供可靠、优质的通信服务和技术支持。

17.1.4  全省调度通信管理机构分为省调、地调、县调三级，省调通信处是全省电力系统调度通信专业的归口管理部门。各级调度机构应设置相应的通信管理部门，发电企业、地区局应设置通信系统运行维护部门，并应配备通信运行维护专职（责）人员。

17.1.5  省调、地调应设置24小时有人值班的通信调度，配置专职通信调度管理人员和通信调度值班员。各级通信调度是通信网运行指挥、监视和协调机构，负责通信检修、故障处理等指挥协调工作。

17.1.6  调度通信工作实行统一领导，分级管理的体制。各级调度通信管理部门和通信专业人员应严格执行电力系统调度通信管理的规程、规定和办法，并根据具体情况制定实施细则。

17.1.7  通信设备按属地化管理原则进行运行、维护、检验、检修、缺陷处理、技术改造和备品备件管理等。

17.2  通信运行管理和维护

17.2.1  通信系统的运行管理和维护应满足电力生产运行的特点与要求。各级通信机构应加强管理，通信运行管理、维护单位应保持所辖通信电路的正常运行，符合相关技术质量指标，为电力生产提供不间断的通信服务。

17.2.2  省调、地调应编制管辖范围内的通信网年度运行方式，并报本级调度机构和上级调度机构通信专业管理部门备案。

17.2.3  各级通信调度是所辖范围电力通信网运行、管理的指挥中心，应依据通信调度规程在通信调度管辖范围内下达通信调度指令，履行通信调度职责。

17.2.4  各级通信调度在电力通信业务活动中应遵守调度纪律，严格执行下级服从上级，局部服从整体，支线服从干线、无备用优先的通信调度原则。

17.2.5  通信运行管理、维护单位应服从通信调度指挥，严格执行通信调度指令，确保电路畅通。

17.2.6  省公司或地市公司所属各超高压、送变电公司在涉及相关通信系统及调度生产业务的检修、施工等工作中，应服从各级通信调度指挥，严格执行通信调度指令。

17.2.7  通信运行管理、维护单位应制定通信站运行管理、维护责任区段及运行维护细则，认真落实通信站的运行管理维护职责。

17.2.8  通信运行管理、维护单位应按计划做好电路测试、设备的定期检查及试话等工作，在日常运行中应及时处理设备故障和缺陷，积极配合查处故障，做好运行记录、故障记录和运行分析、月报等工作。

17.2.9  通信站实行无人值班必须建设可靠的通信网监控系统，220千伏及以上变电所、监控中心、集控站等通信站应经所辖调度机构验收批准后方可投入运行。

17.2.10  无人值班通信站应定期巡检，220千伏变电所通信站例行巡检不得少于每月一次，500千伏变电所通信站例行巡检不得少于每月两次。

17.2.11  光纤复合架空地线（OPGW）由线路运行维护单位负责全面的运行维护，通信运行维护单位负责其中光纤的检测、维护。

17.2.12  光纤复合架空地线（OPGW）引入到变电所控制楼或保护小室内的接入光缆由通信运行管理、维护单位负责专业技术管理和检修，变电运行部门负责日常的运行巡视和维护。

17.2.13  继电保护需使用专用光纤通道时，应向所辖电力调度机构通信管理部门提出纤芯使用数量及技术性能要求的申请，由所辖电力调度机构通信管理部门统一调配；由地区局变电检修工区负责通信的光纤配线架屏连接器至继电保护装置尾缆的运行维护。

17.2.14  500千伏线路继电保护、安全自动装置等业务通道采用专用纤芯时，光缆应使用220千伏及以上的OPGW；采用复用通信设备方式时，应使用500千伏厂站的设备，光缆应使用220千伏及以上的OPGW。

17.2.15  220千伏线路继电保护、安全自动装置等业务通道采用专用纤芯时，应使用110千伏及以上的OPGW；采用复用通信设备方式时，应使用220千伏厂站的设备，光缆应使用110千伏及以上的OPGW。

17.2.16  同一回线路的两套继电保护或电网安全自动装置均采用复用通道时，应通过两套独立的光通信设备传输。继电保护、安全自动装置等业务应急迂回通道应满足传输总延时不大于12ms，收发同一路由。

17.2.17 传输同一回线路的同一套继电保护或电网安全自动装置的所有通信设备，应接入同一套电源系统；传输同一回线路的两套继电保护或电网安全自动装置的两组通信设备，应分别接入两套电源系统。

17.2.18  为满足电网安全生产的需要，进入电网调度机构、通信枢纽、变电所和大（中）型发电厂的通信光缆/电缆应采用不同路由的电缆沟进入通信机房。通信电缆沟应与一次动力电缆沟相分离，如不具备条件，应采取电缆沟内部分隔等措施进行有效隔离。

17.2.19  通信电源和防雷接地系统是通信网的重要基础设施，运行管理、维护单位应设立通信电源及防雷接地管理专职，负责通信电源和防雷接地的相关工作。

17.3  通信检修管理

17.3.1  浙江电网通信检修分为计划检修、临时检修和紧急检修。

17.3.2  计划检修指列入通信年度和月度检修计划的设备维护、技改及调试等通信检修工作。

17.3.3  临时检修指未列入通信年度和月度检修计划，需要适时安排的通信检修工作。

17.3.4  紧急检修指因遭突发外部原因和不可预期的通信设备故障需立即实施的通信检修工作。

17.3.5  在各级电网设备运行、检修、基建和技改等工作中，凡影响浙江电力通信业务的，均属通信检修工作，应纳入电力调度机构通信管理部门管理范围。

17.3.6  涉及电力调度生产业务的通信检修，通信运行管理、维护单位应严格执行相关调度系统和通信系统检修工作管理制度，逐级申报和审批。

17.3.7  通信运行管理、维护单位应编制通信设备检修年度和月度工作计划，报上级电力调度机构通信管理部门审批。通信计划检修原则上应与电网一次设备计划检修同步。通信检修工作应严格按照通信检修计划执行。

17.3.8  在通信设备出现缺陷时，检修责任单位应组织制定计划进行检修。涉及调度生产业务的缺陷，应按照调度管辖范围及时汇报相关电力调度和通信调度，制定技术方案等有效措施，保障通信业务安全运行。

17.3.9  通信检修工作实行通信检修工作票制度。检修责任单位应按要求填写通信检修工作票，并由通信检修负责人审核、签字，检修工作按工作票确定的时间和内容开展，严禁超范围、超时间检修。

17.3.10  当通信检修影响或需要改变电网一、二次系统设备运行状态时，通信检修工作除需具备通信检修工作票外，检修责任单位还应协调相关部门同时提交电网一次设备检修工作票。两票均获得审批后，方可实施通信检修工作。

17.3.11  当电网一次设备检修或电网基建、改造等工作影响相关通信系统及设备正常运行时，电网一次检修责任单位应提前10个工作日以书面形式向所辖通信调度申请，并上报设计单位编制的临时通信运行方案，经所辖通信调度批准后方可开展相关工作。

17.3.12  通信检修工作的开、竣工按通信调度管辖采用电话方式下达、执行通信调度令，严禁违规操作。

17.3.13  在通信设备出现影响电网安全运行的故障时，通信运行管理、维护单位应立即组织紧急抢修，同时立即汇报相关电力调度和通信调度，报告故障所影响的通信业务及已采取的有效措施，并尽可能快地恢复受影响的通信业务。

17.3.14  通信故障处理原则：先调度生产业务，后其它业务；先上级业务，后下级业务；先抢通，后修复的原则。

17.3.15  通信运行管理、维护单位应编制所辖范围通信保障应急预案，其中调度生产业务应急保障应列为预案的最高级别。通信应急预案应根据网络结构和业务需求变化及时进行修改和补充。

17.3.16  对220千伏及以上输电线路光纤复合架空地线（OPGW）本体开断检修工作，相关责任单位应提前10个工作日向所辖通信调度提出书面申请，同时应向所辖电力调度机构提交电网一次系统设备停役申请。在两份申请均获得批准后方可准备实施OPGW开断工作。

17.3.17  在220千伏及以上输电线路OPGW本体开断过程中，光缆中断时间原则上不应超过8小时。

17.3.18  相关责任单位在许可施工单位开始OPGW本体开断工作之前，应得到所辖电网调度、通信调度的双重工作许可，以确保线路已停电和相关继电保护、通信业务均已退出。

17.4  通信网络建设管理

17.4.1  省调负责制定并执行全省通信网络总体规划，各地区局、各县（市）局制定分年度实施计划或编制区域规划，并根据需要进行滚动修编。

17.4.2  各级通信网络建设及改造应依据经上级主管部门审查批准的规划或计划进行，并遵循相应的通信网络建设规范，系统的功能和技术指标应符合电网调度通信系统实用化要求，并满足电网生产、运行、管理的实际需要。

17.4.3  通信网中采用的各种设备应符合已颁发的国家标准、行业标准，技术上具有先进性、成熟性、互通性和实用性，主要通信设备的选型、接口、配置等有关技术要求由省调统一管理。

17.4.4  新建、改（扩）建工程的调度通信设备应和一次设备同步规划、同步建设、同步投运。

17.4.5  500千伏变电所、发电厂通信物理通道应满足双重化要求且相互独立，传输设备按双重化原则配置。220千伏及110千伏厂站通信物理通道应满足双重化要求且相互独立，传输设备的重要板卡冗余配置。

17.4.6  新建、改（扩）建220千伏及以上线路原则上要求建设OPGW光缆，新建同塔多回220千伏及以上电压等级的线路应根据电网规划的方向架设多根OPGW光缆，以满足继电保护高可靠性光纤通道的要求。对于220千伏跨地区线路，应随线路架设OPGW光缆,以保证相邻地区在220千伏电压等级上具备两条以上跨区光缆。

17.4.7  调度机构通信机房、通信枢纽站、500千伏及220千伏变电所应设立独立的双套通信电源系统。

17.4.8  发电厂并网的通信设备技术体制应与所并入电力通信网所采用的技术体制一致，符合国际、国家及行业的相关技术标准，并具有电信主管部门或电力通信主管部门核发的通信设备入网许可证。

17.4.9  发电厂并网的通信方案应经电力调度机构审核同意，并通过电力调度机构组织的测试验收。

17.4.10  发电厂并网的通信电路应配备监测系统，并能将设备运行工况、告警监测信号传送至相关通信电路的通信机构或有人值班的通信站。

17.4.11  新建、改（扩）建工程的通信设备（统称新设备）投运前，应经过设备验收合格，质量符合安全运行要求，各项指标满足入网要求，资料档案齐全，运行准备就绪（包括人员的培训、设备命名、相关规程和制度等均已完备）。

17.4.12  新设备接入现有通信网，应在新设备启动前1个月向有关调度机构通信专业管理部门提供相关资料，并于15天前提出投运申请。

17.4.13  新设备经初验合格后投入试运行, 试运行期一般要求3至6个月。通信设备运行率指标应达到99%及以上，并经相关的运行管理、维护单位验收合格后方可正式投入运行和考核。

17.5  通道频率管理

17.5.1  为了合理利用通信频率资源，避免通信通道间的相互干扰，无论是电力线载波、微波、特高频及其它无线电通信，均应对通道频率实施管理。

17.5.2  凡省网内220千伏电力线高频保护、自动装置、电力载波通道的相位和频率，均由省调负责安排。110千伏及以下线路高频通道的频率和相位，由各地调负责安排，报省调备案。

17.5.3  无线电台及特高频的频率，在杭单位应向省局无线电管理委员会申请，其它单位向当地无线电管理委员会申请，同时报省局无线电管理委员会备案。

17.5.4  系统内微波频率由华东电网公司无线电管理委员会统一管理，各地区局向省局无线电管理委员会申请，由省局无线电管理委员会向省无线电管理委员会申报，必要时请华东电网公司无线电管理委员会协调。

18  调度自动化管理

18.1  一般原则

18.1.1  电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，保障系统安全、稳定、可靠的运行。

18.1.2  浙江电网调度自动化系统由电网监控、电量采集、动态监测、市场运营、调度生产管理等主站系统、子站设备和数据传输通道构成。调度自动化系统一般包含下述子系统：能量管理系统、广域相量测量系统、监控SCADA系统、电能量采集计量系统、调度数据网络、调度生产管理系统及其他和调度生产运行直接相关的自动化系统，以及相应的主站和厂站设备。

18.1.3  电网调度自动化专业工作的主要职责是确保调度自动化系统正常运行，及时有效地提供电网生产、市场运营与调度管理信息，对电网运行实时监控，为电网安全、稳定、经济运行提供技术支持和信息支持。

18.1.4  省调自动化处是全省电力系统调度自动化专业的归口管理部门。各级调度机构应设置相应的自动化管理部门或专职岗位；发电企业、供电公司应设置厂站自动化系统运行维护部门，并应配备足够数量的具备自动化专业素质的技术和管理人员。

18.1.5调度自动化工作实行统一领导，分级管理的体制。各级调度自动化管理部门和自动化专业人员应严格执行电力系统调度自动化管理的规程、规定和办法，并根据具体情况制定实施细则。

18.1.6按属地化管理进行自动化设备的运行、维护、检验、检修、缺陷处理、技术改造和备品备件管理等工作。

18.2 发电厂、变电所运行维护部门职责

18.2.1贯彻执行国家、电力行业颁发的调度自动化各项技术标准、导则、规程和管理规定等，遵守并执行相关调度机构自动化专业管理部门制定的技术标准和管理规定等。

18.2.2做好本单位自动化子站系统的方案设计与建设，接受相关调度机构自动化专业管理部门对技术方案的审查与验收；做好本单位调度自动化子站设备的运行维护、检验和统计分析，并按相关调度机构自动化专业管理部门的要求及时上报有关情况。

18.2.3按照调度管辖关系，服从相关调度机构自动化专业管理部门的协调指挥，及时排除隐患，确保子站系统的各项运行指标满足《电网调度自动化系统运行管理规定》的要求，保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性。

18.2.4做好本单位调度自动化子站系统的投运、升级、改造、退役等工作，各项功能满足相关调度机构自动化专业管理部门的要求。

18.2.5做好本单位二次系统安全防护工作、事故障碍的分析，接受相关调度机构自动化专业管理部门的指导，并落实改进措施。

18.2.6编制相关自动化设备的现场运行规程及使用说明，并向有关人员培训交底。

18.3  调度自动化信息管理

18.3.1  各级调度自动化系统的信息应满足必要的冗余度和电网调度运行监视、控制、分析的相关要求。直接采集的实时数据的范围应覆盖其调度管辖范围，并包括与其调度管辖范围紧密相关的设备的实时数据。

18.3.2  调度自动化实时信息

1)    遥测量：线路有功、无功、电流、电压；母线电压、频率；变压器各侧有功、无功、电流、分接头位置；发电机有功、无功、电流、机端电压；旁路/母联/分段开关有功、无功、电流；厂用变、启动变、高压备变有功、无功；AGC、AVC相关信息；直流输电系统、串补装置、PMU 的有关信息。水电站上/下水位；火电厂脱硫信息；核电站核反应堆热功率、核反应堆核对数功率等有关特殊信息。

2)    遥信量：开关（分/合）状态，刀闸（分/合）状态，地刀（分/合）状态，厂站事故总信号，GPS告警信号，重要的保护动作信号，AGC、AVC 相关状态信号，机组一次调频装置投入/退出信号，机组PSS 装置投入/退出信号，机组脱硫等相关信号。

3)    遥调量：调度自动化系统下发厂站的AGC、AVC 等调节指令。

4)    遥控量：调度自动化系统下的开关量控制指令。

5)    电能量：调度运行所需的发电厂、变电所上网关口和其它计量关口的电能量以及非关口电能量。

6)    电网调度运行监视、控制和分析计算所需的其它信息。

18.3.3  调度自动化非实时信息传输的主要内容包括：发用电计划、检修计划、设备参数、调度生产日报数据及其他相关生产管理信息等。信息格式和传输方式按上级调度部门统一规定执行。

18.3.4 由两个及以上调度机构共同管辖的厂站，应同时向相应的调度机构直接传送调度自动化系统数据。厂站监控系统和各调度自动化系统采集的信息，其数值和状态应保持一致。

18.3.5 网内各调度机构之间实时信息共享。下级调度应根据上级调度的要求向上传送相关的调度自动化信息，下级调度可向上级调度申请获取需要的调度自动化信息。

18.3.6  新建、改建、扩建工程，调度自动化信息应满足所管辖调度部门的调度自动化系统的要求。

18.4  调度自动化系统建设及改造要求

18.4.1  各级调度自动化系统建设及改造应依据经上级主管部门审查批准的规划进行，系统的功能和技术指标应符合电网调度自动化系统实用化要求，并满足电网调度管理的实际需要。

18.4.2  调度自动化系统中采用的各种设备应符合已颁发的国家标准、行业标准，遵守系统所规定的通信规约和接口技术条件。

18.4.3  新建、扩建工程的调度自动化设备应与一次设备同步投运，并满足调度自动化系统接入条件（如远动通道、数据网通道、信息范围、技术文件资料等，发电厂还应满足如AGC/AVC装置及其性能、机组协调性能、二次系统安全防护等有关技术要求），否则调度部门有权拒绝进行一次设备的启动投产。

18.4.4  凡省调统调水电机组和采用分散控制系统（DCS）的发电机组均应具备AGC/AVC能力,机组的响应时间、调节速率、调节范围等应达到省调颁布的基本技术要求。

18.4.5  省调统调火电机组均应具备一次调频能力，一次调频的有关技术指标应达到相关技术要求，正常情况下应投用，有关实时信息应上送省调，并按照相关规定进行考核。

18.4.6  同属两级及以上调度机构管辖的厂、站，信息传送可以采用一发多收的方式。一般不允许在同一厂、站内安装两台及以上重复采集信息的运动装置。

18.4.7  新设备投运现场应具备完整的技术文件、图纸资料、调试报告和供运行、检修管理用的各类台帐、以及专用的仪器、仪表和工具。

18.4.8 新安装的自动化系统和设备应具备的技术资料:

1)   设计单位提供的己校正的设计资料，包括：竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等；

2)   制造厂提供的技术资料，包括：设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等；

3)   工程负责单位提供的工程资料，包括：合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等。

18.4.9 正式运行的自动化系统和设备应具备下列图纸资料:

1)   设备的专用检验规程，相关的运行管理规定、办法；

2)   设计单位提供的设计资料；

3)   符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录；

4)   设备投入试运行和正式运行的书面批准文件；

5)   试制或改进的自动化系统设备应有经批准的试制报告或设备改进报告；

6)   各类设备运行记录(如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告等)；

7)   设备故障和处理记录(如设备缺陷记录簿)；

8)   相关部门间使用的变更通知单和整定通知单；

9)   软件资料，如程序框图、文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。

18.4.10 各级调度自动化管理部门、厂站自动化运行维护单位应按照国家有关部门颁发的规定做好二次系统安全防护工作，确保二次系统信息安全。设备接入调度数据网应经过相应调度机构批准。

18.4.11调度自动化系统（主站系统、厂站RTU、厂站计算机监控系统）如需进行改造和大修，其改造和大修的技术方案应经上级调度主管部门审查批准后方可实施。

18.5  调度自动化的运行管理

18.5.1  调度自动化设备的运行维护由所管辖的单位负责。运行人员应了解所管辖的一次电网和通信网络结构、自动化设备的技术性能和技术指标，以及厂、站信息采集范围等系统情况，认真做好系统运行的例行测试、信息核对和运行值班记录。

18.5.2  省调、地调调度自动化设备运行维护实行24 小时值班制度；省调直调厂站调度自动化设备运行维护实行24小时候班制度，候班人员电话应保持24 小时畅通。

18.5.3  厂站运行值班人员负责监视厂站自动化设备的运行状态，及时发现缺陷，并明确其是否可用。

18.5.4  各地调在其网内自动化设备发生重大异常事件后，应按以下规定时间向省调汇报，并在48小时内提供书面分析报告。

1)  调调度自动化系统异常导致误调、误控一次设备，或致使调度人员无法通过该系统对电网进行监控，地调值班调度员和自动化值班人员应在15分钟内分别向省调值班调度员和自动化值班人员报告；

2)  发生大面积病毒感染、黑客攻击等重大二次系统安全防护事件或一类信息安全事件，地调自动化值班人员应在15分钟内向省调自动化值班人员报告；

3)  县调调度自动化系统和110千伏及以上厂站（含集控站、监控中心）自动化系统异常导致误调、误控一次设备，或致使调度人员、值班人员无法通过该系统对电网进行监控，地调自动化部门应在8小时内向省调自动化处报告；

4)  其它因自动化设备异常严重影响电网调度和运行控制的事件，地调自动化部门应在8小时内向省调自动化处报告。

18.5.5  自动化系统或设备的检修、检验等工作应按照检修管理规定进行申请，并经现场值班和上级调度端自动化值班人员许可后进行，未经自动化运行值班人员同意，不得无故停用。

18.5.6  厂(站)一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，有关远动装置、测控装置、变送器等装置均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，应按停复役规定办理申请和批准。

18.5.7 在有可能影响自动化设备运行的一、二次回路上工作和操作时，应当采取相应措施，防止错误信息影响调度自动化系统，并通知相应调度的自动化运行值班人员。在工作完结时，现场运行人员应当对信息进行正确性校核。

18.5.8 自动化运行值班以及维护人员开始在调度自动化系统上工作或发现调度自动化系统功能和信息异常时，应该立即通知有关电网调度和运行人员，提醒电网调度和运行值班人员采取相应措施，防止错误信息导致电网调度和控制出现差错。

18.5.9 在一、二次系统发生与调度自动化系统有关的变更时，应将有关变更内容及时通知调度自动化运行管理部门，调度自动化运行管理部门应根据变更内容及时修改数据库、画面、报表、模拟屏接线等，确保调度自动化系统反映的电网情况为当前实际状态。

18.5.10 在调度自动化系统及相关系统发生变更，如系统改造、新设备接入和参数变更时，相应的管理部门应该在实施前把方案报上级调度自动化管理部门审查，同时上报接入和变更申请，经批准后方可实施接入。

18.5.11各级调度机构和厂站运行维护单位应保证其所运行维护设备的图纸、资料齐全，做到图实相符。

18.5.12运行中的调度自动化设备应做好软件和数据备份，备份应专柜存储，专人管理，并定期进行检查性恢复试验。自动化设备首次投入运行前或每次变更后应及时进行数据备份。如无变更，厂站端应至少每半年备份一次，主站端应至少每季度备份一次。

18.5.13凡参与电网AGC/AVC调整的机组(发电厂)，在新机组投产前和机组大修后，应经过对其有调度管辖权的调度机构组织的系统联合测试。测试前发电厂应向调度机构提出进行系统联合测试的申请，并提供机组(发电厂)有关现场试验报告；系统联合测试合格后，由调度机构以书面形式通知发电厂。

18.5.14凡参加AGC/AVC运行的单位应保证其设备的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得将投入AGC运行的机组(发电厂)擅自退出运行或修改参数。

18.5.15 各调度机构的自动化管理部门和厂站自动化运行维护部门应针对自动化系统和设备可能出现的故障，制定相应的应急方案和处置流程。

18.6  调度自动化的检修管理

18.6.1自动化主站设备，自动化厂站设备应充分利用自动化设备的技术特点，综合考虑自动化设备状态、运行质量、成本等因素，在保证电网安全运行的前提下，按照资产全寿命周期管理的理念，实行状态检修。自动化厂站设备检修在未正式开展状态检修前暂按原规定执行。

18.6.2厂站自动化测控装置、测控保护合一装置依据状态检修原则开展周期检验，检验工作一般要求与一次设备同时进行，检修计划应与一次设备检修统筹考虑。

18.6.3自动化设备检修工作应纳入生产计划管理流程，并按相关规定申请、批复和许可。

18.6.4自动化设备检修，应按照《浙江电网自动化设备检修管理规定》的相关要求执行，并应提前向调度部门办理申请手续。对于测控装置、测控保护合一装置的停役检修，虽然申请已经批准，但在停役检修前，仍应得到得到省调当值调度员或华东网调的许可，同时也应得到省调自动化值班员的许可。

18.6.5自动化设备的检修分为计划检修、临时检修。计划检修是指有计划的设备结构更改、软硬件升级、大修、定期检验及设备消缺（重要缺陷和一般缺陷）等工作；计划检修分年度和月度检修。厂站设备计划检修应尽可能结合一次设备的检修进行。临时检修指非计划性检修，主要是对关键设备故障的处理和紧急缺陷的消缺工作。

18.6.6年度计划应注明：项目名称、主要工作内容、计划实施时间、项目所涉及的主要设备、主要应用功能、影响范围等内容，年度计划需与一次设备基建、改造计划平衡，并在规定时间内上报。

18.6.7月度检修计划应包括计划检修的设备、是否停电检修、检修工作主要内容、检修工作的起止时间、以及对上送信息、遥控、遥调功能的影响情况等内容，月度计划应在规定时间内上报。

18.6.8系统内所有上级调度管辖的、与上级调度有信息传输关系的或属本级调度重大技改、大修项目的自动化系统主站设备检修均应纳入上级调度月度检修计划。

18.6.9自动化设备检修申请分为三类：

1)  测控装置、测控保护合一装置的检修工作申请，按照《浙江电网发供电设备停复役管理细则》要求执行。

2)  其他厂站自动化设备及主站自动化设备的检修工作，由设备检修部门逐级向有设备管辖权的调度自动化部门提出申请，由自动化部门批复。对于自动化设备检修影响遥控、遥调、CPS控制功能的，工作申请批复前需经调度审核。

3)  对于自动化设备在进行画面修改、信息调整和一般功能完善等工作，不影响数据上送的，由本单位负责审批。

18.6.10检修工作的延期、更改检修时间或终止检修申请：

1)  对于自动化批复的申请，向自动化值班申请批准（对于影响遥控、遥测、CPS控制功能等申请批准前需经调度同意）；

2)  对于按照一次设备停复役流程批复的申请，按照《浙江电网发供电设备停复役管理细则》要求执行。

18.6.11对于测控装置、测控保护合一装置的检修工作，由现场运行人员向所辖调度机构的当值调度员申请并得到其许可；对于其他厂站自动化设备的检修工作，由现场运行人员向所辖调度机构的自动化当值值班员申请并得到其许可；对于主站设备的检修工作，由主站检修人员向所辖调度机构的自动化当值值班员申请并得到其许可。

18.6.12对于厂站远动装置设备和影响多级调度遥测数据采集设备的检修，在检修工作前，检修人员应告知相关调度自动化当值值班员并征得同意。工作结束后也应告知相关调度自动化当值值班员。

18.6.13 网调管辖或许可的厂站调度自动化相关设备的检修、停运申请应先报省调后再由省调报网调批准。

18.6.14 检修申请单应严格按照申请单管理系统的要求填写完整，检修申请设备名称、工作内容、影响的业务和数据及安全措施，内容完整、准确、明了。对于影响面范围较大的系统检修，应附技术方案。

18.7  调度自动化系统缺陷管理

18.7.1 调度自动化设备缺陷分成三个等级，即紧急缺陷、重要缺陷、一般缺陷。检修单位收到缺陷通知后，应根据缺陷分类处理要求，组织检修人员进行处理并详细记录详细记录缺陷的现象、发生的原因、处理的过程和结果。

18.7.2 紧急缺陷应立即安排人员处理，且要求24小时内处理完毕；若有特殊情况不能处理的，检修单位应汇报自动化专业管理部门。

18.7.3 主站端、监控中心、集控站重要缺陷应在12小时内进行处理，厂站端重要缺陷应在24小时内进行处理；重要缺陷要求一周内处理完毕；若有特殊情况不能处理的，应根据自动化专业管理部门的意见在一个月内处理完毕。

18.7.4 检修单位接到一般缺陷的通知后，应根据轻重缓急，安排人员在一个月内处理完毕，若有特殊情况不能处理的，应排出消缺计划并经自动化专业管理部门审核备案。

18.7.5对于一时无法消除的缺陷要加强监视，并根据具体情况缩短巡视和测试周期。

18.7.6 在日常维护过程中，如有关单位对接入方式或网络拓扑进行一定调整，应将调整的内容提前报省调。如果发现个别单位的网络调整对整个浙江电力调度数据网络的运行造成一定影响，省调有权令该单位恢复网络结构。在紧急情况下，省调有权切断与该单位的物理链路。

19  水库调度管理

19.1  电力系统所属水库调度的主要任务是：在确保安全的前提下，充分发挥水电站的综合效益以及在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。

19.2  水库控制运用的基本原则

19.2.1 当工程安全与发挥防洪、兴利有矛盾时，应首先服从安全。

19.2.2  遇到特大洪水时，上游、下游和工程安全的关系是上游服从下游，下游服从大坝安全。

19.2.3  梯级水库及水库群要实行统一联合调度以充分发挥效益。

19.3  水库调度的主要工作

19.3.1 掌握水库特性，综合利用的各项要求及水库运行实际情况。

19.3.2  分析长期天气预报，参考历史的水情规律，结合设计保证率和电力系统的要求，编制年度水库控制运用计划。

19.3.3  省调调度的水电厂应按照《浙江电网水库调度工作规范（试行）》的要求及时、准确、全面、规范地向省调进行工作汇报，主要内容包括：水电厂水库运行情况、水库调度工作情况以及其它与水库调度有关的情况。当遇到重大汛情或灾害性天气时，应随时向省调报告。

19.3.4  省调调度水电厂每月5日以前应将上个月的水库运行情况以月报形式报省调。每月25日前将下一个月的水库运行月度计划报省调。

19.3.5  省调调度水电厂应当在当年10月15日前报送本水库下一年度控制运用的建议意见至省调和省公司有关部门。主要内容包括：分月的降水量和来水量预计值，分月发电量初步安排和发电耗水量，每月的水库损耗，月末控制水位及供水部门对水库的要求等。

19.3.6  汛期内调度人员应密切注意流域气象变化，做好短期洪水预报，努力做到在安全前提下少弃水，多发电。

19.4  省调调度水电厂应按照《国调水调自动化系统运行管理规定》的要求做好水调自动化系统的运行管理工作，保证系统稳定、可靠运行，按规定向省调水调自动化系统传送水情信息，并保证传送信息的完整性、准确性和可靠性。

19.5  年和多年调节水电厂水库非特枯水年，不得低于设计死水位以下运行。

浙江省电力系统

调度规程附录

附录A  浙江电网调度术语

　　A.1  报数：

　　幺、两、三、四、伍、陆、拐、八、九、洞

　　一、二、三、四、五、六、七、八、九、零

　　A.2  调度管辖

　　电力系统运行和操作指挥权限划分。浙江省调的调度管辖范围是整个浙江电网，负责对整个浙江电网的统一调度、运行指挥及专业管理。

　　A.3 直调管辖

　　按照“统一调度、分级管理”的原则，由某级调度机构直接调度管理的发电厂、变电所设备总和（包括监控中心、集控站等单位和系统设备）。

　　A.4  直接调度设备

　　    由某级调度机构直调管辖的发电厂、变电所的一、二次主设备为该调度机构的直接调度设备。一次设备主要包括线路、主变、母线等的开关、闸刀、电流互感器、电压互感器；二次设备主要包括直调一次设备的继电保护和安全自动装置。

　　A.5  许可调度设备

　　    某级调度机构对可能影响其直接调度设备和电网的正常运行的部分设备作为其许可调度设备。包括直接调度设备相关的辅助设施（包括测控装置）、回路、通道、网络和系统等三、四次设备，还包括部分由下级调度直接调度的重要设备。对它们的调度是以“是否影响直接调度设备”为原则的。

　　A.6  调度许可

　　在改变电气设备状态和方式前，根据有关规定由有关人员提出操作项目，值班调度员许可后才能进行

　　A.6  调度指令

　　值班调度员对其管辖的设备发布有关运行和操作指令

　　A.8  调度同意

　　上级调度员对所辖单位可接受调度命令的值班人员提出的申请、要求等予以同意

　　A.9  调度告知

　　    平级调度之间、同一调度机构内部的专业值班调度之间的关于设备状态、电网方式的信息通告。

　　A.10  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

　　A.11  间接调度

　　值班调度员通过下级调度员向其它值班人员转达调度指令的方式

　　A.12  设备停役

　　在运行或备用中的设备经调度操作后，停止运行或备用，由生产单位进行检修、试验或其它工作

　　A.13  设备复役

　　生产单位将停役或检修的设备改变为具备可以投入运行条件的设备交给调度部门统一安排使用

　　A.14  设备备用

　　设备处于完好状态，随时可以投入运行

　　A.15  设备试运行

　　生产单位将停止运行的设备交给调度部门启动及新设备加入系统进行必要的试验和检查，并随时可以停止运行

　　A.16  停役时间

　　线路及主变等电气设备从停役操作的开始时间工作算起，锅炉从关闭主汽门的时间算起，汽机从主油开关（发电机）拉开时算起，单元机组从开关断开算起

　　A.17  复役时间

　　线路及主变等电气设备到复役操作的结束时间，锅炉指达到额定汽压汽温并炉供汽，汽机指发电机主油开关合上时，单元机组指机组并网时

　　A.18  增加或减少有功（无功）出力

　　在发电机原有功（或无功）出力基础上增加或减少有功（或无功）出力

　　A.19  线路潮流

　　线路的电流，有功或无功功率

　　A.20  地区负荷

　　地区用电的有功或无功负荷，有直调口径（也叫统调口径）、网供口径、调度口径和全社会口径等多种统计口径。

　　A.21  超负荷

　　机组的负荷超过制造厂或改造后规定的限定

　　A.22  频率

　　浙江电力系统工频为50赫兹，单位是：“赫”或“千赫”

　　A.23  提高频率或电压

　　在原有频率或电压基础上，提高频率或电压值

　　A.24  降低频率或电压

　　在原有频率或电压基础上，降低频率或电压值

　　A.25  系统解列期间由你厂负责调频

　　局部电网与主网解列单独运行时，由调度机构临时指定调频厂

　　A.26  系统解列期间由你所负责监控频率

　　局部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负责监视调整频率。该调度机构应能实时监测孤网运行的系统频率，并能与指定调频厂进行实时联系，在调频厂超出调频能力时对孤网内的用电负荷及时进行调整控制。

　　A.27  锅炉热状态

　　锅炉从系统中解列后冷却时间较短或采取措施保持适当的汽温汽压

　　A.28  锅炉冷状态

　　锅炉已停止运行，但随时可以点火加入运行

　　A.29  锅炉检修状态

　　已作好开工检修措施

　　A.30  紧急备用

　　设备存在某些缺陷，只允许在紧急需要时，短时期运行。也可叫事故备用。

　　A.31  发电机冷备用状态

　　发电机已停止运行，但随时可以启动加入运行

　　A.32  发电机旋转备用容量

　　全厂并网运行的发电机最大可调总容量超出调度（计划的或实时的）曲线的容量

　　A.33  发电改调相

　　发电机由发电改调相。一般用于水电机组。

　　A.34  调相改发电

　　发电机由调相改发电

　　A.35  发电机无励磁运行

　　运行中的发电机失去励磁后，从系统中汲取无功运行

　　A.36  进相运行

　　发电机、调相机功率因数角超前运行

　　A.37  升压（指发电机）

　　调节磁场变阻器，升高发电机定子电压或直流机电压等

　　A.38  空载

　　发电机未并列，但已达到额定转速

　　A.39  满负荷

　　发电机并入系统后带至额定出力

　　A.40 监控中心

    具有远方遥控、遥测、遥信、遥调、遥视等功能，管辖若干个操作站，负责所辖变电所的运行监视和紧急控制以及与调度的业务联系。其管辖范围可按电压等级或区域进行划分。

　　A.41  集控站

　　    具有远方遥控、遥测、遥信、遥调、遥视等功能，下设或包含操作班，运行监视和倒闸操作合二为一，对所辖变电所进行监视、控制和管理。其管辖的范围可按电压等级或区域进行划分。

　　A.42  设备调度命名

    调度机构对其直接调度设备的正式命名，是设备调度运行管理时的身份标识，每一设备的调度命名应具有唯一性。

　　A.43 设备双重命名

    设备的调度中文名称和统一调度编号的总和。如瓶莫2238线、#1主变、220千伏正（副）母线、220千伏正（副）Ⅰ段等，在厂站范围内应具有唯一性。

　　A.44  设备三重命名

    设备所在厂站的调度名称、设备自身的调度名称和设备的统一调度编号等三者的总和，在浙江电网范围内应具有唯一性。

　　A.45  ×点×分＃×机组并列

　　×点×分＃×（读成“×号”）发电机用准同期方式并入电网

　　A.46  ×点×分＃×机组自同期并列

　　×点×分＃×发电机用自同期方法并入电网

　　A.47  ×点×分×保护动作××开关跳闸

　　×点×分××继电保护动作出口使××开关跳闸

　　A.48  ×点×分××保护动作，×相开关跳闸重合成功

　　×点×分××保护动作，×相开关跳闸，重合成功

　　A.49  ×点×分××保护动作，×相开关跳闸重合不成

　　×点×分××保护动作，×相开关跳后，自动重合，重合后开关三相再自动跳开

　　A.50  ×点×分××线路强送成功

　　××线路跳闸后，在线路故障是否消除尚不清楚时，×点×分合上开关，对线路进行全电压送电，开关未再跳闸

　　A.51  ×点×分××线路强送不成功

　　××线路跳闸后，在线路故障是否消除尚不清楚时，×点×分合上开关，对线路进行全电压送电，开关再次跳闸

　　A.52  直流接地

　　直流系统中某极对地绝缘降低或到零

　　A.53  直流接地消失

　　直流中某极对地绝缘恢复，接地消失

　　A.54  ××开关非全相运行

　　××开关一相或两相合闸状态

　　A.55  开关拒动

　　设备故障后，其保护正确动作，但开关最终没有跳开

　　A.56  保护拒动

　　设备故障，其保护该动未动

　　A.57  开关偷跳

　　设备正常运行时，开关在没有故障的情况下跳开

　　A.58  保护误动

　　保护本不该动作、实际却动作的不正常保护动作行为

　　A.59  停炉

　　锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压

　　A.60  泄压

　　锅炉停止运行后按规定将压力泄去的过程

　　A.61  向空排汽

　　开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放向大气

　　A.62  水压试验   

    指设备检修后进行水压试验检查有否泄漏

A.63  锅炉熄火

    锅炉运转中由于某种原因引起锅炉突然熄火

A.64  打焦

    用工具清除四角火嘴、水冷壁、过热器管、防焦箱结焦

A.65  盘车

    用电动机（或手动）带动发电机组转子缓慢转动的过程

A.66  低速暖机

    汽轮机开机过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到规定的均匀温度

A.67  升速

    汽轮机转速按规定逐渐升高

A.68  惰走

    汽轮机或其它转动机械在停止汽源或电源后继续保持转动

A.69  维持全速

    发电机组与系统解列后，维持额定转速等待并列

A.70  滑参数启动（或停机）

    在一机一炉单元并列条件下，使锅炉蒸汽参数以一定的速率随汽机负荷上升（或下降）的启动（或停机）方式

A.71  滑参数降出力

    使锅炉蒸汽参数以一定的速率随汽机负荷下降

A.72  甩负荷

    带负荷的发电机开关跳闸，所带负荷甩至零。一般有50%甩负荷和100%甩负荷两种试验。

A.73  紧急降低出力

    系统发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列

A.74  可调出力

    机组实际可能达到的生产能力

A.75  单机最低技术出力

    根据机组运行条件核定的最小生产能力

A.76  导水叶开度

    运行中水轮发电机组在某水头和发电出力时相应水叶的角度

A.77  轮叶角度

    运行中水轮发电机组在某种水头和发电出力时相应的轮叶角度

A.78  调停

    由调度机构根据系统情况安排发电厂机组停机的一种方式

A.79  定期检修

    按规程或厂家规定的检修周期进行的检修

A.80  计划检修

    由调度提前计划性统一安排的检修。可分为年、季、月度

A.81  临时检修

    计划外临时批准的检修

A.82  事故检修

    因设备故障进行的检修

A.83  ＃×机组紧急停机（或炉）

    ＃×发电机组设备发生异常情况，不能维持运行而紧急停止运行

A.84  拍机

    直接将较高负荷运行的发电机从系统中解列的操作

A.85  系统振荡

    电力系统并列运行的两部分或几部分间失去同期，系统电压、电流、有功和无功发生大幅度的有规律的摆动现象

A.86  电压波动

    系统电压发生瞬间下降或上升后立即恢复正常

A.87  摆动

    系统电压、电流产生有规律的小量摇摆现象

A.88  过负荷

    线路、主变等电气设备的电流超过运行限额

A.89  CRT

    屏幕显示器

A.90  EMS

    能量管理系统，即较高级的电网调度自动化系统

A.91  CPS

    控制性能标准

A.92  ACE

　　区域控制偏差

A.93  AGC

　　自动发电控制

A.94  AVC

    自动电压控制

A.95  ERTU

　　电能量采集终端（安装在厂站）

A.96  HUB   

　　网络集线器

A.97  GPS

　　全球定位系统（卫星时钟）

A.98  SPD_NET

　　国家电力数据网

A.99  MODEM

　　调制解调器

A.100  SCADA

　　数据采集与监控系统

A.101  RTU

　　远方数据采集终端（安装在厂站）

A.102  DCS

　　集散控制系统

A.103  UPS

　　不间断电源系统

A.104  二级网

　　大区级电力数据网

A.105  三级网

　　省级电力数据网

A.106  一次调频     

　　发电机调速器反应系统频率变化，使有功功率重新达到平衡的过程

A.107  OPGW

　　光纤复合架空地线

A.108  ADSS

　　全介质自承式光缆

A.109  ATM

　　异步转移模式

A.110  SDH  

　　数字同步系列

A.111 DTS

    调度员培训仿真系统

A.112 防全停措施

    为防止发电厂或变电所全部停电而采取的措施。一般有技术措施、组织和管理措施等。

A.113 低谷消缺

    利用负荷低谷时段将设备停役进行缺陷处理，并在高峰来临前恢复正常运行。

A.114  失步

　　发电机（或系统）功率不断增大，其同步功率随时间振荡平均值几乎为零，而进入一个异常运行状态

A.115  空充线路

　　线路一侧运行，另一侧线路带电但开关不运行，且没有投入备自投。

A.116  备用线路

　　线路一侧运行，另一侧开关热备用且备自投投入，线路作为备用线路。

附录B  浙江电网操作术语

B.1  操作指令

    值班调度员对其所管辖的设备进行变更电气接线方式或事故处理而发布倒闸操作的指令。

B.2  并列

    发电机（或两个系统间）经检查同期后并列运行。

B.3  解列

    发电机（或某局部系统）与主系统解除并列运行。

B.4  合环

    有新的电流环路形成的开关操作。

B.5  解环

    操作后导致某原有电流环路解开的开关操作。

B.6  开机

    将发电机组启动待与系统并列。

B.7  停机

    将发电机组解列后停去。

B.8  自同期并列

    将发电机（调相机）用自同期法与系统并列运行。

B.9  非同期并列

    将发电机（调相机）不经同期检查即并列运行。

B.10  合上

    把开关或闸刀从断开位置改到接通位置。

B.11  拉开

    将开关或闸刀从接通位置改到断开位置。

B.12  开启

    将主汽门或阀门从闭路状态改到通路状态。

B.13  关闭

    将主汽门或阀门从通路状态改到闭路状态。

B.14  开关跳闸

    未经操作的开关由合闸状态转为分闸状态。

B.15  倒排

    线路、主变压器等设备由接在某一条母线改为接在另一条母线上。

B.16  冷倒

    开关在热备用状态，拉开×母闸刀，再合上×母闸刀，而后合上开关。同时也作为停电方式倒设备（包括负荷）的统称。

B.17  热倒

    开关在合上状态下，合上×母闸刀，再拉开×母闸刀。同时也作为不停电方式倒设备（包括负荷）的统称。

B.18  充电

    设备带标准电压但不接带负荷。

B.19  送电

    对设备充电并带负荷。

B.20  停电

    拉开开关使设备不带电。

B.21  强送

    设备因故障跳闸后，未经检查即送电。

B.22  试送

    设备因故障跳闸后经初步检查后再送电。

B.23  带电巡线

    在线路带电情况下巡线。

B.24  停电巡线

    在线路停电并挂好地线情况下巡线。

B.25  事故带电巡线

    线路发生事故后，在线路带电的情况下（或按照线路带电运行的工作标准）对线路进行巡视以查明故障原因。

B.26  事故停电巡线

　　线路发生事故后，将线路停电并两侧改线路检修后对线路进行巡视以查明故障原因。

B.27  事故快巡

    线路发生事故后，要求利用快速交通工具和其他辅助巡视器具对线路走廊情况进行巡视，以便快速确认是否有外力破坏或倒杆、断线等明显线路损伤。

B.28  事故抢修

    将故障设备停役后，直接许可故障查找工作，故障明确后，可不经另外调度许可直接进行抢修处理。抢修结束后，将故障原因和处理情况一并向调度汇报。

B.29  特巡

    对带电线路在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等情况下的巡线。同时也作为非事故后因特殊需要对线路组织巡视确认运行情况是否正常的统称（包括保供电前对重要线路进行巡检）。

B.30  验电

    用校验工具验明设备是否带电。

B.31  放电

    设备停电后，用工具将电荷放去。

B.32  挂接地线

    用临时接地线将设备与大地接通。

B.33  拆接地线

    拆除将设备与大地接通的临时接地线。

B.33  合上接地闸刀

    用接地闸刀将设备与大地接通。

B.34  合上（或拉开）接地闸刀

    用接地闸刀将设备与大地接通（或断开）。

B.35  拆引线或接引线

    将设备引线或架空线的跨接线拆断或接通。

B.36  核相

    用仪表工具核对两电源或环路相位是否相同。

B.37  核对相序

    用仪表或其他手段，核对电源的相序是否正确。

B.38  短接

    用临时导线将开关或闸刀等设备跨越旁路。

B.39  带电拆装

    在设备带电状态下拆断或接通短线。

B.40  零起升压

    利用发电机将设备从零逐步升至额定电压。

B.41  限电

    限制用户用电。

B.42  拉电

    事故情况下（或超电网供电能力时）将供向用户用的电力线路切断停止送电。

B.43  错峰

    对部分负荷的用电时间进行变换，以减小用电高峰时的总体电力，但不影响用户的生产需求（即保持用电量不变）。

B.44  避峰

    让部分用电高峰时段用户避开高峰时段用电，以减小用电高峰时的总体电力（即总体用电量有所减少）。

B.45  移峰

    通过对用户采取错峰或避峰措施，使得用电电力曲线得以改变，主要是使用电尖峰电力值下降。

B.46  有序用电

    电力部门通过各种措施将有限的电力及电量资源加以用电的计划性的有序安排。

B.47  保安电力

    保证人身和设备安全的电力。

B.48  开关改非自动

    将开关的操作直流回路解除。

B.49  开关改自动

    恢复开关的直流回路。

B.50  ××设备由××改为××

    ××设备（包括线路、母线、主变等一、二次设备）由一种电气状态改到另一种电气状态。

B.51  ××线第一（二）套线路保护

    ××线第一（二）套线路保护的总称。包括全线速动的第一（二）套纵联保护和由多段式距离、零序保护构成的第一（二）套微机保护。

B.52  ××线第一（二）套纵联保护

    通过保护通道，××线两侧第一（二）套保护插件以一定的原理构成能全线速动的主保护。

B.53  ××线第一（二）套微机保护

     ××线第一（二）套线路保护中除第一（二）套纵联保护以外的所有保护，一般由多段式距离和零序保护构成。

B.54  ××线断路器保护

　　针对××线开关配置的相对独立保护装置，主要包括重合闸和失灵判别功能。

B.55  ××厂（站）220千伏母差保护

    对××厂（站）220千伏母线保护的调度操作术语。

附录C  浙江省调操作任务

的形式及其内容

C.1  电气一次设备的四种状态

C.1.1  “运行状态”的设备是指设备的开关、闸刀都在合上位置，将电源端至受电端的电路接通；所有的继电保护及自动装置均在投入位置（调度有要求的除外）控制及操作回路正常。

C.1.2  “热备用状态”的设备是指设备只有开关断开，而闸刀仍在合上位置，其它同运行状态。

C.1.3  “冷备用状态”的设备是指设备的开关、闸刀都在断开位置。

C.1.3.1 “开关冷备用”，是指开关间隔内的开关及其两侧闸刀都在断开位置，并取下该开关间隔的母差保护、失灵保护压板。

C.1.3.2“线路冷备用”，是指开关间隔内开关、闸刀（有旁路的，应包括线路旁路闸刀）都在断开位置，并取下线路压变次级熔丝及该线路开关的母差保护、失灵保护压板。

    当线路压变闸刀联接在避雷器者，线路改冷备用操作时线路压变闸刀不拉开，只有当线路改检修状态时，才拉开线路压变闸刀。

    当线路压变闸刀没有联接避雷器者，线路改冷备用状态时应把线路压变闸刀拉开后（无高压闸刀的电压互感器当低压熔丝取下后）即处于冷备用状态。

C.1.4  “检修状态”的设备是指设备的所有开关、闸刀均断开，挂上接地线或合上接地闸刀，挂好工作牌，装好临时遮栏，该设备即为“检修状态”。根据不同的设备分为“开关检修”、“线路检修”等。

C.1.4.1  “线路检修”，是指线路的开关、母线（包括旁路母线）及线路闸刀都在断开位置，如有线路压变者应将其闸刀拉开或取下高低压熔丝。线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线），并取下该线路开关的母差保护和失灵保护压板。

C.1.4.2 “开关检修”，是指开关及其两侧闸刀均拉开，开关操作回路熔丝取下，开关的母差CT脱离母差回路（先停用母差，母差流变回路拆开、并短路接地，测量母差不平衡电流在允许范围，再投母差保护）。母差保护具备母差CT按母线闸刀位置自动切换的，应检查切换情况，然后在开关两侧或一侧合上接地闸刀（或装设接地线）。

C.1.4.3  主变压器检修亦可分为“开关”或“主变”检修，即在开关两侧或主变压器各侧合上接地闸刀（或挂上接地线）。

C.2  线路操作任务的形式及其内容

C.2.1 线路操作任务的形式

C.2.1.1   ××线由正（或副）母运行改为冷备用

C.2.1.2  ××线由冷备用改为线路检修

C.2.1.3  ××线由冷备用改为开关及线路检修

C.2.1.4  ××线由线路检修改为冷备用

C.2.1.5  ××线由开关及线路检修改为冷备用

C.2.1.6  ××线由开关及线路检修改为开关检修

C.2.1.7  ××线由冷备用改为正（副）母运行

C.2.1.8  ××线由正（或副）母运行改为正（或副）母热备用

C.2.1.9  ××线由正（或副）母热备用改为冷备用

C.2.1.10 ××线由冷备用改为正（或副）母热备用

C.2.1.11 ××线由正（或副）母热备用改为正（或副）母运行

C.2.2  线路操作任务包含的内容

C.2.2.1  按表C.1设备各种状态改变的操作步骤操作。

C.2.2.2  线路开关在冷备用时应取下其母差及失灵保护压板。当开关在检修状态或该开关间隔的母差CT回路有工作，则该线路开关的母差CT要脱离母差回路（停用母差保护，放上短接片，取下联接片，测量差流正常后，再投母差保护），母差保护具备母差CT按母线闸刀位置自动切换的，应检查切换情况。

C.2.2.3  装有同期装置的线路开关，在线路改运行时，调度发令时应明确是充电还是合环或同期并列。现场不论是操作同期并列还是合环操作，同期并列装置均应投入，以防非同期事故的发生。如果调度明确是充电，现场应解同期操作。

C.2.2.4  双回路一回线停役，另一回线保护需要改单线定值，或环网线路开合环方式的变更，需要更改保护配置，调度应单独发令。

C.2.2.5  线路停役，线路的纵联保护一般不改停用。线路复役后现场值班人员自行进行通道检查。当纵联保护等有关设备工作需停用线路纵联保护时，则应由调度单独发令。

C.3  母线操作任务的形式及其内容

C.3.1  母线的几种状态

设备

名称

运行

热备用

冷备用

检修

单母线或单母线分段接线

母分开关或任一线路开关在运行状态

无此状态

母分及其所有连接该母线的线路、主变均在冷备用。通过高压闸刀连接的母线压变或避雷器等可在运行状态

母分及其所有连接该母线的线路、主变均在冷备用，母线压变冷备用或检修，母线上有接地线或合上接地闸刀

双母线接线

母联开关或任一线路、主变开关在运行状态（也包括仅任一开关的母线闸刀合上状态）

无此状态

母联冷备用及其所有连接该母线主变、线路的母线闸刀均在断开状态。唯通过高压闸刀连接的母线压变或避雷器等可在运行状态

母联冷备用及所有连接该母线主变、线路的母线闸刀均在断开状态，母线压变冷备用或检修，母线上有接地线或合上接地闸刀

双母线接线

旁路开关或任一线路、主变开关在运行状态（也包括仅任一开关的母线闸刀合上状态）

无此状态

旁路开关不作母联运行及所有连接该母线的主变、线路的母线闸刀，正（副）母线旁路闸刀均断开。唯通过高压闸刀连接的母线压变或避雷器等可在运行状态

旁路开关不作母联运行及所有连接该母线主变、线路的母线闸刀、正（副）母线旁路闸刀均在断开状态，母线压变冷备用或检修，母线上有接地线或合上接地闸刀

双母单（双）分段母线接线

母联（或分段）开关或任一线路、主变开关在运行状态（也包括仅任一开关的母线闸刀合上状态）

无此状态

连接该母线的母联及分段开关都为冷备用以及所有连接该母线主变、线路的母线闸刀均在断开状态，唯通过高压闸刀连接的母线压变或避雷器等可在运行状态

连接该母线的母联及分段开关都为冷备用以及所有连接该母线主变、线路的母线闸刀均在断开状态，母线压变冷备用或检修，母线上有接地线或合上接地闸刀

    注：“双母线接线＜一＞、＜二＞分别指双母线专用母联开关和双母线旁路兼母联接线方式”。

C.3.2  母线操作任务形式

C.3.2.1  ××母线由运行改为检修（或冷备用）

C.3.2.2  ××母线由冷备用改为运行（或检修）

C.3.2.3  ××母线由检修改为运行（或冷备用）

C.3.2.4  ××母联（分段）开关由运行改为检修（或冷备用或热备用）

C.3.2.5  ××母联（分段）开关由热备用改为运行（或冷备用或检修）

C.3.2.6  ××母联（分段）开关由冷备用改为运行（或热备用或检修）

C.3.2.7  ××母联（分段）开关由检修改为运行（或热备用或冷备用）

C.3.2.8  ××旁路开关由母联运行改为×母对旁母充电（或母联热备用）

C.3.2.9  ××旁路开关由母联热备用改为×母对旁母充电（或母联运行）

C.3.2.10  ××旁路开关由×母对旁母充电改为母联运行（或母联热备用或×母对旁母充电热备用或冷备用或检修）

C.3.2.11  ××旁路开关由×母对旁母充电热备用改为母联运行（或母联热备用或×母对旁母充电或冷备用或检修）

C.3.2.12  ××旁路开关由冷备用改为×母对旁母充电（或×母对旁母充电热备用或检修或运行）

C.3.2.13  ××旁路开关由检修改为×母对旁母充电（或×母对旁母充电热备用或冷备用或运行）

C.3.2.14  ××母分开关由母分运行改为×母对旁母充电（或×母对旁母充电热备用）

C.3.2.15  ××母分开关由母分热备用改为×母对旁母充电（或母分运行）

C.3.2.16  ××母分开关由×母对旁母充电改为母分运行（或母分热备用或×母对旁母充电热备用或冷备用或检修）

C.3.2.17  ××母分开关由×母对旁母充电热备用改为母分运行（或母分热备用或×母对旁母充电或冷备用或检修）

C.3.2.18  ××母分开关由冷备用改为×母对旁母充电（或×母对旁母充电热备用或检修）

C.3.2.19  ××母分开关由检修改为×母对旁母充电（或×母对旁母充电热备用或冷备用）

C.3.2.20  ××旁路母线由运行改为冷备用（或检修）

C.3.2.21  ××旁路母线由冷备用改为检修

C.3.2.22  ××旁路母线由检修改为冷备用

C.3.2.23  ××母线压变由运行改为检修（或冷备用）

C.3.2.24  ××母线压变由冷备用改为检修（或运行）

C.3.2.25  ××母线压变由检修改为运行（或冷备用）

C.3.2.26  ××线路（或主变）由×母运行（或热备用）倒至×母线运行（或热备用）

C.3.3  母线操作任务包括的内容

C.3.3.1  双母接线（含双母分段接线）一条母线停役操作时，应包括改变母差方式、电压回路切换、倒排、母联（分段）开关改冷备用。如果母线改检修，还需要母线压变改冷备用、合上母线接地闸刀或挂上接地线。母联（分段）开关或压变改检修的操作由调度单独发令。母线复役操作时，如利用母联（分段）开关充电时，还应包括用上母联（分段）开关充电解列保护。

C.3.3.2  单母分段接线其中一段母线停役操作应包括母差电压回路切换、母分开关改冷备用，若有母分闸刀或母线旁路闸刀则也应拉开。如果母线改检修，还需要母线压变改冷备用，合上母线接地闸刀或挂上接地线。母分开关或压变改检修由调度单独发令。

　　母线复役操作时，如利用母分开关充电，还应包括用上母分开关充电解列保护。无法用母分开关充复役母线时，应利用线路开关对母线充电，而应避免利用闸刀对母线充电。

　　连接该母线上的变压器及线路改冷备用的操作一般应由调度单独发令（对侧先全部拉停的除外）。

C.3.3.3  “××母线由冷备用改检修”应包括母线压变改为冷备用，母线压变或带高压闸刀的独立母线避雷器如要进一步改检修则应单独再发令。

　　“××母线由检修改冷备用”应包括压变改为运行（但应防止压变二次侧电压反馈至高压侧）。若母线压变或带高压闸刀的独立母线避雷器处于检修状态，一般应先单独发令将母线压变或独立母线避雷器改为冷备用。

C.3.3.4 双母线的母联开关检修有两种方式：一种是合上某间隔（一般合上旁路或主变）正、副母闸刀，再将母联开关由运行改检修；另一种是倒排空出一条母线，再将母联开关由运行改检修。

　　母联开关和一组母线压变同时检修时，要求将检修压变所在母线上的出线倒至另一条母线运行。对相位比较或固定连接式母差，母差保护改单母差动或破坏固定联接方式运行；对比率制动原理的母差，母差保护按正常方式不变。

　　单母分段兼旁路接线方式母分开关改检修（或冷备用）时，分“母分开关由母分运行改对旁母充电”、“母分开关由对旁母充电改为开关检修（或冷备用）”两步操作，“母分开关由母分运行改对旁母充电”的操作（某段母线同时需停役操作的除外）应包括合上母线分段闸刀、拉开×段母线旁母闸刀、母差保护改单母差动以及取下主变后备保护跳母分开关压板。复役时同样应分两步。

C.3.3.5  双母线旁路兼母联的接线，当旁路开关由母联运行改为对旁母充电时有两种方式：一种是旁路开关改为正、副母对旁母充电；另一种是合上其它某间隔正、副母闸刀，旁路开关改正（副）母对旁母充电。

　　双母线旁路兼母联的接线，当旁母由检修（或冷备用）改运行操作时，应该利用旁路开关对旁母充电，而尽量避免利用旁路闸刀对停电一段时间后的旁母充电。同时，在发令时应注意说明旁路母线恢复后的运行方式（有旁路开关充电运行和母联运行两种）。

C.3.3.6  母线压变停役操作时，母联开关不改非自动，母差保护方式不改变。电压回路切换时，应先取下压变次级熔丝，再拉开压变高压侧闸刀，以防止压变二次侧电压反馈至高压侧。

　　单母线只有一组母线压变，其压变停役时，应包括停用距离保护、零序过压、电流闭锁电压保护、低周波保护，并将方向零序保护的方向元件短接，以及带方向的电流电压保护方向元件短接。对高频保护的停用，调度单独发布操作指令。

　　C.3.3.7  对于采用GIS封闭母线的发电厂或变电所，现场规程应该明确能否用母线闸刀对母线进行拉合空充电流。

　　C.3.3.8  对于双母线不分段接线，间隔倒母操作前应先将母联开关改非自动。对于双母线分段接线，正常情况下间隔倒母操作可以分段开关不改非自动；若倒排时有分段开关处停用状态，现场应根据实际情况，主要是防止某分段开关偷跳而导致闸刀合解环操作。

C.4  主变操作任务的形式及其内容

C.4.1  主变操作任务的形式

C.4.1.1  ＃×主变由运行改主变检修。

C.4.1.2  ＃×主变由主变检修改××正（副）母运行。

C.4.1.3  ＃×主变由运行改主变及××开关检修。

C.4.1.4  ＃×主变由主变及××开关检修改××开关正

（副）母运行。

C.4.1.5  ＃×主变××开关由正（副）母运行改热备用。

C.4.1.6  ＃×主变××开关由正（副）母热备用改运行。

C.4.2  主变操作任务包括内容

C.4.2.1  主变由运行改检修操作内容，就包括拉开主变各侧开关、闸刀，在主变一侧或各侧合上接地闸刀或挂上接地线，取下主变各侧的保护跳其它开关压板（如母联、母分开关），取下其它运行设备的保护跳停役主变的压板，取下母差及失灵保护压板。

　　主变由运行改检修操作，属地调管辖的中、低压侧应在省调发令操作前改冷备用。

　　主变由运行改主变及一侧开关检修作内容，包括完成“主变改检修”和“开关改检修”的操作任务。“开关改检修”操作应包括母差CT脱离母差回路。

C.4.2.2  220千伏、110千伏变压器在停役和复役操作时，应先合上变压器中性点接地闸刀，待操作完毕再按规定调整中心点接地方式。

C.4.2.3  对于主变压器已实行操作下放的发电厂，主变停役操作时，调度只发布“××主变由运行改热备用”的操作指令（主变中、低压侧应先已在热备用），主变工作所需的安全措施及主变工作的许可和汇报均由现场掌握，主变复役操作由现场将主变改为热备用，然后汇报调度，“主变由热备用改运行”的操作由调度发令。

C.5  旁路或母分开关代线路或主变开关操作的任务形式及其内容

C.5.1  操作任务形式

C.5.1.1  ××旁路开关由×母对旁母充电改为代××线（或主变××）开关×母运行，××线（或主变××）开关由×母运行改为检修（或冷备用或热备用）。

C.5.1.2  ××线（或主变××）开关由检修（或冷备用或热备用）改为×母运行，××旁路开关由代××线（或主变××）开关×母运行改为×母对旁母充电。

C.5.1.3  ××母分开关由母分运行改为×母对旁母充电。

C.5.1.4  ××母分开关由×母对旁母充电改代××线（或主变××）开关×母运行，××线（或主变××）开关由×母运行改检修（或冷备用或热备用）。

C.5.1.5  ××线（或主变××）开关由检修（或冷备用或热备用）改×母运行，××母分开关由代××线（或主变××）开关×母运行改为×母对旁母充电。

C.5.1.6  ××母分开关由×母对旁母充电改为母分运行。

C.5.2  操作任务包括的内容

C.5.2.1  旁路开关代××线路（或主变××）开关操作，应包括旁路倒排，使母线接线方式与被代开关一致，合上被代线路（或主变）旁路闸刀，再完成被代开关改“开关检修”的操作任务。旁路开关代线路开关操作，应包括被代开关高频闭锁及其他保护的跳闸方式切换至旁路开关，旁路开关的保护定值及重合闸方式改为被代线路（或主变）定值与方式。可旁路切换的第一套纵联保护的切换操作一般不需停用该保护，不能切换的第二套纵联保护应由调度单独发令。

    旁路开关代主变开关操作，应包括主变差动保护电流回路的切换（切换至旁路流变或主变套管流变），并注意主变开关母差CT方式的切换。

C.5.2.2  母分开关由母分运行改为×母对旁母充电操作，应包括母差保护方式的变化，合上母分闸刀，再将母分开关改为×母对旁母充电，母分开关由×母对旁母充电改为代××开关的操作内容与旁路开关代××开关内容相同。

C.5.2.3  旁路开关对旁母充电时，旁路开关距离、零序保护改直跳（定值区由现场定，应注意采用距离I段投入的定值），重合闸应停用。

C.5.2.4  旁路、母分开关代××开关运行的停役操作时，名称不变化，调度发令方式：××旁路（母分）开关由代××线（或主变××）开关运行改为冷备用，包括拉开被代线路（主变）旁路闸刀。必要时，调度也可采用逐项操作指令形式。

C.5.2.5  有旁路母线的发电厂或变电所，现场必须明确能否用旁路闸刀空充旁路母线，并因此确定旁路代是采用等电位旁路代操作法还是采用零电位旁路代操作法。

C.5.2.6  旁路开关代线路或主变开关的操作在实际运行中，还经常是在被代线路或主变开关操作异常时被使用的，比如开关已闭锁分闸、非全相运行等情况。这时应注意采用等电位旁路代操作法，并需用开关的闸刀拉开分路电流。

C.5.2.7  如果线路两套纵联保护均为分相电流差动保护的，原则上不采取旁路代该线路开关的运行方式。

C.6  保护及自动装置操作任务的形式及其内容

C.6.1  保护及自动装置操作任务的形式

C.6.1.1  线路纵联保护

C.6.1.1.1  ××线第一（第二）套纵联保护由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.1.2  ××线第一（第二）套纵联保护由信号改为停用（或跳闸）

C.6.1.1.3  ××线第一（第二）套纵联保护由停用改为信号（或跳闸）

C.6.1.2  线路微机保护

C.6.1.2.1  ××线第一（第二）套微机保护由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.2.2  ××线第一（第二）套微机保护由信号改为停用（或跳闸）

C.6.1.2.3  ××线第一（第二）套微机保护由停用改为信号（或跳闸）

　　注：旁路开关微机保护发令形式与此相同。

C.6.1.3  距离、零序保护

C.6.1.3.1  ××线距离（或零序）Ⅰ段保护由停用改跳闸。

C.6.1.3.2  ××线距离（或零序）Ⅰ段保护由跳闸改停用。

C.6.1.3.3  ××线距离保护灵敏段时限由正常时限改为0.5秒。

C.6.1.3.4  ××线距离保护灵敏段时限由0.5秒改为正常时限。

    注：线路距离保护灵敏段是指距离Ⅱ段。电厂内部220千伏联络线距离Ⅱ段灵敏段时限则一般改0.3秒。

C.6.1.4  线路重合闸

C.6.1.4.1  ××线重合闸由跳闸改为信号

C.6.1.4.2  ××线重合闸由信号改为跳闸（××方式）

C.6.1.4.3  ××线重合闸由单重方式改为特重方式（或三重方式）

C.6.1.4.4  ××线重合闸由特重方式改为单重方式（或三重方式）

C.6.1.4.5  ××线重合闸由三重方式改为单重方式（或特重方式）

C.6.1.5  断路器保护

C.6.1.5.1   ××线（或主变）断路器保护由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.5.2   ××线（或主变）断路器保护由信号改为跳闸（或停用）

C.6.1.5.3   ××线（或主变）断路器保护由停用改为信号（或跳闸）

    注：断路器保护装置电源一般独立配置。断路器保护一般包含失灵保护功能，部分装置还包含线路重合闸功能。

C.6.1.7 母差保护

C.6.1.7.1   ××母差保护由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.7.2   ××母差保护由信号改为跳闸（或停用）

C.6.1.7.3   ××母差保护由停用改为信号（或跳闸）

C.6.1.7.4   ××母差保护由固定连接方式改为破坏固定连接方式

C.6.1.7.5   ××母差保护由破坏固定连接方式改为固定连接方式

C.6.1.8  过流解列保护

C.6.1.8.1   ××开关（或××线临时）过流解列保护由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.8.2   ××开关（或××线临时）过流解列保护由信号改为跳闸（或停用）

C.6.1.8.3   ××开关（或××线临时）过流解列保护由停用改为信号（或跳闸）

    注：过流解列保护主要用于母线分段开关和线路保护带负荷试验时安装的线路临时过流保护。当线路临时过流保护安装两套时，发令应明确第一（二）套。

C.6.1.9  安全自动装置

C.6.1.9.1   ××自动装置由跳闸改为信号（或停用）

C.6.1.9.2   ××自动装置由信号改为跳闸（或停用）

C.6.1.9.3   ××自动装置由停用改为信号（或跳闸）

C.6.1.9.4   ××自动装置由××跳闸改为××跳闸

    注：安全自动装置的命名应统一调度命名，有两个及以上子站通过通道构成的安全自动装置应命名为××系统。当自动装置（或系统）有多种跳闸方式时，发令形式包括跳闸方式之间的切换；改跳闸时，还应注意跳闸状态的明确。

C.6.2  说明

C.6.2.1  继电保护和安全自动装置的调度状态均统一为跳闸、信号和停用三种。跳闸状态一般指装置电源开启、功能压板和出口压板均投入；信号状态一般指出口压板退出，功能压板投入（纵联保护、过流解列保护信号状态除外），装置电源仍开启；停用状态一般指跳闸压板和出口压板均退出，装置电源关闭。

C.6.2.2  除装置电源故障时，调度对继电保护和安全自动装置的发令一般只到信号状态。停用状态一般由现场掌握，但需注意及时恢复到调度发令状态。

C.6.2.3  线路第一套保护是指纵联通道能切旁路的、与断路器保护组屏的、与第一路跳闸回路相连的，或者由调度命名及在整定单中明确的。线路第二套保护是指纵联通道无法切旁路的、与操作箱组屏的、与第二路跳闸回路相连的，或者由调度命名及在整定单中明确的。第一套纵联保护对应第一套微机保护，组成第一套线路保护；第二套纵联保护对应第二套微机保护，组成第二套线路保护。

C.6.2.4  纵联保护由跳闸改为信号，主要包括纵联保护功能压板退出，保护装置总出口压板仍投入，纵联保护通道接口装置电源仍开启，纵联通道保持通畅。纵联保护与重合闸的配合，按省调继电保护整定单通知书的要求由现场执行。

C.6.2.5  微机保护操作包括的内容

C.6.2.5.1  微机保护由停用改信号，应包括装置电源开启，相间距离、接地距离和零序保护投入，第一套纵联保护或第二套纵联保护功能投用压板退出，装置总出口跳闸压板及重合闸压板退出。

C.6.2.5.2  微机保护由信号改跳闸，此时装置总出口跳闸压板和重合闸压板放上，但不包括放上第一套或第二套纵联保护功能投用压板。第一套或第二套纵联保护、重合闸状态的改变由调度单独发令。

    微机保护由信号改停用，包括相间距离、接地距离、零序以及纵联保护功能投用压板均退出，装置电源关闭。

C.6.2.6  线路距离、零序保护操作包括的内容

C.6.2.6.1  线路微机保护的距离、零序保护的投退正常不单独发令，跟随微机保护发令投或退。

C.6.2.6.2  特殊检修方式或启动过程中，实际会要求线路零序I段保护单独停用。零序I段保护由跳闸改为停用时，主要包括零序I段保护功能压板的单独退出。整定单中明确距离或零序I段正常即退出的，现场应根据整定单说明在微机保护的操作中实施，调度不再发令和说明。

C.6.2.6.3  距离保护灵敏段时限由正常时限（或0.5秒）改为0.5秒（或正常时限）中的灵敏段时限一般指II段时限，具体按省调继电保护装置整定通知书要求由现场执行。

C.6.2.7  断路器保护操作包括的内容

C.6.2.7.1  断路器保护装置的电源正常应保持开启，现场应在开关改运行、微机保护改跳闸前，确认断路器保护装置电源开启。

C.6.2.7.2  断路器保护正常调度不对其发令改变状态。装置中主要包括失灵保护功能，部分也包含重合闸功能。正常失灵保护功能的投退应主要包含在开关的一次状态改变中。重合闸的投入则由调度单独发令。

C.6.2.7.3  当断路器保护装置出现故障需要发令停用时，调度发令断路器保护由跳闸改为信号（或停用），此时应包括退出断路器保护中的失灵保护和重合闸等所有功能。复役时，调度发令断路器保护改跳闸，应包括失灵保护和重合闸等所有功能的正常投入跳闸。

C.6.2.8  重合闸方式有下列几种

C.6.2.8.1  单相重合闸方式，即保护动作单相跳闸，单相重合，重合不成跳开三相，相间故障跳开三相不再重合。

C.6.2.8.2  三相重合闸方式，即任何类型故障，保护动作三相跳闸三相重合，重合不成跳开三相。

C.6.2.8.3  特殊重合闸方式，即保护动作三相跳闸，单相故障三相重合，重合不成跳开三相，相间故障不再重合。

C.6.2.9  重合闸操作包括的内容

C.6.2.9.1  重合闸功能一般设置在线路微机保护装置中，或者包含在断路器保护装置中。因此重合闸没有停用状态，也没有单独的重合闸装置命令。

C.6.2.9.2  ××线重合闸跳闸状态，指所在装置电源开启，重合闸合闸压板投入，重合闸方式切换开关位置按省调继电保护装置整定通知书要求由现场执行。

C.6.2.9.3  ××线重合闸信号状态，指所在装置电源开启，重合闸合闸压板退出，重合闸方式切换开关放停用位置或保护经R端子跳闸（保留所在装置其它功能）。

C.6.2.10  母差保护操作包括的内容

C.6.2.10.1  母差保护根据母线接排的多样性，特别是一个统调电厂运行管理多个升压站的情况，调度命名及发令应注意对象和保护范围的明确指定。

C.6.2.10.2  母差保护跳闸状态，是指装置电源开启，跳闸出口、远跳出口、主变失灵联跳等出口压板投入，母差、失灵保护功能压板投入，其他开入压板按整定单要求投退。

C.6.2.10.3  母差保护信号状态，是指装置电源开启，跳闸出口、远跳出口、主变失灵联跳等出口压板退出，母差、失灵保护功能压板投入，其他开入压板按整定单要求投退。

C.6.2.10.4  母差保护停用状态，是指装置电源关闭，所有压板退出。（不包括检修压板、试验压板等，其状态由现场检修掌握，非调度管辖压板）

C.6.2.10.5  固定连接式的母差保护应注意母线一次方式，方式的切换应根据省调继电保护整定单说明进行操作。

C.6.2.11  过流解列保护操作包括的内容

C.6.2.11.1  过流解列保护的投退，应注意说明定值区的采用，主要是动作时限。调度发令前后还需特别注意负荷电流情况的掌握和控制。

C.6.2.11.2  过流解列保护跳闸状态，是指装置电源开启，跳闸出口压板投入，过流保护功能压板按整定单要求投入。

C.6.2.11.3  过流解列保护信号状态，是指装置电源开启，跳闸出口压板退出，过流保护功能压板按整定单要求退出。

C.6.2.11.4  过流解列保护停用状态，是指装置电源关闭，所有压板退出。（不包括检修压板、试验压板等，其状态由现场检修掌握，非调度管辖压板）

C.6.2.11.5  过流解列保护正常应处于信号或停用状态，不宜作为设备的主要保护，也不应长期投入。

C.6.2.12  安全自动装置操作包括的内容

C.6.2.12.1  安全自动装置除线路（或母联、母分）备自投以外，其他均应在装置投用前根据调度规程制定专门的调度运行管理规定。

C.6.2.12.2  线路（或母联、母分）备自投跳闸状态，是指装置电源开启，与备自投方式相对应的跳合闸出口压板投入，功能压板按运行要求对应投退。

C.6.2.12.3  线路（或母联、母分）备自投信号状态，是指装置电源开启，所有跳合闸出口压板退出，功能压板按退出要求对应投退。

C.6.2.12.4  线路（或母联、母分）备自投停用状态，是指装置电源关闭，所有跳合闸出口压板退出，功能压板按停用要求对应投退。

C.6.3  继电保护的调度运行检修还应遵照《浙江220千伏电网继电保护调度检修运行规定》。

表C.1 设备各种状态改变的操作步骤

设备状态

改变后状态

运  行

热备用

冷备用

检修

运

行

（1）拉开必须切断的开关。

（2）检查所切断的开关处在断开位置。

（1）拉开必须切断的开关。

（2）检查所切断开关处在断开位置。

（3）拉开必须断开的全部闸刀。

（4）检查所拉开的闸刀处在断开位置。

（1）拉开必须切断的开关。

（2）检查所切断开关处在断开位置。

（3）拉开必须断开的全部闸刀。

（4）检查所拉开的闸刀处在断开位置。

（5）合上接地闸刀或挂上保安用临时接地线。

（6）检查合上的接地闸刀处在接通位置。

设备状态

改变后状态

运  行

热备用

冷备用

检修

热

备

用

（1）合上设备所有的开关。

（1）检查所切断开关处在断开位置。

（2）拉开必须断开的闸刀处在断开位置。

（1）检查所切断开关处在断开位置。

（2）拉开必须断开的全部闸刀。

（3）检查所拉开的闸刀处在断开位置。

（4）合上接地闸刀或挂上保安用临时接地线。

（5）检查所合上的接地闸刀处在接通位置。

设备状态

改变后状态

运  行

热备用

冷备用

检修

冷

备

用

（1）检查设备上无接地线或接地闸刀。

（2）检查所切断开关确在断开位置。

（3）合上必须合上的闸刀。

（4）检查所合上的闸刀处在接通位置。

（5）合上必须合上的开关。

（6）检查所合上的开关处在接通位置。

（1）检查设备上无接地线或接地闸刀。

（2）检查所切断开关确在断开位置。

（3）合上必须合上的闸刀。

（4）检查所合上的闸刀处在接通位置。

（1）检查所切断的开关确在断开位置。

（2）检查所断开的闸刀确在拉开位置。

（3）合上接地闸刀或挂上保安用临时接地线。

（4）检查所合上的接地闸刀处在接通位置。

设备状态

改变后状态

运  行

热备用

冷备用

检修

检

修

（1）拆除全部保安用临时接地线或拉开接地闸刀。

（2）检查所拉开的接地闸刀处在断开位置。

（3）检查所切断的开关确在断开位置。

（4）合上必须合上的闸刀。

（5）检查所合上的闸刀处在接通位置。

（6）合上必须合上的开关。

（7）检查所合上的开关处在接通位置。

（1）拆除全部保安用临时接地线或拉开接地闸刀。

（2）检查所拉开的接地闸刀处在断开位置。

（3）检查所切断的开关确在断开位置。

（4）合上必须合上的闸刀。

（5）检查所合上的闸刀处在接通位置。

（1）拆除全部保安用临时接地线或拉开接地闸刀。

（2）检查所拉开的接地闸刀处在断开位置。

（3）检查所切断的开关确在断开位置。

（4）检查所断开的闸刀确在断开位置。

    说明：设备转入“检修状态”时挂上工作牌，装设临时遮栏，加保安锁等安全措施，虽未载明在表内，但仍须按照《国家电网公司电力安全工作规程》的规定执行，设备复役时同。

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