电网安全 调度的责任

第一篇：电网安全 调度的责任

电网安全 调度的责任

电网调度是对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，使电网安全、优质、经济运行的一个机构。随着电网的不断扩大以及现代化程度的不断提高，调度事故所造成的影响也日益增大。调度班组做为电网运行操作和事故处理最直接的指挥者，其安全管理工作的好坏，对电网的安全运行起着关键性的作用。

调度员具备良好的工作责任心，是搞好调度工作的必备前提。调度员要具备良好的专业素质和较好的心理素质，处理事故要求正确、迅速、果断。要了解掌握调度的专业技能，熟悉电气设备的技术性能、工作原理及其作用，熟悉电网的运行方式。同时，调度员要掌握调度相关规程，正确及时处理事故，养成良好的工作习惯，保持良好的精神状况。

调度员要严格遵守调度规程，交接班时态度要认真，及时正确了解电网的运行状态和设备的缺陷情况，严格执行交接班制度。调度员交接班必须按规定内容进行交接，杜绝采用口头交底形式，要做到交的清楚接的明白，不留遗漏。在天气恶劣或有重大操作时交接班一定要认真了解特殊的运行方式，掌握设备缺陷。随着当前电网网架的不断复杂、运行方式的灵活多变，在工作量大、操作任务比较繁重时，运行操作人员与调度员之间如果缺乏沟通就容易发生运行人员对调度员所下的令不理解而盲目操作，继而可能引起误操作，所以要加强调度员与变电运行人员之间的沟通。运行人员对操作目的、步骤有疑问时，调度员必须耐心解答，避免发生误操作现象。随着电网规模的不断扩大，大量新技术在电力系统中的应用，调度员必须加强自身业务知识的学习，只有深入了解设备的原理、构造、性能、操作方法等，才能把握好设备的实际状况、掌握设备异常运行的特征及处理办法，当设备出现异常或故障时，能做到迅速、准确的判断和处理，确保电网安全运行。

做好电网调度的安全管理工作，是确保电网安全运行的一项主要工作。因此，只有通过内部夯实安全基础管理工作，外部寻求安全的管理环境，才能保障电网调度在特殊情况下发挥更大的作用。安全生产是电力企业的主旋律，也是调度安全工作的永恒主题。做好调度的安全管理只有通过健全的制度，严格的管理，先进的方法，有力的措施以及全体调度员的共同努力，才能使调度的安全管理工作走向标准化、规范化的道路。

第二篇：电网调度操作

电网调度操作

电力调度中心是晋煤集团电力系统的指挥中心，它的主要任务是指挥集团公司电力系统的运行和操作。凡属调度管辖设备的倒闸操作，发电机的启停和继电保护、安全自动装置等的投退，均须按照调度值班调度员的指令进行。属地调管辖的设备应征得地调值班调度员许可。调度管辖设备的操作对矿井供电有影响时应提前通知相关单位。

一、在操作前值班调度员应认真考虑以下问题：

①注意对系统运行方式、潮流、频率、稳定、电压、继电保护和安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响；

②注意线路有无“T”接变电站和用户；

③严防非同期并列、带地线送电，以及带负荷拉刀闸等误操作，并应做好操作中可能出现异常情况的事故预想及对策；

④注意防止产生工频、操作和谐振过电压；

⑤注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

⑥根据检修工作范围和安全工作的规定，做安全措施。

二、调度指令可分为下列三种形式：

①口头指令：由值班调度员口头下达的调度指令。对此类指令，值班调度员无须填写操作指令票。对机炉开停、加减负荷、限电送电等，值班调度员可以下达口头指令。特别地，在事故情况下，值班调度员为加快事故处理速度，也可以口头下达事故操作指令，对所调管的设备进行操作。现场运行值班人员在接受该指令后，不必填写操作票，应立即进行操作；

②综合指令：值班调度员下达的只涉及一个单位的操作指令。该指令具体的操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令单位运行值班员按现场规程自行拟定；

③逐项指令：值班调度员下达的涉及两个及以上单位共同完成的操作，值班调度员应按照操作规定分别对不同单位逐项下达操作指令，受令单位应严格按照指令的顺序逐项进行操作。

三、值班调度员必须按照有关规定发布调度指令，并对其指令的正确性负责。

①发布综合指令和逐项指令时必须填写操作指令票，填写操作指令票前，值班调度员必须与现场值班人员仔细核对有关设备状态（包括继电保护、远动信号、自动装置等）；

②填写操作指令票要以检修工作票、运行方式变更通知单、调度计划等为依据；

③操作指令票必须认真填写，做到任务明确、措词严密、字体规范整齐、不得涂改、设备名称用双编号填写并正确使用调度术语；

④操作指令票必须经过拟票、审核、发令、执行四个环节。

⑤发布指令时，应遵守发令、复诵、复核、记录、录音等制度。

⑥现场值班人员操作结束后应及时汇报、并报告执行项目内容，值班调度员复核与调度指令一致，方可认为该项操作完毕。

四、应尽可能避免在系统高峰负荷期间、系统发生事故和交接班时进行操作，必须进行操作时，要有相应的安全措施。雷电时禁止进行户外的倒闸操作。

五、发电厂和变电站内部的电气设备检修时，一切安全措施均由设备所在单位负责；调度员只负责安全措施与设备检修状态之间的对应关系。在设备做好安全措施，具备检修条件时，值班调度员许可开工；检修工作结束，根据调度指令所做安全措施拆除之前，即向调度员汇报完工。

六、值班调度员在许可发电厂、变电站变电设备工作时，应讲明许可的设备名称、工作内容、预定结束时间以及许可工作时间，同时发电厂、变电站值班员应核对记录。在许可线路（包括电缆）工作时，应讲明许可的线路名称、停电范围、安全措施、工作内容以及许可工作时间，线路工作负责人必须核实上述内容并记录。

七、发电厂、变电站值班员以及线路（电缆）现场工作负责人在所许可的工作结束后应及时向值班调度员汇报。发电厂、变电站值班员汇报的主要内容：

a.设备工作是否结束，设备状态有无变化及主要缺陷；

b.设备可否投入运行；

c.汇报时间×时×分； 线路工作人汇报的主要内容:

a.线路所做工作内容是否全部结束；

b.设备有无变化及主要缺陷；

c.相位有无变动；

d.工作人员是否全部撤离现场,现场自挂的接地线是否全部拆除;

e.线路可否送电；

f.汇报时间×时×分。

“汇报时间”作为现场工作结束的依据。

第三篇：电网调度规程

电网调度规程》

第一章 总则

第1条 电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

第2条 电网调度机构是电网运行组织、指挥、指导和协调机构。各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。

第3条 各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第4条 凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内实施电网调度管理。

第5条 电网各级调度人员、变电监控中心、操作队运行人员、各发电厂值长及电气运行人员、直供大用户的变电运行人员，必须熟悉并严格执行本规程；各级有关领导、技术人员也应该熟悉、遵守本规程。

第二章 调度管理

第一节 调度管理的任

第6条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：

1、按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；

2、按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；

3、按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。按电力市场调度规则，组织电力市场运营。

4、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

第7条 电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

3、负责组织编制和执行电网年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；

4、参入编制电网的、月发供电计划和技术经济指标；监督发、供电计划执行情况；执行上级调度下达的跨区联络线送、受电计划；

5、负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参入事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

7、负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施；

8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

9、指挥调度管辖范围内设备的操作、电网事故处理和电压调整，根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

15、行使上级电网管理部门及上级调度机构授予的其它职责 第二节 调度设备管辖范围划分的原则 第10条 地调许可设备划分原则

县调（或大用户）管辖设备，其操作对地调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，为地调许可设备。

第11条 地调管辖委托县调代管设备划分原则

地调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大，但对县电网运行方式有较大影响的发、输电设备，可委托县调代管。如：部分发电厂设备、部分县间输电联络线路。

第12条 县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

第13条 发电厂厂用电设备、热电厂的供热设备及变电站的站用电设备，由发电厂值长及操作队值班员自行管理。

第三节 调度管理制度

第14条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体或产权归属，均应遵照《电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规的规定，在并网前向电网经营企业提出并网申请，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第16条 任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。

第19条 对于代管设备、许可设备，下级调度机构在操作前应向地调申请，经地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。

第20条 电网紧急需要时，地调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。

第21条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、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：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

第22条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第24条 各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。

第26条 县调、发电厂管辖设备发生重大事故（如设备损坏、无操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。

第28条 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。对不执行或延迟执行调度指令者，在报告领导调查处理后，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施。

第四节 检修管理

第31条 电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第34条 地调管辖设备、地调委托县调代管设备、地调许可设备检修或试验虽已有计划，仍需在开工前一天十时前（遇公休日提前至周五），由设备检修单位调度工作联系人向地调值班员提出申请，利用调度MIS传递检修审批单的同时必须电话和地调值班调度员核对无误，地调在十七时前批复。节日检修在节前三天提出申请，地调在节前一天十一时前批复。设备的检修开工，必须得到值班调度员的指令。

第38条 提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请和批准手续，不得在设备上工作。

第39条 设备临故修、消缺，可随时用检修审批单向地调值班调度员提出申请。但申请人应根据工作内容提出相关设备的状态要求（停电、运行、某保护及自动装置投入、停用），并对要求的正确性负责。地调值班调度员有权批准下列检修（对故修时间不予批复）：

1、八小时以内可以完工的检修；

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第42条 地调批准的设备检修时间计算：

1、发电机组检修时间从设备断开，地调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

第43条 申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。35kV及以下线路停、送电操作一般规定各为30分钟。如线路配合变电站全站停电时还应预留全站停送电时间。

第44条 地调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报地调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动设备的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。带电作业需停用重合闸时，应于作业开始两小时前向地调提出申请。

第45条 发电厂的地调委托县调代管设备，其检修计划由发电厂报所属县调，县调安排后报地调。

第46条 发电设备检修（计划检修、临故修及消缺）工作结束前一天的12时前（遇公休日提前）应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。

第48条 已批准的计划工作，由于天气等原因确定不能工作时，工作单位应于批准的操作时间前，向地调撤消申请。

第五节 出力管理

第49条 发电厂向电网经营企业报月度检修计划的同时，报出各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，顶峰出力，经电网经营企业审查批准，地调按批准的出力进行调度管理。当出力变化时，应于前一天十时前向地调提出申请，并经批准。

第50条 各地方电厂及企业自备发电厂应严格按照地调下达的负荷曲线发电，电网发生故障或异常时，发电厂应遵照地调值班调度员的指令调整有、无功出力。

第51条 运行设备异常而使机组最大连续出力和最小技术出力变化时，值长应向地调值班调度员报告改变原因并提出申请，预计超出本值的降出力，应提出书面申请。（代管电厂由所属县调值班调度员提出）

第六节 负荷管理

第52条 公司各供电营销单位按《电网负荷预测管理办法》向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。

第53条 地调、县调应有经本级人民政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。县调的事故限电序位表和超计划用电限电序位表要报地调备案。

第54条 各县、区供电营销单位要做好本县区负荷预计工作，负荷预计应准确。对因实际用电负荷与预计负荷偏差较大而造成电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位责任。

第55条 当发生事故或其它原因发电厂出力降低时，地调值班调度员可根据省调的通知，按照批准的限电方案分配县（区）临时用电限额，各县调应按分配的负荷限额控制负荷，对未经地调同意超限额用电而迫使省调、地调拉闸限电者，要追究超用电单位责任。

第七节 运行方式的编制和管理

第56条 编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条 编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项 第三章 调度操作

第一节 操作的一般规则

第123条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对地调管辖的设备有影响，操作前应通知地调值班调度员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令进行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。

第124条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员直接下达给变电站值班员。操作指令直接下达变电站，由操作队（或变电站）值班员实施操作，操作队值班员应按计划到现场。无人值班变电站设备操作完毕，操作队值班员在汇报地调值班调度员的同时通知监控中心值班员。当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，地调值班调度员可下令电网监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。

第126条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第127条 为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第128条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析；

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位；

3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条 调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个及以上单位的配合操作或者需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

2、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

第130条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作；

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作；

即时指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向值班人员发布指令，但应做好记录。

第二节 操作制度

第135条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂、站主结线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前二十四小时下达操作预告；

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致；

3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备；

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修申请单中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想；

5、填写操作票，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令；

6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第138条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第139条 已经录音的微机硬盘，一般保存三个月，复杂操作和事故处理的录音保存期限由领导决定。调度电话录音内容具有严格的保密性。调度电话录音只有公司领导、生产总工、安监部主任、调度所主任、调度班长有权提取。

第三节 变压器操作

第140条 110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

第141条 变压器充电时，应先合装有保护的电源测开关，后合负荷侧开关。停电时则反之。

第142条 新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

第143条 变压器并列运行的条件：

1、结线组别相同；

2、电压比相同；

3、短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

第144条 倒换变压器时，应检查并入之变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。

第145条 并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

第四节 母线、刀闸操作规定

第146条 母线的倒换操作，必须使用母联开关。

第147条 备用母线和检修后的母线，充电时应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。

第148条 无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

第149条 母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条 刀闸的操作范围：

1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器；

2、在无雷电活动时拉合避雷器；

3、拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；

4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；

5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；

6、拉合励磁电流不超过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（但220kV以上应使用户外三联刀闸）；

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节 开关操作

第151条 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。

第152条 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定运行进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

第153条 交流母线为3/2接地方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

第六节 线路操作

第155条 双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷掉闸或其它事故。

第159条 联络线停送电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。

第七节 解、并列操作

第160条 值班调度员在解、并列操作前，应利用PAS系统进行潮流计算，认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。操作后，进行电网安全检查计算，制定预防措施，通知现场值班人员记录并执行该措施内容。

第161条 准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条 并列时调整频率的原则：

1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

2、电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。第163条 并列时调整电压的原则：

1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

2、电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

第164条 电网解环时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。

第165条 值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，并通知有关单位。

第166条 解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条 闭式网络只有相位相同才允许合环。

第168条 合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第169条 合环调电，现场值班人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行解环操作。

第九节 零起升压操作

第170条 担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

第171条 升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。

第172条 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

第173条 零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章 电网事故处理

第199条 调度值班员在事故处理时受上级调度值班员指挥，是管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对管辖范围内电力系统事故处理的正确和迅速负责。

第200条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电；

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第201条 电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况：

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；

4、人身安全和设备运行异常情况。

第202条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。

第203条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第204条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；

2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；

4、将已损坏的设备隔离；

5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动操作；

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

2、按照规定及时处理异常频率和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

第206条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，调度班长、方式、继保人员、调度主任等有关人员应主动协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故汇报上级值班调度员、调度所领导、生技部、安监部主任或专工、公司总工程师及分管生产的副总经理等。

第二节 线路的事故处理

第209条 单电源线路故障开关掉闸时的处理：

1、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场（监控中心）值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，再向调度汇报（发现明显故障点、空载线路、电缆除外）；

2、线路重合不成或重合闸停用时，分段强送。若一段强送不成，则强送另一段；若强送成功，另一段不再强送。

第211条 两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条 两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

第213条 带电作业期间线路故障掉闸，无论重合闸投停，在未查明原因前，不得强送。

第214条 强送线路时，现场有人值班的的厂、站应先停用该线路的重合闸，然后再强送。

第215条 线路跳闸时伴有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，待查明原因后再考虑能否强送。

第216条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，强送或试送前监控中心值班员应利用图像监控系统对现场设备运行情况进行检查。发现明显故障，禁止进行强（试）送。并立即汇报值班调度员。

第217条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，在现场设备情况不明，保护动作情况不清的情况下，一般不能遥控强送，特殊情况下需经有关领导同意。

第218条 电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

第219条 无人值班变电站发生开关跳闸，无论重合闸重合成功与否，操作队值班人员必须到现场对设备运行情况、保护及自动装置动作情况进行检查。

第220条 线路故障跳闸，开关切除故障已达到规定次数，由厂、站（监控中心）运行值班员向调度提出。当开关允许遮端故障次数少于两次时，应停用该开关的重合闸。少于或等于一次时，应用旁路代路，无旁路或无法倒电时，应请示总工联系停电处理或作出能否允许增加遮断故障次数的批示。

第221条 恶劣天气，线路连续两次故障掉闸应停用重合闸，再次故障掉闸不再强送，待天气好转时决定是否强送。恶劣天气，10kV农业线路故障掉闸，一般不立即强送，待天气好转时强送一次。

第222条 线路故障开关掉闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线，并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即拉开该线路所有开关、刀闸、合上接地刀闸（挂好地线），通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。

第三节 小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条 接地故障的处理的一般规定

1、值班调度员接到系统发生单相接地故障的报告后，应作好记录：三相对地电压值、信号动作情况、消弧线圈接地系统应记录消弧线圈的残流、残压。根据变电站（监控中心）值班人员汇报的系统接地指示信号和数据应进行全面正确分析：是系统单相接地还是PT一次熔丝熔断、是线路断线还是消弧线圈补偿不当引起电压不平衡、谐振过电压引起的虚幻接地，经分析判断确定属哪一种情况，再进行处理。

2、无人值班变电站发生系统单相接地故障时，监控中心值班员在汇报值班调度员后，通知操作队值班人员立即到现场对接地系统的设备情况细致巡查，将现场接地故障情况和巡查结果汇报值班调度员和监控中心值班员，并根据值班调度员指令进行处理。

3、当变电站内装有选测馈线接地指示的，测寻故障时应充分应用它作为判断故障线路的依据，但在没有取得运行经验前，选测出的故障线路再使用“拉合法”进行缺证。

4、当接地线路发生断线或断线直接接地的报告时，应立即将故障线路切除，以免危害人身设备安全。

5、无论发生何种形式的接地故障，均应通知运行单位进行巡线检查，用户管理单位对用户进行查询、检查。

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

1、为缩小受影响的范围，如果系统可分割为电气上不直接连接的几部分，则尽可能进行分割，以确定故障区域。进行分割时，应考虑分割后的线路或变压器是否过负荷，并注意保护及自动装置的动作条件有无变更。

分割电网的方法：

1）如有两台变压器，而其10kV母线通过分段开关并列运行者，可先断开分段开关，检查出哪一母线系统接地；若一台变压器运行带10kV两段母线运行，另一台变压器备用，可先投入备用变压器，将10kV母线分列运行，检查出哪一段母线系统接地。

2）有发电厂并网运行的系统，应调整联络线潮流，将发电厂与系统解列，查出是哪一系统接地。

2、在判断系统有单相接地、操作队值班人员检查后没有发现站内设备接地故障点，应按下列顺序查出故障设备：

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；

3）试拉有并联回路或有其它电源的线路；

4）试拉分支多、线路较长、负荷较轻的一般用户线路；

5）试拉分支较少、线路较短、负荷较重和较重要用户线路；

6）用倒换变压器、母线等方法检查电源、母线系统。

第五节 变压器的事故处理

第234条 变压器的故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

第235条 变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

第236条 由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器可不必检查，即可送电。

第237条 由于人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。

第238条 变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

第239条 变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定

第七节 线路过负荷的处理

第247条 线路过负荷时，应采取下列措施：

1、向省调汇报，受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；

2、提高受、送端运行电压；

3、改变电网运行方式，使潮流强迫分配；

4、将受电地区负荷调出；

5、在受电地区限电或拉闸。

第248条 在正常或事故情况下，发电厂与电网单回联络线过负荷时，发电厂可不必等待调度指令，视具体情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。

第249条 线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：

1、线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过20分钟。

2、线路过负荷超过15%时，立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。

3、继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

1、变压器事故处理原则？

（1）变压器故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

（2）变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

（3）由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器不必检查，立即送电。

（4）由于人员误碰使变压器跳闸，变压器不必检查，立即送电。

（5）变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

（6）变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。

第四篇：电网调度术语

附录一

调度术语汇编 冠语 1.1 网调××× 1.2 ××省调××× 1.3 ××地调××× 1.4 ××县调××× 1.5 ××配调××× 1.6 ××变电站××× 1.7××电厂××× 注释：

本部分是调度业务联系时说明联系人单位、姓名时的冠语。调度管理 2.1调度调管范围

电网设备调度运行管理和操作指挥的权限范围。2.1.1 直接调管范围

由本级调度全权负责调度运行管理和操作指挥的范围。2.1.2 间接调管范围

由下级调度机构负责调度运行管理和操作指挥，但在操作前需征得本级调度机构同意的范围。2.2调度关系转移 2.2.1间接调度 值班调度员通过下级调度机构的值班调度员向其他运行单位的运行值班人员转达调度指令的调度方式。2.2.2委托调度

经两调度机构协商一致，决定将一方调管的某些设备的调度职权，暂由另一方代替行使，直至委托关系结束。2.2.3越级调度

紧急情况下，上级值班调度员不通过下级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下级调度机构调管的运行值班单位运行值班人员的方式。2.2.4 指派调度

在事故处理过程中，或遇有自然灾害等不可抗力侵害时，上级调度机构可以指定下级调度机构暂时代行上级调度机构的部分或全部职能，直到上级调度机构收回调管权为止。下级调度机构必须接受指派，并按照调度规程的规定履行职责。2.3调度业务联系 2.3.1调度调管设备

设备的出力和状态改变（运行、备用、检修），运行方式和电气接线方式、继电保护和安全自动装置状态的改变和倒闸操作及事故处理等，均应按照值班调度员的指令或获得其同意后才可进行的设备。2.3.2调度许可设备

设备由下级调度机构调管，但在进行该设备有关操作前，该设备所属调度机构的值班调度员必须报告上级值班调度员并经其同意后才能进行操作的设备。2.3.3调度同意

值班调度员对下级调度机构或厂、站运行值班人员提出的工作申请及要求予以同意。2.3.4直接调度 值班调度员直接向下级运行值班人员发布调度指令的调度方式。2.4调度指令

电网调度机构值班调度员对其下级调度机构的值班调度员或调管厂、站的运行值班人员发布的有关运行和操作的指令。2.4.1口头指令

由值班调度员口头下达（无须填写操作票）的调度指令。对此类命令调度员无须填写操作命令票。

在事故情况下，值班调度员为加快事故处理速度，也可以口头下达事故操作令，对一二次设备进行操作。现场值班人员在接受该命令后，可不写操作票，立即进行操作。2.4.2许可操作指令

在改变设备的状态或方式前，由运行值班人员提出操作项目，值班调度员同意其操作（值班调度员不下操作令）。2.4.3操作指令

值班调度员给下级调度机构的值班调度员或调管厂、站的运行值班人员发布的有关操作的命令。2.4.3.1单项操作指令

值班调度员向运行值班人员发布的单一一项操作指令。对此类命令调度员无须填写操作命令。2.4.3.2逐项操作指令

值班调度员下达的涉及两个及以上单位共同完成的操作。值班调度员按操作规定分别对不同单位逐项下达操作指令，受令单位的运行值班人员应严格按照指令顺序逐项进行操作。2.4.3.3综合操作指令

值班调度员下达只涉及一个厂、站不需要其他厂、站配合的操作指令。该指令具体的操作步骤和内容以及安全措施，均由受令单位运行值班人员自行按现场规程拟定。2.4.4调度指令发布 2.4.4.1发布指令

值班调度员正式向本级调度机构调管范围内的下级调度或厂、站运行值班人员发布调度指令。2.4.4.2接受指令

运行值班人员正式接受值班调度员所发布的调度指令。2.4.4.3复诵指令

运行值班人员接受值班调度员的调度指令时，为确保指令内容准确无误，将指令内容重复一遍并得到发令人确认的过程。2.4.4.4回复指令

运行值班人员在执行完值班调度员发布的调度指令后，向值班调度员报告执行指令的结果和时间等。如因故无法执行或执行中断，也要及时报告。设备状态及变更 3.1运行

指设备的隔离开关及断路器都在合上的位置，继电保护及二次设备按照规定投入，设备带有规定电压的状态（包括辅助设备如PT、避雷器等）。3.2备用

泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行。3.2.1热备用

指设备断路器断开，而隔离开关仍在合上位置。此状态下如无特殊要求，设备保护均应在运行状态。

线路高压电抗器、电压互感器（PT或CVT）等无单独断路器的设备均无热备用状态。3.2.2冷备用状态

指设备无故障、无安全措施，断路器及其两侧的隔离开关均处于断开位置，可以随时投入运行的状态。3.2.3紧急备用

指设备存在某些缺陷或正在进行检修，紧急情况下可投入系统短时间运行。3.2.4断路器冷备用

指断路器及其两侧（或三侧）隔离开关均在断开位置。3.2.5线路冷备用

指线路两侧断路器及隔离开关拉开，两侧接地刀闸在断开位置，线路无任何影响送电的安全措施。3.2.6主变冷备用

指变压器各侧断路器及其两侧隔离开关均在断开位置。3.2.7母线冷备用

指母线侧所有断路器及其两侧隔离开关均在断开位置。3.2.8高压电抗器冷备用

指高压电抗器各侧断路器及隔离开关均在断开位置。3.2.9电压互感器（PT）冷备用

指电压互感器（PT）高低压侧隔离开关均在断开位置。3.2.10发电机组的备用状态 3.2.10.1旋转备用

特指运行正常的发电机组维持额定转速，随时可以并网，或已并网运行仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。3.2.10.2停机备用

指发电机组与电网解列并停止运行，机组处于完好状态，随时可以启动并网，投入运行。3.2.10.3提门备用

指水力发电机组与电网解列并停止运行，机组处于完好状态，机组进水口工作闸门在开启状态。3.2.10.4落门备用

指水力发电机组与电网解列并停止运行，机组处于完好状态，机组进水口工作闸门在关闭状态。3.3检修

指设备的所有断路器、隔离开关均断开，装设保护接地线或合上接地刀闸（并挂好工作牌，装好临时遮拦）的状态。3.3.1断路器检修

断路器及其两侧隔离开关均拉开，断路器失灵保护停用，在断路器两侧合上接地刀闸（或装设接地线）。3.3.2线路检修

线路各侧断路器断开，断路器两侧隔离开关拉开，线路PT低压侧断开，并在线路出线端合上接地刀闸（或装设接地线）。3.3.3主变检修

主变各侧断路器、隔离开关均拉开并合上接地刀闸（或装设接地线），并断开变压器冷却器电源，非电量保护按现场规程处理。如有PT则将PT低压侧断开。3.3.4母线检修

母线上所有断路器及其两侧的隔离开关均断开，母线PT低压侧断开，合上母线接地刀闸（或装设接地线）。3.3.5高压电抗器检修

高压电抗器各侧的断路器及隔离开关拉开，合上电抗器接地刀闸（或装设接地线），断开冷却器的电源，非电量保护按现场规程处理。检修管理 4.1计划检修

计划检修是指列入月（季）度电网运行方式检修计划的大修、小修、公用系统检修等项目及调度机构批准的节假日检修、低谷消缺等（包括由于断路器多次切断故障电流后进行的内部检查）。4.2非计划检修

非计划检修是指发生在计划检修以外的设备检修。4.3 临时检修

计划外临时批准的检修。4.4事故检修

因设备故障进行的检修。4.5节日检修

结合节假日负荷变化安排的设备检修。4.6带电作业

对带电或停电但未做安全措施的设备进行检修。操作术语 5.1设备试运行

新（改、扩）建或检修后的设备在正式交付调度之前进行必要的试验、检查和带负荷运行，设备随时可能停止运行。5.2充电

设备带标称电压但不接带负荷。5.3送电

对设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）。5.4停电

断开断路器及隔离开关使设备不带电，可根据需要做好安全措施。5.5验电

用检验工具验明设备是否带电。5.6放电

设备停电后，用工具将静电放去。5.7×次冲击合闸

合、断断路器×次，以额定电压对设备连续进行×次充电。5.8零起升压 给设备由零电压起逐步升高电压至预定值或额定电压，以确认设备无故障。5.9倒母线

线路、变压器等设备从接在某一条母线运行改为接在另一条母线运行。5.10合环

合上网络内某断路器将网络改为环路运行。5.11同期合环

检测同期后合环。5.12解环

将环网运行的电网解为非环状运行。5.13并列

两个单独电网使其合并为一个电网运行。5.14解列

将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行。5.15代路

用专用旁路断路器（或母联兼旁路断路器）代替线路（主变）断路器运行。需根据实际情况对继电保护、安全自动装置的定值、状态等作相应更改。5.16运行转检修

断开设备各侧断路器及隔离开关,并在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或装设接地线）。5.17检修转运行

拉开设备各侧接地刀闸，合上各侧能够运行的隔离开关和断路器。

5.18运行转热备用

断开设备各侧断路器。5.19热备用转运行

合上除检修要求不能合或方式明确不合的断路器以外的设备各侧断路器。5.20运行转冷备用

拉开设备各侧断路器及隔离开关。5.21冷备用转运行

合上除检修要求不能合或方式明确不合的断路器以外的设备各侧隔离开关和断路器。5.22热备用转检修

拉开设备各侧隔离开关,并在设备可能来电的各侧合上接地刀闸。

5.23检修转热备用

拉开设备各侧接地刀闸, 合上除检修要求不能合或方式明确不合的隔离开关以外的设备各侧隔离开关。5.24冷备用转检修

在设备可能来电的各侧合上接地刀闸或做好其他安全措施。5.25检修转冷备用

拉开设备各侧接地刀闸。5.26热备用转冷备用

拉开设备各侧隔离开关。5.27冷备用转热备用 合上设备各侧隔离开关。5.28断路器和隔离开关 5.28.1合上断路器

使断路器由分闸位置转为合闸位置。5.28.2断开断路器

使断路器由合闸位置转为分闸位置。5.28.3合上隔离开关

使隔离开关由断开位置转为接通位置。5.28.4拉开隔离开关 使隔离开关由接通位置转为断开位置。5.28.5断路器跳闸

未经操作的断路器三相同时由合闸转为分闸位置。5.28.6断路器×相跳闸

未经操作的断路器×相由合闸转为分闸位置。5.28.7断路器非全相合闸

断路器进行合闸操作时只合上一相或两相。5.28.8断路器非全相跳闸

未经操作的断路器一相或两相跳开。5.28.9断路器非全相运行

断路器一相或两相合闸运行。5.28.10断路器×相跳闸重合成功

断路器×相跳开后，又自动合上×相，未再跳开。5.28.11断路器跳闸，三相重合成功

断路器跳闸后，又自动合上三相，未再跳开任何一相。5.28.12断路器×相跳闸，重合不成功

断路器×相跳开后，又自动合上跳开相，再自动跳开三相。5.28.13断路器×相跳闸，重合闸未动作，跳开三相（或非全相运行）

断路器×相跳开后，重合闸装置虽已投入，但未动作，××保护动作跳开三相（或非全相运行）。5.29线路 5.29.1线路强送电

线路断路器跳闸后，经检查变电站内一、二次设备正常，而线路未经巡视故障未经处理，即行送电的情况。5.29.2线路试送电

线路断路器跳闸后，对线路故障处理后首次送电。5.29.2线路试送电成功

线路跳闸经试送电正常，线路恢复带电。5.29.3线路试送电不成功 线路跳闸试送电后，断路器再跳闸。5.29.4特巡

在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等特殊情况下的巡线。5.30接地、引线、短接 5.30.1装设接地线

用临时接地线将设备与大地接通。5.30.2拆除接地线

拆除将设备与大地接通的临时接地线。5.30.3合上接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地接通。5.30.4拉开接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地断开。5.30.5带电接线

在设备带电状态下接线。5.30.6带电拆线

在设备带电状态下拆线。5.30.7接引线

将设备引线或架空线的跨接线接通。5.30.8拆引线

将设备引线或架空线的跨接线拆断。5.30.9短接

用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路。5.30.10 ×××线路停电

指分别断开×××线路各侧断路器，分别拉开断路器两侧隔离开关，并根据具体工作内容，做好相应安全措施。5.31.11 ×××线路送电

拆除×××线路所有安全措施，分别合上线路各侧断路器两侧隔离开关，并合上线路各侧（或单侧）断路器，使线路处于带电状态。5.31母线 5.31.1倒母线

指线路、主变等设备从联结在某一条母线运行改为联结在另一条母线上运行。5.32继电保护

5.32.1保护投入运行

将×（线路或其他设备名称）××保护加入运行。

值班调度员下令投入××保护，指将××保护功能投入。现场运行值班人员应负责××保护回路完整，装置运行正常，出口压板按照现场具体规定正确投入。

5.32.3将×××（线路或其他设备名称）保护改为××定值

将×××（线路或其他设备名称）保护由当前定值改为××定值。

微机保护装置一般有多个定值区，有些电气设备的保护有两个或两个以上定值，分别有相应名称，且存储在保护装置的不同定值区。5.32.2保护退出运行

×××（线路或其他设备名称）××保护退出运行

将×××（线路或其他设备名称）××保护停止运行。指将××保护功能退出，使其不动作。现场运行值班人员应根据现场具体规定，采取退出相应××保护出口压板或保护电源等具体措施。

5.32.3将保护改投跳闸

将保护由停运或信号位置改为跳闸位置。5.32.4将保护改投信号

将保护由停运或跳闸位置改为信号位置。5.32.5重合闸按XX方式投入

综合重合闸有四种投入方式,即综重、单重、三重和直跳方式,按规定选择其中的一种方式投入。5.32.6 将×××线路重合闸加入运行。

值班调度员下令投入×××线路重合闸，指将×××线路重合闸功能投入，使其能正确启动合闸。现场运行值班人员应根据现场具体规定，负责变更相应的重合闸把手、压板状态。5.32.7退出×××线路重合闸

将×××线路重合闸停止运行。

值班调度员下令退出×××线路重合闸，指将×××线路重合闸功能退出，使其不会启动合闸。现场运行值班人员应根据现场具体规定，负责变更相应的重合闸把手、压板状态。5.33变压器

5.33.1XX变分接头从X档调到X档 XX变压器分接头从X档调到X档。

5.33.2XX变分接头从XXkV档调到XXkV档 XX变压器分接头从XXkV档调到XXkV档。5.34电网 5.34.1电网

是电力生产、流通和消费的系统，又称电力系统，是由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施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设施等所组成的整体。5.34.2厂、站

发电厂、变电站、换流站、开关站等的统称。5.34.3波动

电网电压、频率、功率发生瞬间下降或上升后立即恢复正常的变化现象。5.34.4摆动

电网电压、频率、功率发生有规律的摇摆现象。5.34.5振荡

电网并列运行的两部分或几部分间失去同期，电压、电流、有功和无功发生大幅度有规律摆动的现象。5.34.6失步

同一系统中运行的两电源间失去同步。5.34.7潮流

电网稳态运行时的电压、电流、功率。5.34.8 AGC 自动发电控制。5.34.9 ACE 联络线区域控制偏差。5.35新建（或改建）设备启动 5.35.1核相

用仪表或其他手段对两电源或环路相位、相序检测是否相同。5.35.2定相

新（改、扩）建的线路、变电站在送电前，核对三相标志与运行系统是否一致。5.35.3核对相序

用仪表或其他手段核对两电源的相序是否同相。5.39.4相位正确

断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。5.35.5 CT极性测量

用仪表或其他手段，检测设备的电流互感器二次回路极性是否正确。5.36用电 5.36.1按指标用电

不超过分配的指标用电。5.36.2用户限电

通知用户按调度指令自行限电。5.36.3拉路限电

拉开线路断路器强行限制用户用电。5.36.4×分钟限去超用负荷

通知用户在指定时间内自行减去比用电指标高出的用电负荷。5.36.5按事故拉路顺序切掉×万千瓦负荷

通知运行值班人员按事故拉路顺序切掉×万千瓦负荷。5.36.6保安电力 保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。操作指令 6.1逐项操作令

6.1.1合上×××（线路或其他设备）断路器 6.1.2断开×××（线路或其他设备）断路器

6.1.3合上×××（线路或其他设备）断路器两侧隔离开关 6.1.4拉开×××（线路或其他设备）断路器两侧隔离开关 6.1.5合上×××（线路名称）线路侧接地刀闸 6.1.6拉开×××（线路名称）线路侧接地刀闸 6.1.7在×××（线路名称）线路侧装设×组接地线 6.1.8拆除×××（线路名称）线路侧接地线 6.1.9拆除×××（线路或其他设备）安全措施

6.1.10用×××（线路或其他设备）断路器进行同期并列 6.1.11用×××（线路或其他设备）断路器解列 6.1.12合上×××（线路名称）断路器对线路冲击×次 6.1.13转移×××（线路或其他设备）负荷

6.1.14用XX（设备或线路名称）的XX断路器解环 6.1.15用XX（设备或线路名称）的XX断路器合环 6.1.16确证×××（设备名称）处于××××状态 6.1.17保护及自动装置

6.1.18 投入 ×××（线路或其他设备名称）××（保护型号）整套保护

6.1.19 退出 ×××（线路或其他设备名称）××（保护型号）整套保护

6.1.20退出×××线路重合闸（ZCH）6.1.21 投入×××线路重合闸（ZCH）

6.1.22退出220kV××线路××型××保护重合闸（ZCH）6.1.23投入220kV××线路××型××保护重合闸（ZCH）6.1.24 XXX线重合闸按XX方式投入运行

重合闸投入方式包括：单重、三重、综重、直跳、检同期、检无压等。

6.1.25 XXX线重合闸由XX方式改投XX方式

重合闸投入方式包括：单重、三重、综重、直跳、检同期、检无压等。

6.1.26退出220kV××线路××型高频保护及其重合闸 6.1.27投入220kV××线路××型高频保护及其重合闸 6.1.28退出220kV××线路××型光纤纵差保护及其重合闸 6.1.29投入220kV××线路××型光纤纵差保护及其重合闸 6.1.30将220kV××线路重合闸由XX型保护切至YY型保护 6.1.31投入XX（线路名称）XX（保护型号）后备保护 微机保护后备部分包括零序和距离两部分。6.1.32退出XX（线路名称）XX（保护型号）后备保护 6.1.33投入 XX（线路名称）XX（保护型号）距离保护 6.1.34退出XX（线路名称）XX（保护型号）距离保护 6.1.35投入XX（线路名称）XX（保护型号）零序保护 6.1.36退出XX（线路名称）XX（保护型号）零序保护 6.1.37投入XX（线路名称）XX（保护型号）零序方向元件 6.1.38退出XX（线路名称）XX（保护型号）零序方向元件 6.1.39 XX（设备或线路名称）的XX保护改投信号 6.1.40 XX（设备或线路名称）的XX保护改投跳闸 6.1.41投入××厂（站）×××母联备自投（BZT）6.1.42退出××厂（站）×××母联备自投（BZT）6.1.43投入××厂（站）×××线路备自投（BZT）6.1.44退出××厂（站）×××线路备自投（BZT）6.1.33投入××厂（站）×××型振荡解列装置 6.1.45退出××厂（站）×××型振荡解列装置

6.1.46将××厂（站）×××型振荡解列装置由XX断路器切至YY断路器

6.1.47投入××厂（站）×××型稳控装置 6.1.48退出××厂（站）×××型稳控装置

6.1.49投入××厂（站）XX（设备名称）联跳YY（设备名称）功能 6.1.50退出××厂（站）XX（设备名称）联跳YY（设备名称）功能 6.1.51 投入XX装置跳XX（设备或线路名称）的压板 6.1.52 退出XX装置跳XX（设备或线路名称）的压板 6.1.53 用XX断路器对XX线试送电一次 6.1.54 用XX断路器对XX线强送电一次 6.1.55 对新设备进行冲击送电

用XX断路器对XX（线路或变压器）冲击X次 6.2 综合操作令 6.2.1 变压器

6.2.1.1 X变压器运行转检修 6.2.1.2 X变压器检修转运行 6.2.1.3 X变压器运行转热备用 6.2.1.4 X变压器热备用转运行 6.2.1.5 X变压器运行转冷备用 6.2.1.6 X变压器冷备用转运行 6.2.1.7 X变压器热备用转冷备用 6.2.1.8 X变压器冷备用转热备用 6.2.1.9 X变压器热备用转检修 6.2.1.10 X变压器检修转热备用 6.2.1.11 X变压器冷备用转检修 6.2.1.12 X变压器检修转冷备用 6.2.2母线

6.2.2.1 XXkVX母线运行转检修 6.2.2.2 XXkVX母线检修转运行 6.2.2.3 XXkVX母线运行转热备用 6.2.2.4 XXkVX母线热备用转运行 6.2.2.5 XXkVX母线运行转冷备用 6.2.2.6 XXkVX母线冷备用转运行 6.2.2.7 XXkVX母线热备用转冷备用 6.2.2.8 XXkVX母线冷备用转热备用 6.2.2.9 XXkVX母线热备用转检修 6.2.2.10 XXkVX母线检修转热备用 6.2.2.11 XXkVX母线冷备用转检修 6.2.2.12 XXkVX母线检修转冷备用

6.2.2.13 将XXkVY母运行元件全部倒至XXkVZ母运行 6.2.2.14 XXkV母线倒至正常运行方式 6.2.3断路器

6.2.3.1 XX（设备或线路）XX断路器运行转检修 6.2.3.2 XX（设备或线路）XX断路器检修转运行 6.2.3.3 XX（设备或线路）XX断路器运行转热备用 6.2.3.4 XX（设备或线路）XX断路器热备用转运行 6.2.3.5 XX（设备或线路）XX断路器运行转冷备用 6.2.3.6 XX（设备或线路）XX断路器冷备用转运行 6.2.3.7 XX（设备或线路）XX断路器热备用转冷备用 6.2.3.8 XX（设备或线路）XX断路器冷备用转热备用 6.2.3.9 XX（设备或线路）XX断路器热备用转检修 6.2.3.10 XX（设备或线路）XX断路器检修转热备用 6.2.3.11 XX（设备或线路）XX断路器冷备用转检修 6.2.3.12 XX（设备或线路）XX断路器检修转冷备用 6.2.4 旁路（母联或母旁）断路器代路

6.2.4.1 用XX旁路断路器旁带XX线路（或设备）运行。XX线路断路器由运行转检修

6.2.4.2 用XX母联断路器旁带XX线路（或设备）运行。XX线路断路器由运行转检修

6.2.4.3 用XX母旁断路器旁带XX线路（或设备）运行。XX线路断路器由运行转检修

6.2.4.4 XX线路断路器带本线路运行，XX旁路断路器运行转冷备用 6.2.4.5 XX线路断路器带本线路运行，XX母旁断路器运行转冷备用 6.2.4高压电抗器

6.2.4.1 X号高压电抗器运行转检修 6.2.4.2 X号高压电抗器检修转运行 6.2.4.3 X号高压电抗器运行转热备用 6.2.4.4 X号高压电抗器热备用转运行 6.2.4.5 X号高压电抗器运行转冷备用 6.2.4.6 X号高压电抗器冷备用转运行 6.2.4.7 X号高压电抗器热备用转冷备用 6.2.4.8 X号高压电抗器冷备用转热备用 6.2.4.9 X号高压电抗器热备用转检修 6.2.4.10 X号高压电抗器检修转热备用 6.2.4.11 X号高压电抗器冷备用转检修 6.2.4.12 X号高压电抗器检修转冷备用 发电机组（调相机）

7.1 并列

发电机达到额定转速，具备运行条件，通过合上出口断路器与电网接通。7.2 解列

发电机通过断开出口断路器与电网断开。

7.3定速

发电机已达到额定转速运行但未并列。7.4 空载

发电机已达额定转速，机端电压已达额定值，但未并网。7.5 甩负荷

发电机所带负荷突然大幅度降低。7.6 进相运行

发电机或调相机定子电流相位超前电压相位，发电机从系统中吸收无功。

7.7 发电改调相

发电机由发电状态改为调相运行。7.8 调相改发电

发电机由调相状态改为发电运行。7.9 发电机跳闸

运行中的发电机主断路器跳闸。7.10紧急降低出力

发电机出力紧急降低，但不解列。7.11可调出力

机组实际可能达到的发电出力。7.12单机最低出力

根据机组运行条件核定的最小发电能力。7.13自同期并列 将发电机不加励磁接入电网后再给上励磁，自行拖入同期方法与系统并列。

7.14非同期并列

将发电机不经同期检查即并列运行。7.18发电机无励磁运行

运行中的发电机失去励磁后，从系统吸收无功异步运行。7.19维持转速

发电机组与电网解列后，维持额定转速，等待并列。7.20 AGC功能投入远方控制

即厂（站）AGC装置接受省调自动化系统中AGC软件发布的控制指令，按照下达的指令控制机组发电。7.23 厂（站）AGC功能投入当地控制

即厂（站）AGC功能不受省调自动化系统AGC软件下发的指令控制，由厂（站）AGC软件按照计划计算和分配控制参数，直接控制机组发电。

7.24 厂（站）AGC功能退出

即厂（站）AGC功能退出运行，机组改为手动控制调频。

7.25 增加有功（无功）出力

在发电机原有有功（无功）出力的基础上，增加有功（无功）出力。

7.27减少有功（无功）出力

在发电机原有有功（无功）出力的基础上，减少有功（无功）出力。

7.28提高频率（电压）

在原有频率（电压）的基础上，提高频率（电压）值。7.29降低频率（电压）

在原有频率（电压）的基础上，降低频率（电压）值。7.30维持频率在××（数值）校电钟

使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。原动机 8.1冲转

指蒸汽进入汽轮机，转子开始转动。8.2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。8.3滑参数启动

一机一炉单元并列的情况下，使锅炉蒸汽参数以一定的速度随汽轮机负荷上升而上升的方式。8.4滑参数停机

一机一炉单元并列的情况下，使锅炉蒸汽参数以一定的速度随汽轮机负荷下降而下降的方式。8.5反冲洗

汽轮机组凝结器中循环水经调整阀门方式后，反向流动冲走垢物。8.6并炉

锅炉汽温、汽压达到规定值后与蒸汽母管并列。8.7停炉

锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温、汽压。8.8吹灰

用蒸汽或压缩空气清除锅炉各受热面上的积灰。8.9灭火

锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄灭。8.10打焦

用工具清除锅炉火嘴、水冷壁、过热器管等处的结焦。8.11锅炉热备用

锅炉虽然已熄火但仍保持现场规程规定的压力和温度，并可随时启动点火开炉。8.12旋转备用

特指运行正常的发电机组为额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。8.13导水叶开度

运行中水轮机组在某水头和发电出力时相应的水叶开度。8.14轮叶角度

运行中水轮机组在某水头和发电出力时相应的轮叶角度。水电

9.1水库水位（坝前水位）

水库坝前水面海拔高程（米）。9.2尾水水位（简称尾水位）

水电厂尾水水面海拔高程（米）。9.3正常蓄水位

水库在正常运用的情况下，为满足兴利要求在供水期开始时应蓄到的高水位。9.4死水位

在正常运用的情况下，允许水库消落到的最低水位。9.5年消落水位

多年调节水库在水库蓄水正常的情况下允许消落的最低水位。9.6汛期防洪限制水位（简称汛限水位）

水库在汛期因防洪要求而确定的兴利蓄水的上限水位。9.7设计洪水位

遇到大坝设计标准洪水时，水库坝前达到的最高水位。9.8校核洪水位

遇到大坝校核洪水标准时，水库坝前达到的最高水位。9.9库容

坝前水位相应的水库水平面以下的水库容积（亿立方米或立方米）。9.10总库容

校核洪水位以下的水库容积。9.11死库容

死水位以下的水库容积。9.12兴利库容（调节库容）

正常蓄水位至死水位之间的水库容积。9.13可调水量

坝前水位至死水位之间的水库容积。9.14水头

水库水位与尾水位之差值。9.15额定水头

发电机发出额定功率时，水轮机所需的最小工作水头。9.16水头预想出力（预想出力）

水轮发电机组在不同水头条件下相应所能发出的最大出力。9.17受阻容量

电站（机组）受技术因素制约（如设备缺陷、输电容量等限制），所能发出的最大出力与额定容量之差。对于水电机组还包括由于水头低于额定水头时，水头预想出力与额定容量之差。9.18保证出力

水电站相应于设计保证率的供水时段内的平均出力。9.19多年平均发电量

按设计采用的水文系列和装机容量，并计及水头预想出力限制计算出的各年发电量的平均值。9.20时段末控制水位

时段（年、月、旬）末计划控制水位。9.21时段初（末）库水位

时段（年、月、旬）初（末）水库实际运行水位。9.22时段平均发电水头

指发电水头之时段（年、月、旬）平均值（米）。9.23时段平均入（出）库流量

指时段（年、月、旬）入（出）库流量平均值（秒立方米）。9.24时段入（出）库水量

指时段（年、月、旬）入（出）库水量。9.25时段发电用水量

指时段（年、月、旬）发电所耗用的水量 9.26时段弃水量

指时段（年、月、旬）未被利用而弃掉的水量（亿立方米和立方米）。

9.27允许最小出库流量

为满足下游兴利（航运、灌溉、工业引水等）及电网最低电力要求需要水库放出的最小流量。（秒立方米）。9.28开启（关闭）泄流闸门

根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门，大坝泄流中孔、低孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门。9.29开启（关闭）机组进水口工作闸门

根据需要开启（关闭）水轮机组进水口的工作闸门。9.30开启（关闭）进水口检修闸门

根据需要开启（关闭）进水口检修闸门。9.31开启（关闭）尾水闸门（或叠梁）

根据需要开启（关闭）尾水闸门（或叠梁）。9.32发电耗水率

每发一千瓦时电量所耗的水量（立方米/千瓦时）。9.33节水增发电量

水电站在某时段（月、年）内实际发电量与按调度图运行计算的考核电量的差值。9.34水能利用提高率

水电站在某时段（月、年）内增发电量与按调度图运行计算的考核电量的比率。

第五篇：电网调度简答题

1.简述电网调度机构的作用？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，各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。

2.简述省调管辖设备划分原则？山东电力系统内，除上级调度机构管辖外的以下设备为省调管辖设备：(1).单机容量50MW及以上的发电机组。；(2).主要发电厂的主要设备；

(3).装机容量超过10MW的并网风电场；(4).500kV变电站的主要设备；

(5).220KV变电站中存在稳定问题的220KV母线和出线6条及以上的重要220KV母线

(6).500KV线路，跨地区的220KV线路。

(7).省调管辖设备配臵的继电保护，安全自动装臵以及有关的自动化，通信设备，机组渋网保护以及有关的调节控制系统。

3.简述省调委托地调代管设备划分原则？省调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大的发、输电设备，可委托地调代管。如：部分发电厂设备、风电场，部分跨地区的220KV线路。

4.简述地调管辖设备划分原则？地区电网内非省调管辖的主要发、输、变电设备。

5.简述省调许可设备划分原则？地调管辖设备中，其操作对省调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，列为省调许可设备。6.简述与省调进行调度业务联系时有何规定？ 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、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；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。

7.简述各级运行值班人员在接到或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确时怎么办？

各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员坚持该指令时，接令运行值班人员应立即执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，运行值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

8.简述省调批准的设备检修时间如何计算？

(1).发电机组检修时间从设备断开，省调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。2.输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

申请时间包括停、送电操作及检修时间。9.简述哪些指令使用逐项指令？

涉及两个以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令；

10.简述哪些指令采用综合指令？凡不需要其它单位 配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。19.简述电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确11.简述接地刀闸（地线）管理有何规定？1凡属省调地向省调值班调度员报告哪些情况？

管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的(1).跳闸开关（名称、编号）及时间、现象；

线路接地刀闸（地线），由省调操作管理；2出线刀闸以(2).保护和自动装臵动作情况，故障录波及测距； 内的接地刀闸（地线），由厂、站运行值班人员操作管(3).表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载理；3检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操等情况；

作管理。

(4).人身安全和设备运行异常情况。

12.简述复诵指令制有何规定？接受操作预告、操作20.简述为了迅速处理事故，防止事故扩大，哪些情指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者尽快报告值班调度员？

完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。(1).对人身设备安全有威胁，据现场规程采取措施； 13.简述变压器并列运行的条件有哪些？(2).厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；(1).结线组别相同；(3).电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关(2).电压比相同； 保护停用；

(3).短路电压相等。

(4).将已损坏的设备隔离；

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在(5).电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。并列或合环；

14.简述刀闸的允许操作范围？

(6).安全自动装臵（如切机、切负荷、低频解列、低(1).在电网无接地故障时，拉合电压互感器； 压解列等装臵）应动未动时手动代替；

(2).在无雷电活动时拉合避雷器；

(7).本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度(3).拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设员指令自行处理者。

备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；

21.简述两端有电源的线路故障根据哪些原则决定由(4).电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀； 何端强送？

(5).与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉(1).短路故障容量小的一端；

合开关的旁路电流；

(2).开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端；(6).拉合3/2接线的母线环流。

(3).保护健全并能快速动作跳闸的一端；

(7).其它刀闸操作按厂站规程执行。(4).能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端； 15.简述准同期并列的条件有哪些？(5).电网稳定规程有规定的按规定执行。

(1).相序、相位相同； 22.开关在运行中出现闭锁分闸现场采取措施无效(2).频率相同； 时，应尽快将闭锁开关从运行中隔离，采取哪些措施？(3).电压相同。

(1).有专用旁路或母联兼旁路开关的厂站，应采用代16.简述电压调整的主要方法有哪些？

路方式使开关隔离；

(1).改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗(2).用母联开关串故障开关，使故障开关停电； 器；改变变压器分头；

(3).母联开关故障，可用某一元件刀闸跨接两母线(2).改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配；（或倒单母线），然后拉开母联开关两侧刀闸；

(3).抽水蓄能机组调相运行(4).3/2接线的开关，保证故障开关所在串与其它串(4).开启、停运机组；

并联运行时，可用其两侧刀闸隔离（用刀闸拉母线环流(5).改变电网结线方式，投、停并列运行变压器； 或空载母线要经过相应试验并有明确规定）。

(6).限制电压过低地区的负荷。23.简述开关在运行中出现非全相运行情况时应采取17.简述调整电压的原则有哪些？

哪些措施？

(1).调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的(1).开关单相跳闸，造成两相运行，厂站值班员应立调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时即手动合闸一次，合闸不成应尽快拉开其余两相开关； 的电压值；

(2).运行中开关两相断开，应立即将开关拉开；(2).电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原(3).线路非全相运行开关采取以上措施仍无法拉开则，避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率； 或合入时，应立即拉开对侧开关，然后就地拉开开关；(3).无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行(4).发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电的发电机、调相机和无功静止补偿装臵中，以便在发生机有功、无功出力至零，同时手动解列发电机，若手动因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无未能将非全相运行的发电机解列，必须采取旁代或串代功出力，保持电网稳定运行。发电机开关的方法将发电机解列，解列前不允许拉开发18.简述事故处理的主要任务？

电机的励磁开关。；

(1).迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身(5).母联开关非全相运行，应立即调整降低母联开关和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解； 电流，然后进行处理，必要时将一条母线停电。

(2).用一切可能的方法，保持对用户的正常供电； 24.简述具有两个及以上电源的变电站母线电压消失(3).迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复时现场值班人员怎么办？

发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电； 现场值班人员在每条母线上保留一个电源线路开关，断(4).调整电网运行方式，使其恢复正常。开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联1

开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。

25.简述装有备用电源自投装臵的变电站母线电压消失时现场值班人员怎么办？

装有备用电源自投装臵的变电站母线电压消失，备用电源自投装臵拒动时，现场值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关，若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一面报告值班调度员。

26.简述线路过负荷时，应采取哪些措施？

(1).受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；

(2).提高送、受端运行电压；

(3).改变电网结线方式，使潮流强迫分配；(4).将受电地区负荷调出；(5).在受电地区限电或拉闸。

27.简述线路过负荷采取一般措施无效时按哪些规定处理？

(1).线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，省调下令地调在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，省调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过二十分钟。

(2).线路过负荷超过15%时，省调值班调度员立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。

(3).继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

28.简述系统发生异步振荡的一般现象有哪些？ 1.发电机、变压器及联络线的电流电压、功率表周期性的剧烈摆动，振荡中心电压波动最大，周期性的降低或接近于零； 2.失去同步的发电厂间联络线输送功率往复摆动。虽有电气联系，但送端频率升高，受端频率降低，并有摆动； 3.发电机发出有节奏的鸣响，且有功无功变化合拍，电压波动大，电灯忽明忽暗。可能甩掉部分负荷。29.简述系统发生振荡的主要原因有哪些？

(1).电网发生严重事故，特别是邻近长距离联络线发生短路故障；

(2).长距离线路送电到受端电网，输送功率超过其稳定极限；

(3).环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；

(4).送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大；

(5).大型发电机（特别是送端发电厂）进相运行或失去励磁，大型调相机欠励磁运行；

(6).事故时开关或继电保护拒动或误动，无自动调节装臵或虽有而失灵；

(7).电源间非同期合闸未能拖入同步。

30.简述值班调度员发布调度指令通信突然中断时怎么办？值班调度员发布调度指令时，通信突然中断，未完成重复指令手续，受令者不得执行该指令。现场值班人员操作完毕汇报时，通信突然中断，未完成重复汇报手续，调度员不得进行其它有关操作。

31.简述事故情况下，变电站与省调通信中断时，按哪些规定处理？

(1).按规定可不必等待调度指令的事项，现场可自行迅速处理；

(2).线路故障跳闸后，投入无压重合闸的开关未重合，当判明线路上确实无电压时，可立即强送一次；(3).主变开关、母联开关、线路开关跳闸后，只要开关两侧有电压，可自行恢复同期并列；

(4).通信恢复后，有关厂站运行值班员应立即向所属值班调度员汇报通信中断期间的处理情况。32.《省调规程》中一般调度术语有何规定？

(1).调度员发布调度指令时，语前必须冠以“指令”二字。受令者复诵时，语前必须冠以“重复指令”四字。复诵正确时，下令者应说“对，执行”。(2).受令单位完成指令汇报时，语前必须冠以“汇报”二字，接受汇报者，语前必须冠以“重复汇报”四字。(3).预告操作步骤，语前必须冠以“操作预告”四字。接受预告者，语前必须冠以“重复预告”四字。(4).为使数字读音正确，规定1读“幺”，2读“两”，7读“拐”，0读“洞”。

33.何谓可调出力？运行和备用设备实际可达到的出力，包括最高出力和最低技术出力。

34.何谓负荷备用容量？运行设备的可调最高出力与用电总额的差值。

35.何谓紧急备用？设备在停止状态，刀闸断开，但存有缺陷，只允许在紧急需要时，短时间投入运行。36.何谓破坏备用？设备不经检修已不能投入运行或设备本身虽备用，但其它设备工作影响其投入运行。37.何谓黑启动？是指整个系统因故障停运后，通过系统中具有自启动能力机组的启动，或取得外部电网的电力，启动无自启动能力的机组，逐步扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。？

38.何谓检修？指设备停运并做好安全措施，即为“检修状态”。

39.何谓开关检修？开关及两侧刀闸拉开，开关失灵保护停用，在开关两侧合上接地刀闸（或挂上接地线）。40.何谓线路检修？线路刀闸及线路高抗高压侧刀闸拉开，线路PT或CVT低压侧断开，并在线路出线端合上接地刀闸（或挂好接地线）。

41.何谓主变检修？变压器各侧刀闸均拉开并合上接地刀闸（或挂上接地线），并断开变压器冷却器电源，非电气量保护按现场规程处理。如有PT或CVT，则将PT或CVT低压侧断开。

42.何谓母线检修？母线侧所有刀闸均在分闸位臵，母线PT或CVT低压侧断开，合上母线接地刀闸（或挂接地线）。

43.何谓备用？泛指设备处于完好状态，所有安全措施全部拆除，随时可以投入运行。

44.何谓热备用？指设备（不包括带串补装臵的线路和串补装臵）开关断开，而刀闸仍在合上位臵。此状态下如无特殊要求，设备保护均应在运行状态。母线、线路高抗、电压互感器（PT或CVT）等无单独开关的设备均无热备用状态。

45.何谓冷备用状态？特指线路、母线等电气设备的开关断开，其两侧刀闸和相关接地刀闸处于断开位臵。46.何谓开关冷备用？是指开关及两侧刀闸拉开。

47.何谓线路冷备用？是指线路各侧刀闸均拉开。应预先通知有关单位；

48.何谓主变冷备用？是指变压器各侧刀闸均拉开。(3).操作顺序的正确性，严防非同期并列，带负荷拉49.母线冷备用？是指母线侧刀闸均在分闸位臵。合刀闸和带地线合闸等；

50.核相？用仪表或其它手段对两电源的相序或相位(4).继电保护、安全自动装臵和变压器中性点接地方进行检测。

式的适应性；

51.相位正确？开关两侧A、B、C三相相位对应相同。(5).线路 “T”接线。52.山东电网运行实行统一调度、分级管理的原则。61.调度指令分分几种？

53.山东电力系统设臵几级调度机构？是何关系？山调度指令分逐项指令、综合指令和即时指令。

东电力系统设臵三级调度机构，即省、地区（市）、县62.哪些操作值班调度员可不用填写操作指令票，但（市）调度机构（以下简称省调、地调、县调）。各级应做好记录？

调度机构在调度业务工作中是上、下级关系。下级调度(1).合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)； 机构必须服从上级调度机构的调度。

(2).投入或退出一套保护、自动装臵； 54.电网调度管理的任务及要求？电网调度管理的任(3).投入或退出机组AGC功能； 务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，保证实(4).发电机组启停；

现下列基本要求：

(5).计划曲线修改和功率调整；(1).按照电力系统的客观规律和有关规定使电力系(6).事故处理。

统安全、稳定、可靠运行。；

63.变压器的充电操作顺序？

(2).调整电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标变压器充电时，应选择保护完备励磁涌流影响较小的电符合国家规定的标准。；

源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器(3).遵循资源优化配臵原则，充分发挥系统内的发、各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源输、供电设备能力，最大限度地满足经济社会和人民生侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。500kV变压活用电需要。

器停送电,一般在500kV侧停电或充电。

(4).按照“公开、公平、公正”的原则，依据有关合64.并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸的规同或者协议，保障发电、供电、用电等各方的合法权益 定？

55.提检修申请时应说明什么？

并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、要投入的中性点接地刀闸，然后拉开要停用的中性点接检修时间、最高（低）出力、降出力数额及原因、紧急地刀闸。

恢复备用时间以及对系统的要求（送电时是否需要核65.母线为3/2接线方式，设备停送电时开关操作顺相、保护测方向）等。未经申请及批准手续，不得在设序？

备上工作。

母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，56.省调值班调度员有权批准哪些检修申请？

后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线(1).8小时内可以完工，且对系统和用户无明显影响侧开关。的检修。

66.线路停电操作顺序？

(2).与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路批准的计划检修时间）。

上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。57.省调批准的发电设备检修时间怎样计算？

67.线路送电操作顺序？

发电机组检修时间从设备断开，省调值班调度员下开工线路送电操作顺序：拉开线路各端接地刀闸（或拆除地令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括验、试运行时间，均计算在检修时间内。悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度58.省调批准的输电设备检修时间怎样计算？

员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度止合闸，线路有人工作”的标示牌。

员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备68.操作220kV及以上等级的长线路时应考虑什么？ 检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤(1).勿使空载时受端电压升高至允许值以上；

离现场，现在可以送电”的汇报为止。申请时间包括停、(2).投切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动； 送电操作及检修时间。

(3).勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生59.发电厂的省调许可设备如何提申请？发电厂的省自励磁。

调许可设备，其检修计划由发电厂报所属地调，地调安69.联络线停送电操作怎样充电、合环？联络线停送排后报省调。

电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧60.值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，要严肃认真，集中精力考虑什么问题？

一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧(1).对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流解合环。有特殊规定的除外。分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方70.值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑什么？面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析做值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的好事故预想；

电压、频率、潮流、继电保护与安全自动装臵的变化，(2).对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，并通知有关单位。

71.并列时调整频率的原则？

(1).发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

(2).电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。72.并列时调整电压的原则？

(1).发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

(2).电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

73.值班调度员在解、合环前，应认真考虑什么？值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、安全自动装臵、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。

74.合环操作电压、相角差的规定？合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。75.电网异常频率运行时间规定？

一般情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过15分钟。

76.当频率低于49.25赫兹时值班人员如何处理？ 当频率低于49.25赫兹时，各发电厂、变电监控中心（变电站）值班人员应主动迅速地将装有自动低频减负荷装臵应动而未动的线路拉闸，；

77.当频率低于49.0赫兹时地调值班人员如何处理？ 当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调度员应主动按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上； 78.当频率低于46.0赫兹时发电厂如何保厂用电？ 当频率低于46.0赫兹时，按所管辖调度机构批准的“保厂用电方案”，发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其它机组自行从电网解列(如现场规程有明确规定，按现场规程执行)。

79.低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装臵动作跳闸的线路,如何送电？

低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装臵动作跳闸的线路,需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的线路由省调下令恢复送电。

80.值班调度员在处理事故时应特别注意什么？(1).防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

(2).按照规定及时处理异常频率、电压；(3).防止过负荷跳闸；(4).防止带地线合闸；(5).防止非同期并列；(6).防止电网稳定破坏；

(7).开关故障跳闸次数在允许范围内。