电网调度术语和操作指令

第一篇：电网调度术语和操作指令

电网调度术语和操作指令汇编 调度管理

1.1调度管理范围

电网设备运行和操作指挥权限的范围 1.2调度指令

电网调度机构值班调度员(以下简称值班调度员)对其下级调度机构值班人员或调度管辖厂、站值班人员(以下简称运行值班员)发布有关运行和操作的指令 1.2.1口头令

由值班调度员口头下达(无须填写操作票)的调度指令 1.2.2操作令

值班调度员对所管辖设备进行操作，给下级调度机构或调度管辖厂、站运行值班员发布的有关操作的指令 1.2.2.1单项操作令

值班调度员向运行值班员发布的单一一项操作的指令 1.2.2.2逐项操作令

值班调度员向运行值班员发布的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求运行值班员按照指令的操作步骤和内容逐项进行操作。1.2.2.3综合操作令

值班调度员给运行值班员发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由运行值班员自行按规程拟订。1.3调度同意。

值班调度员对运行值班员提出的工作申请及要求等予以同意。1.4调度许可

设备由下级调度机构管辖，但在进行该设备有关操作前该级值班调度员必须报告上级值班调度员，征得同意。1.5许可操作

在改变电器设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。

1.6配合操作申请

需要上级调度机构的值班调度员进行配合操作时，下级调度机构的值班调度员根据电网运行需要提出配合操作申请 1.7配合操作回复

上级调度机构的值班调度员同意下级调度机构的值班调度员提出的配合操作申请，操作完毕后，通知提出申请的值班调度员配合操作完成情况 1.8直接调度

值班调度员直接向运行值班员发布调度指令的调度方式(值班调度员向将要具体执行调度指令的运行值班员发布调度指令的调度方式)1.9调度

1.9.1发布指令

值班调度员正式向调度所属各运行值班员发布的调度指令 1.9.2接受指令

运行值班员正式接受值班调度员所发布的调度指令 1.9.3复诵指令 运行值班员发布指令或接受汇报时，受话方重复通话内容以确认的过程。1.9.4回复指令

运行值班员在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间等 2 调度术语释疑 2.1开关和刀闸 2.1.1合上开关

使开关由分闸位置转为合闸位置 2.1.2拉开开关

使开关由合闸位置转为分闸位置 2.1.3合上刀闸

使刀闸由断开位置转为接通位置 2.1.4拉开刀闸

使刀闸由接通位置转为断开位置 2.2开关跳闸

未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置 2.2.1开关X相跳闸

未经操作的开关X相由合闸转为分闸位置 2.2.2开关非全相合闸

开关进行合闸操作时只合上一相或两相 2.2.3开关非全相跳闸

未经操作的开关一相或两相跳闸 2.2.4开关非全相运行

开关跳闸或合闸等致使开关一相或两相合闸运行 2.2.5开关X相跳闸重合成功

开关X相跳闸后，又自动合上X相，未再跳闸 2.2.6开关跳闸，三相重合成功

开关跳闸后，又自动合上三相，未再跳闸 2.2.7开关X相跳闸，重合不成功

开关X相跳闸后，又自动合上X相，开关再自动跳开三相 2.2.8开关跳闸，三相重合不成功

开关跳闸后，又自动合上三相，开关再自动跳开

2.2.9开关(X相)跳闸，重合闸未动跳开三相(或非全相运行)开关(X相)跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未动作，XX保护动作跳开三相(或非全相运行)2.3继电保护装置 2.3.1将保护改投跳闸

将保护由停用或信号位置改为跳闸位置 2.3.2将保护改投信号

将保护由停用或跳闸位置改为信号位置 2.3.3将保护停用

将保护由跳闸或信号位置改为停用位置 2.3.4保护改跳

由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其它开关 跳，某开关跳闸时，同时连锁跳其它开关 2.3.5投入X设备X保护(X段)X设备X保护(X段)投入运行 2.3.6退出X设备X保护(X段)X设备X保护(X段)退出运行 2.3.7X设备X保护(X段)改定值

X设备X保护(X段)整定值(阻抗、电压、电流、时间等)从某一定值改为另一定值 2.3.8高频保护测试通道

高频保护按规定进行通道对试 2.4合环、解环 2.4.1合环

合上网络内某开关(或刀闸)将网络改为环路运行 2.4.2同期合环 检测同期后合环

2.4.3解除同期闭锁合环 不经同期闭锁直接合环 2.4.4差30度合环

网络经结线相位角度差30度的变压器组合环 2.4.5解环

将环状运行的电网，解为非环状运行 2.5并列、解列 2.5.1核相

用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同 2.5.2核对相序

用仪表或其它手段，核对两电源的相序是否相同 2.5.3相位正确

开关两侧A、B、C三相相位均对应相同 2.5.4并 列

两个单独电网使其并为一个电网运行 2.5.5解 列

将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行 2.6线 路

2.6.1线路强送电

线路开关跳闸后未经处理即行送电 2.6.2线路强送成功

线路开关跳闸后未经处理即行送电，开关未再跳闸 2.6.3线路强送不成功

线路开关事故跳闸后未经处理即行送电，开关再跳闸 2.6.4线路试送电

线路事故跳闸经处理后的首次送电 2.6.5线路试送成功

线路事故跳闸经处理后首次送电正常 2.6.6线路试送不成功

线路事故跳闸处理后首次送电，开关再跳闸 2.6.7按单电源负荷线路处理 原为双电源或环路，另一电源解列或环路开环后变成单电源负荷线路，线路故障开关跳闸后的处理，按调度规程中有关负荷线路故障，开关跳闸的处理规定进行处理

第二篇：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。

第三篇：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。

第四篇：调度术语

附 录 A（规范性附录）陕西电力系统调度术语

A.1 冠语

——陕西省调××× ——陕西省调监控××× ——省调××× ——省调监控××× ——××地调××× ——××地调监控××× ——××变电站××× ——××集控中心××× ——××电厂×××

A.2 调度管理术语

A.2.1 调度管理

A.2.1.1 调度管辖范围

电网设备运行管理和操作指挥的权限范围。——直接调管范围

由本级调度全权负责运行管理和操作指挥的范围。——间接调管范围

由下级调控机构负责运行管理和操作指挥，但在操作前需征得本级调度同意的范围。A.2.1.2 调度同意

电力调控机构值班调度员对其下级调控机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员提出的工作申请及要求等予以同意。A.2.1.3 调度许可

设备由下级调控机构管辖，上级调控机构间接调管（或许可时），在进行该设备状态变更操作前该级值班调度员必须向上级值班调度员申请，征得同意。A.2.1.4 直接调度

值班调度员直接向下级调控机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员发布调度指令的调度方式（值班调度员向将要具体执行调度指令的调度管辖厂、站运行值班员发布调度指令的调度方式）。

A.2.1.5 间接调度

值班调度员通过下级调控机构值班调度员向其他调度管辖厂、站运行值班员转达调度指令的方式。A.2.1.6 委托调度

一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。（国调无此条）A.2.1.7 授权调度

根据电网运行需要将调管范围内指定设备授权下级调控机构直调，其调度安全责任主体为被授权调控机构。（增加）A.2.1.8 越级调度

紧急情况下，上级值班调度员不通过下级调控机构值班调度员而直接下达调度指令给下级调控机构调度管辖的运行值班单位的运行值班员的方式。A.2.1.9 调度关系转移

经两调控机构协商一致，决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权，由另一方代替或暂时代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方全权负责，直至转移关系结束。A.2.2 调度指令

值班调度员对其下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令 A.2.2.1 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。

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，对所调管的一、二次设备进行操作。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。A.2.2.2 操作指令

值班调度员对直调设备进行操作，对下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布的有关操作的指令

——综合指令

值班调度员下达的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令单位运行值班员自行按规程拟订。

——逐项指令

值班调度员下达的操作指令是逐项按顺序执行的操作步骤和内容，要求受令单位运行值班员按照指令的操作步骤和内容逐项按顺序进行操作。

——单项操作令

A.2.2.3 值班调度员向受令人发布的单一一项操作的指令。调度指令的实施

——发布指令 值班调度员正式向本级调控机构调管范围内的下级调度或厂站值班员发布的调度指令。（值班调度员正式向受令人发布调度指令）

——接受指令

运行值班员正式接受值班调度员所发布的调度指令。（受令人正式接受值班调度员所发布的调度指令）

——复诵指令 运行值班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。（受令人在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间等）

——回复指令 运行值班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。（受令人在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间等）

——许可操作 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）。（在改变电气设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作）

——配合操作申请 需要上级调控机构的值班调度员进行配合操作时，下级调控机构的值班调度员根据电网运行需要提出配合操作申请（增加）

——配合操作回复 上级调控机构的值班调度员同意下级调控机构的值班调度员提出的配合操作申请，操作完毕后，通知提出申请的值班调度员配合操作完成情况（增加）A.2.3 设备状态 A.2.3.1 运行

指设备的刀闸及开关都在合闸位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT、避雷器等），继电保护及二次设备按规定投入。A.2.3.2 备用

泛指设备处于完好状态，所有安全措施全部拆除，地刀在断开位置，随时可以投入运行 A.2.3.3 热备用

指设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的开关断开，而刀闸仍在合上位置。此状态下如无特殊要求，设备保护均应在运行状态。带串补装置的线路，线路刀闸在合闸位置，其他状态同上

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。A.2.3.4 冷备用

指设备（线路、母线等）没有故障，开关及两侧刀闸都在断开位置，相关接地刀闸处于断开位置，可以随时投入运行的状态。此状态下如无特殊要求，该设备保护跳运行设备的部分应退出。——开关冷备用

指开关及其两侧刀闸均在断开位置。——线路冷备用

指线路两侧（或各侧）线刀闸断开，两侧（或各侧）接地刀闸在断开位置。对无线刀闸的线路，指线路开关及其刀闸处于断开状态。接在开关或线路上电压互感器高低压熔丝一律取下，高压侧刀闸也拉开。——有串补的线路串补装置应在热备用以下状态。串补装置的冷备用

旁路开关在合闸位置，串补两侧刀闸在断开位置，地刀断开。

——主变或联变冷备用

对有变刀闸的主变或联变，指变压器各侧刀闸均在断开位置。对无变刀闸的主变或联变，指变压器各侧开关及其刀闸均在断开位置。

——母线冷备用

指母线侧所有开关及其两侧刀闸均在断开位置。——高压电抗器冷备用

指高压电抗器各侧开关及刀闸均在断开位置。——电压互感器冷备用

指电压互感器高低压侧刀闸均在断开位置，无高压侧刀闸的电压互感器当低压侧断开后，即处于冷备用状态。A.2.3.5 发电机组的备用状态

——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。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。——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。

——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。

——紧急备用 设备停止运行，刀闸断开，但设备具备运行条件（包括有较大缺陷可短期投入运行的设备）A.2.3.6 检修

指设备的所有开关、刀闸均断开，并挂好保护接地线或合上接地刀闸的状态（并在可能来电侧挂好标示牌，装好临时遮拦）。此状态下如无特殊要求，该设备保护跳运行设备的部分应退出。

——开关检修

开关及其两侧刀闸均在断开位置，开关失灵保护退出，在开关两侧合上接地刀闸（或挂接地线）的状态。

——线路检修 线路刀闸及线路高抗高压侧刀闸拉开，并在线路出线端合上接地刀闸（或挂好接地线）

——主变或联变检修

对有变刀闸的主变或联变，指变压器各侧刀闸均在断开位置，并在变压器各侧合上接地刀闸（或挂上接地线），断开变压器冷却器电源的状态。

对无变刀闸的主变或联变，指变压器各侧开关及其两侧刀闸均在断开位置，并在变压器各侧合上接地刀闸（或挂上接地线），断开变压器冷却器电源的状态。变压器各侧刀闸均拉开并合上接地刀闸（或挂上接地线）

如有电压互感器，则将其低压侧断开。——母线检修

母线侧所有开关及其两侧刀闸均在断开位置，母线电压互感器低压侧断开，合上母线接地刀闸（或挂接地线）的状态。母线侧所有开关及其两侧的刀闸均在分闸位置，合上母线接地刀闸（或挂接地线）

——高压电抗器检修 高压电抗器开关及刀闸均在断开位置（高抗无开关时各侧刀闸均在断开位置），电抗器接地刀闸在合上位置（或挂接地线），断开冷却器电源的状态。

——电压互感器检修

电压互感器高低压侧刀闸均在断开位置，其接地刀闸在合上位置（或挂接地线）的状态。

——串补装置检修 旁路开关在合闸位置，刀闸断开，地刀合上 A.2.4 检修管理 A.2.4.1 计划检修

列入月度计划，由调控机构预先统一安排的设备检修。

计划停电

纳入月度设备停电计划，并办理停电检修票的设备停电工作

A.2.4.2 临时检修

计划外由调度临时统一安排的检修。临时停电

未纳入月度设备停电计划，但办理停电检修票的设备停电工作

A.2.4.3 事故检修

因设备故障而被迫紧急退出运行后进行的检修。紧急停电

设备异常需紧急停运处理以及设备故障停运抢修、陪停等由值班调度员批准的设备停电工作 A.2.4.4 节日检修

结合节假日负荷变化安排的电网设备检修。A.2.4.5 状态检修 企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过状态评价、风险评估，状态决策，达到运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略

A.2.4.6 带电作业

对有电或停电未做安全措施的设备进行检修。A.2.4.7 年月计划免申报停电

对电网正常运行方式无明显影响的电气设备停电计划，可以不申报、月度计划，直接按规定办理停电检修票，为年月计划免申报停电 停电检修票

日前停电工作计划 A.3 操作术语

A.3.1 通用术语

——充电

使设备带标称电压但不接带负荷。——送电

——对设备充电并带负荷(指设备投入环状运行或带负荷)停电 ——拉开开关及刀闸使设备不带电 ——X次冲击合闸

合拉开关X次，以额定电压对设备接连进行X次充电。——零起升压

将设备电压由零逐步升高至预定电压值或额定电压值，以确认设备无故障。

——零起升流

电流由零起逐步升高至预定电流值或额定电流值。——合环

——电气操作中将线路、变压器或开关构成的网络闭合运行的操作同期合环

检测同期后合环。

——解除同期闭锁合环

——不经同期闭锁直接合环解环 电气操作中将线路、变压器或开关构成的闭合网络断开运行的操作

——并列

使两个单独运行电网并为一个电网运行

——解列

。将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行

——运行转检修

拉开设备各侧开关及刀闸，并在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或挂接地线）。

——检修转运行

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开关以外的设备各侧刀闸和开关。

——运行转热备用 拉开设备各侧开关。——热备用转运行

合上除检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的设备各侧开关。——运行转冷备用

拉开设备各侧开关及刀闸。——冷备用转运行

合上除检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的设备各侧刀闸和开关。——热备用转检修

拉开设备各侧刀闸，在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或挂接地线）。

——检修转热备用 拉开设备各侧接地刀闸（或拆除地线），合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的设备各侧刀闸。

——冷备用转检修

在设备可能来电的各侧合上接地刀闸（或挂接地线）。——检修转冷备用

拉开设备各侧接地刀闸（或拆除地线）。——热备用转冷备用 拉开设备各侧刀闸。——冷备用转热备用

合上除检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的设备各侧刀闸。

A.3.2 开关和刀闸

——合上开关

使开关由分闸位置转为合闸位置。——拉开开关

使开关由合闸位置转为分闸位置。——合上刀闸

使刀闸由断开位置转为接通位置。——拉开刀闸

使刀闸由接通位置转为断开位置。——开关跳闸

未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置。

——开关X相跳闸，（重合成功，重合失败，重合闸未动作）

未经操作的开关X相由合闸转为分闸位置，（自动重合闸动作成功，自动重合闸动作失败，自动重合闸未动作）。

——开关非全相合闸

开关进行合闸操作时只合上一相或两相。——开关非全相跳闸

未经操作的开关一相或两相跳闸。——开关非全相运行

——开关非全相跳闸或合闸，致使开关一相或两相合闸运行开关X相跳闸重合成功

开关X相跳闸后，又自动合上X相，未再跳闸

——开关X相跳闸，重合不成功

开关X相跳闸后，又自动合上X相，开关再自动跳开三相

——开关（X相）跳闸，重合闸未动跳开三相（或非全相运行）开关（X相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未动作，XX保护动作跳开三相（或非全相运行）

——开关跳闸，三相重合成功

开关跳闸后，又自动合上三相，未再跳闸

——开关跳闸，三相重合不成功

开关跳闸后，又自动合上三相，开关再自动跳开 A.3.3 线路

——线路强送电

线路开关跳闸后，经检查变电站内一、二次设备正常，而线路故障未经处理，即行送电的情况。——线路试送电

线路开关跳闸，对线路故障处理后首次送电。

3.1.1 线路试送电

线路开关跳闸，经检查并处理后的送电 3.1.2 线路试送成功

线路开关跳闸，经检查并处理后送电正常 3.1.3 线路试送不成功

线路开关跳闸，经检查并处理后送电，开关再跳闸 3.1.4 带电巡线

对带电或停电未采取安全措施的线路进行巡视 3.1.5 停电巡线

在线路停电并挂好地线情况下巡线 3.1.6 故障巡线

线路发生故障后，为查明故障原因的巡线 3.1.7 特巡

对在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、地震、山火、台风等自然灾害和保电、大负荷等特殊情况下的带电巡线 A.3.4 母线

——倒母线

线路、主变等设备从联结在某一条母线运行（或热备用）改为联结在另一条母线上运行（或热备用）。A.3.5 继电保护

A.3.5.1 对分为投入和退出两种状态的保护

——保护投入运行

将X设备X保护（X部分）投入运行。

设备×保护（×段）3.1.7.1 投入×——×设备×保护（×段）投入运行保护退出运行 将X设备X保护（X部分）退出运行。设备×保护（×段）3.1.7.2 退出××设备×保护（×段）退出运行 A.3.5.2 对分为跳闸、信号和停用三种状态的保护

——将保护改投跳闸

将保护由停用或信号状态改为跳闸状态。——将保护改投信号

将保护由停用或跳闸状态改为信号状态。——将保护停用

将保护由跳闸或信号状态改为停用状态。

3.1.1 保护改跳

由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其他开关

3.1.2 联跳

某开关跳闸时，同时联锁跳其它开关

设备×保护（×段）改定值 3.1.3×A.3.5.3 ×设备×保护（×段）整定值（阻抗、电压、电流、时间等）由某一定值改为另一定值母差保护方式改变

——将XX千伏母差保护由单母方式改为双母方式。——将XX千伏母差保护由双母方式改为单母方式。——将XX千伏母差保护由固定方式改为非固定方式。——将XX千伏母差保护由非固定方式改为固定方式。

1.2.3.母差保护改为有选择方式 母差保护改为无选择方式 高频保护测试通道 母差保护选择元件投入运行。

母差保护选择元件退出运行

高频保护按规定进行通道对试。A.3.5.4 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、三重和停用（即直跳）方式，按规定选择其中的一种方式投入。——重合闸投入方式还有：先重（即短延时）、后重（即长延时）、检同期、检无压、非同期（即无检定）等。

A.3.6 安全自动装置

——投入

——投XX方式 ——投跳闸 ——投信号

——XX功能投入 ——退出

——XX功能退出

安全自动装置各项操作术语的解释，以系统运行处相关文件为准。

A.3.7 接地刀闸及地线、引线、短接

——合上接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地接通。——拉开接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地断开。——挂地线

用临时地线将设备与大地接通。——拆除地线

拆除将设备与大地接通的临时接地线 3.1.1 带电接线 在设备带电状态下接线 3.1.2 带电拆线 在设备带电状态下拆线 3.1.3 接引线 将设备引线或架空线的跨接线接通 3.1.4 拆引线

将设备引线或架空线的跨接线拆断 3.1.5 短接

用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路 A.3.8 发电机组

——并网

发电机达到额定转速，具备运行条件，通过同期合上出口开关与电网接通。——解列

发电机通过断开出口开关与电网断开。——增加有功出力

在发电机原有功出力基础上增加有功出力。——减少有功出力

在发电机原有功出力基础上减少有功出力。——增加无功出力

在发电机原无功出力基础上增加无功出力。——减少无功出力

在发电机原无功出力基础上减少无功出力。——提高电压

在原电压基础上，提高电压至某一数值。——降低电压

在原电压基础上，降低电压至某一数值。——提高频率

指调频厂在手动调频时，将频率提高至某一数值。——降低频率

指调频厂在手动调频时，将频率降低至某一数值。——空载 发电机处于并网状态，但未接带负荷。3.1.1 力率

发电机输出功率（出力）的功率因数cos 3.1.1 定速

发电机已达到额定转速运行但未并列 3.1.1 升速

——汽轮机转速按规定逐渐升高甩负荷

带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值

——进相运行

发电机定子电流相位超前电压相位，发电机从系统中吸收无功。

——发电改调相

发电机由发电状态改为调相状态运行。——调相改发电

发电机由调相状态改为发电状态运行。——发电机跳闸

运行中的发电机主开关跳闸。——发电机维持全速

发电机组与电网解列后，维持额定转速，等待并网（或试验）。

——可调出力 机组实际可能达到的发电能力。机组实际可能达到的最大剩余发电能力

3.1.1 紧急降低出力

电网发生故障或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列

3.1.1 单机最低出力 根据机组运行条件核定的最小发电能力 3.1.1 盘车

用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子慢转动 A.3.9 变压器分接头

——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。

——XX变分接头从XX千伏档调到XX千伏档 XX变压器分接头从XX千伏档调到XX千伏档。A.3.10 用电和限电

——将XX千伏XX变电站以不停电方式倒至XX千伏XX变电站用电

以先合环后解环方式，将XX变电站由原供电变电站倒至另一变电站用电。

——将XX千伏XX变电站以停电方式倒至XX千伏XX变电站用电

先将XX变电站停电，然后再将其倒至另一变电站用电。——用户限电

通知用户按调度指令自行限制用电负荷。——拉闸限电

拉开线路开关强行限制用户用电。——X分钟内限去超用负荷

通知地调或用户按指定时间自行减去比用电指标高的那部分用电负荷。

——X分钟内按事故限电顺序切掉X兆瓦

通知下级调度或运行值班员在规定时间内按事故限电顺序切掉X兆瓦负荷。

3.1.1 按指标用电 不超过分配的用电指标用电 3.1.1 保安电力

保证人身和设备安全所需的最低限度的电力 A.3.11 新建（或改建、扩建）设备启动

——定相

新建、改建的线路，变电站（所）在投运前充电核对三相标志与运行系统是否一致。新建、改建的线路、变电站在投运前分相依次送电核对三相标志与运行系统是否一致 ——核相

用仪表或其他手段检测两电源或环路相位是否相同。——核对相序

用仪表或其他手段，核对两电源的相序是否相同。

3.1.1 相位正确

开关两侧A、B、C三相相位均对应相同

——CT极性测量 用仪表或其他手段，检测设备的CT二次回路极性是否正确。A.3.12 AVC系统运行状态

——AVC系统主站闭环运行

指AVC主站与AVC子站闭环运行，发电厂子站上位机与下位机闭环运行，进行遥控调节。

——AVC厂内闭环运行

指AVC主站与AVC子站开环运行，发电厂AVC子站上位机按照预先设定电压曲线，与下位机闭环联调，完成厂内闭环调节。

——AVC开环运行

指AVC主站与AVC子站开环运行，AVC子站上位机与下位机开环运行，按照传统方式进行电压调节。A.3.13 电网

是电力生产、流通和消费的系统，又称电力系统。具体地说，电网是由发电、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。

3.1.1 主网

500千伏及以上电压等级的电网 3.1.2 静态稳定

电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到初始运行状态的能力

3.1.3 暂态稳定

电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力

3.1.4 动态稳定

电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力

3.1.5 电压稳定

电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力

3.1.6 频率稳定

电力系统受到小的或大的扰动后，系统频率能够保持或恢复到允许的范围内，不发生频率崩溃的能力

3.1.7 同步振荡

发电机保持在同步状态下的振荡 3.1.8 异步振荡

发电机受到较大的扰动，其功角在0°～360°之间周期性变化，发电机与电网失去同步运行的状态 3.1.9 摆动

电网电压、频率、功率产生有规律的摇摆现象 3.1.10 失步

同一系统中运行的两电源间失去同步 3.1.11 潮流

电网稳态运行时的电压、电流、功率 A.3.14 电容、电抗补偿

3.1.8 消弧线圈过补偿

全网消弧线圈的整定电流之和大于相应电网对地电容电流之和

3.1.9 消弧线圈欠补偿

消弧线圈的整定电流之和小于相应电网对地电容电流之和 3.1.10 谐振补偿

消弧线圈的整定电流之和等于相应电网对地电容电流之和 3.1.11 并联电抗器欠补偿

并联电抗器总容量小于被补偿线路充电功率 3.1.12 串联电容器欠补偿

串联电容器总容抗小于被补偿线路的感抗 A.3.15 水电

3.1.13 水库水位（坝前水位）水电厂水库坝前水面海拔高程（米）3.1.14 尾水水位（简称尾水位）水电厂尾水水面海拔高程（米）3.1.15 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（米）

3.1.16 死水位

在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位（米）3.1.17 年消落水位

多年调节水库在水库蓄水正常情况下允许消落的最低水位（米）

3.1.18 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（米）3.1.19 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（米）3.1.20 校核洪水位

遇到大坝校核标准洪水时，水库坝前达到的最高水位（米）3.1.21 库容

坝前水位相应的水库水平面以下的水库容积（亿立米或立方米）

3.1.22 总库容

校核洪水位以下的水库容积（亿立米或立方米）3.1.23 死库容

死水位以下的水库容积（亿立米或立方米）3.1.24 兴利库容（调节库容）

正常蓄水位至死水位之间的水库容积（亿立米或立方米）3.1.25 可调水量

坝前水位至死水位之间的水库容积（亿立米或立方米）3.1.26 水头

水库水位与尾水位之差值（米）3.1.27 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（米）3.1.28 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（兆瓦）

3.1.29 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（兆瓦）

3.1.30 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（兆瓦）3.1.31 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（亿千瓦时或兆瓦时）

3.1.32 时段末控制水位

时段（年、月、旬）末计划控制的水位（米）3.1.33 时段初（末）库水位

时段（年、月、旬）初（末）水库实际运行水位（米）3.1.34 时段平均发电水头

指发电水头之时段（日、旬、月、年）平均值（米）3.1.35 时段平均入（出）库流量

指时段（日、旬、月、年）入（出）库流量平均值（秒立米）

3.1.36 时段入（出）库水量 指时段（日、旬、月、年）入（出）库水量（亿立米和立方米）

3.1.37 时段发电用水量

指时段（日、旬、月、年）发电所耗用的水量（亿立米和立方米）

3.1.38 时段弃水量

指时段（日、旬、月、年）未被利用而弃掉的水量（亿立米和立方米）

3.1.39 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（秒立米）

3.1.40 开启（关闭）泄流闸门

根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门，包括大坝泄流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门

3.1.41 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 3.1.42 开启(关闭)进水口检修闸门

根据需要开启(关闭)水轮机组进水口检修闸门 3.1.43 开启(关闭)尾水闸门(或叠梁)根据需要开启(关闭)水轮机组尾水闸门(或叠梁)3.1.44 发电耗水率

每发一千瓦时电量所耗的水量（立米/千瓦时）3.1.45 节水增发电量

水电站时段（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（亿千瓦时或兆瓦时）3.1.46 水能利用提高率

水电站时段（月、年）内增发电量与按调度图运行计算的考核电量的百分比（%）A.3.16 新能源

3.1.47 风电场

由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站

3.1.48 光伏发电站

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS）和太阳电池方阵等

3.1.49 风电机组/风电场低电压穿越

当电力系统故障或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组/风电场能够保证不脱网连续运行

3.1.50 风电功率预测

以风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率、数值天气预报等数据作为模型的输入，结合风电场机组的设备状态及运行工况，预测风电场未来的有功功率

3.1.51 短期风电功率预测

预测风电场次日零时起未来72小时的有功功率，时间分辨率为15分钟

3.1.52 超短期风电功率预测

预测风电场未来15分钟-4小时的有功功率，时间分辨率不小于15分钟 A.3.17 调度自动化

3.1.53 遥信

远方开关、刀闸等位置运行状态测量信号 3.1.54 遥测

远方发动机、变压器、母线、线路等运行数据测量信号 3.1.55 遥控

对开关、刀闸等位置运行状态进行远方控制及AGC控制模式的远方切换

3.1.56 遥调

对发动机组出力、变压器抽头位置等进行远方调整和设定 3.1.57 AGC 自动发电控制

3.1.58 TBC、FFC、FTC AGC的三种基本控制模式

TBC是指按定联络线功率与频率偏差模式控制，FFC是指按定系统频率模式控制，FTC是指按定联络线交换功率模式控制

3.1.59 ACE 联络线区域控制偏差

3.1.60 T1、A1、A2、CPS1、CPS2 联络线控制性能评价标准，分别称为T标准、A标准、C标准

3.1.61 DCS 火电厂分散式控制系统 3.1.62 CCS 火电厂的计算机控制系统 3.1.63 AVC 自动电压控制

A.4 操作指令

A.4.1 逐项指令

A.4.1.1 开关、刀闸操作

——合上XX（设备或线路名称）XX开关 ——拉开XX（设备或线路名称）XX开关 ——合上XX（设备或线路名称）XX刀闸 ——拉开XX（设备或线路名称）XX刀闸

A.4.1.2 拆挂接地线或接地刀闸操作

——合上XX（设备或线路名称）XX接地刀闸，并挂标示牌（X）块

——拉开XX（设备或线路名称）XX接地刀闸，取下标示牌（X）块。

——在XX（挂接地线地点）挂地线（X）组，并挂标示牌（X）块

——拆除XX（挂接地线地点）地线（X）组，取下标示牌（X）块

A.4.1.3 解列或并列

——用XX（设备或线路名称）XX开关解列 ——用XX（设备或线路名称）XX开关同期并列

A.4.1.4 解环或合环

——用XX（设备或线路名称）XX开关解环

——用XX（设备或线路名称）XX开关（同期）合环 ——同期合上XX（设备或线路名称）XX开关

A.4.1.5 保护投退

——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护投跳闸 ——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护退出 ——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护投信号 ——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护整套投跳闸

——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护整套退出

——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护XX部分投跳闸

——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护XX部分退出

——XX（设备或线路名称）XX（保护型号）保护XX部分投信号

对线路而言，以上三条中XX部分常用的有：高频部分、后备部分（包括零序和距离两部分）、零序部分、距离部分。

——XX（线路名称）XX（保护型号）保护零序方向元件退出

——XX（线路名称）XX（保护型号）保护零序方向元件投入

A.4.1.6 安全自动装置投退

——XX装置投入 ——XX装置投跳闸 ——XX装置投信号

——XX装置按XX方式投入 ——XX装置XX功能投入 ——XX装置XX功能退出 ——XX装置退出 A.4.1.7 重合闸投退及改变重合闸方式

——XX线重合闸投入 ——XX线重合闸退出

——XX线重合闸按XX方式投入 重合闸投入方式包括：单重、三重、综重、停用（即直跳）、先重（即短延时）、后重（即长延时）、检同期、检无压、非同期（即无检定）等。

——XX线重合闸由XX方式改投XX方式

A.4.1.8 线路跳闸后送电

——用XX开关对XX线试送电 ——用XX开关对XX线强送电

A.4.1.9 对新设备进行冲击送电

——用XX开关对XX（线路或变压器）充电X次

A.4.1.10 变压器改分接头

——将XX变压器XX（高压或中压）侧分接头由X档调到X档

——将XX变压器XX（高压或中压）侧分接头由XX千伏档调到XX千伏档

A.4.2 综合指令 A.4.2.1 变压器

——X变压器运行转检修 ——X变压器检修转运行 ——X变压器运行转热备用 ——X变压器热备用转运行 ——X变压器运行转冷备用 ——X变压器冷备用转运行 ——X变压器热备用转冷备用 ——X变压器冷备用转热备用 ——X变压器热备用转检修 ——X变压器检修转热备用 ——X变压器冷备用转检修 ——X变压器检修转冷备用

A.4.2.2 母线

——XX千伏X母运行转检修 ——XX千伏X母检修转运行 ——XX千伏X母运行转热备用 ——XX千伏X母热备用转运行 ——XX千伏X母运行转冷备用 ——XX千伏X母冷备用转运行 ——XX千伏X母热备用转冷备用 ——XX千伏X母冷备用转热备用 ——XX千伏X母热备用转检修 ——XX千伏X母检修转热备用 ——XX千伏X母冷备用转检修 ——XX千伏X母检修转冷备用

——将XX千伏Y母运行（热备用）元件全部倒至XX千伏Z母运行（热备用）

——XX千伏母线倒至正常运行方式

——将XX（设备或线路）XX开关由XX千伏Y母倒至XX千伏Z母运行

——XX（设备或线路）XX开关冷备用转热备用于XX千伏X母

A.4.2.3 开关

——XX（设备或线路）XX开关运行转检修 ——XX（设备或线路）XX开关检修转运行 ——XX（设备或线路）XX开关运行转热备用 ——XX（设备或线路）XX开关热备用转运行 ——XX（设备或线路）XX开关运行转冷备用 ——XX（设备或线路）XX开关冷备用转运行 ——XX（设备或线路）XX开关热备用转冷备用 ——XX（设备或线路）XX开关冷备用转热备用 ——XX（设备或线路）XX开关热备用转检修 ——XX（设备或线路）XX开关检修转热备用 ——XX（设备或线路）XX开关冷备用转检修 ——XX（设备或线路）XX开关检修转冷备用 ——旁路（母联或母旁）开关旁带运行

 用XX旁路开关旁带XX线路（或设备）运行；XX线路（或设备）开关运行转检修（或冷备用）。 用XX母联开关旁带XX线路（或设备）运行；XX线路（或设备）开关运行转检修（或冷备用）。 用XX母旁开关旁带XX线路（或设备）运行；XX线路（或设备）开关运行转检修（或冷备用）。

A.4.2.4 高压电抗器

——X号高压电抗器运行转检修 ——X号高压电抗器检修转运行 ——X号高压电抗器运行转热备用 ——X号高压电抗器热备用转运行 ——X号高压电抗器运行转冷备用 ——X号高压电抗器冷备用转运行 ——X号高压电抗器热备用转冷备用 ——X号高压电抗器冷备用转热备用 ——X号高压电抗器热备用转检修 ——X号高压电抗器检修转热备用 ——X号高压电抗器冷备用转检修 ——X号高压电抗器检修转冷备用

（注：无单独开关的高压电抗器没有热备用状态，其刀闸拉开即为冷备用状态。）A.4.2.5 电压互感器

——XX千伏X母线YH运行转检修 ——XX千伏X母线YH检修转运行

A.4.3 口头指令 A.4.3.1 机炉启停

——启动XX号机组，XX（时间）与系统并网 ——停运XX号机组，XX（时间）与系统解列

A.4.3.2 机组出力调整

——全厂出力加到XX万千瓦 ——全厂出力减到XX万千瓦

——XX号机组出力加到XX万千瓦 ——XX号机组出力减到XX万千瓦

A.4.3.3 电压调整

——将XX千伏母线电压按上限调整 ——将XX千伏母线电压按下限调整 ——将XX千伏母线电压调整到XX千伏

A.4.3.4 限电（取消限电）

——XX（时间）到XX（时间），按XX（蓝、黄、橙、红）色有序用电预案调控负荷

——XX分钟内按事故限电序位表限制XX万千瓦负荷 ——XX分钟内按紧急事故断电序位表限制XX万千瓦负荷

——开放XX限电负荷

A.4.3.5 AVC投退指令

——XXX电厂AVC投入主站闭环

指该发电厂AVC投入与调控中心AVC主站闭环运行方式，此令在XXX厂内AVC闭环运行方式下执行。——XXX电厂AVC由主站闭环改投厂内闭环

指该发电厂AVC由与调控中心AVC主站闭环运行方式改变为厂内AVC闭环运行方式。——XXX电厂AVC退出闭环

指该发电厂AVC退出与调控中心AVC主站闭环运行方式，并退出厂内闭环运行方式。——X机AVC投入厂内闭环

指该发电厂X机的AVC投入厂内闭环。——X机AVC退出厂内闭环

指该发电厂X机的AVC退出厂内闭环。——XX站AVC投入主站闭环

指该变电站AVC投入与调控中心AVC主站闭环运行方式。

——XX站AVC退出主站闭环

指该变电站AVC退出与调控中心AVC主站闭环运行方式。

——XX地调AVC投入主站闭环

指该地区调度AVC投入与调控中心AVC主站闭环运行方式。

——XX地调AVC退出主站闭环

指该地区调度AVC投入与调控中心AVC主站闭环运行方式。附 录 B（资料性附录）

陕西电力系统调度术语实施说明

B.1 冠语

本部分是调度业务联系时说明联系人单位、姓名时的冠语。B.2 调度管理术语

本部分主要规定了各种调度关系、调度指令、设备状态以及检修管理等调度管理术语。B.2.1 调度管理 B.2.1.1 调度同意：适用于调度员对下级调度或厂、站值班员提出的临时工作申请、带电作业申请及修改日计划曲线的申请等。

B.2.1.2 调度许可：适用于对间接调管设备操作时的业务联系。

B.2.1.3 委托调度：经协商一致，一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。B.2.1.4 越级调度：适用于紧急情况下，上级调度跨越下级调度，直接给现场运行单位（电厂或变电站）下达调度指令的情况。

本条中的紧急情况，是指：①电网安全受到刻不容缓的危险，通过正常情况下的逐级调度，不仅会延误事故处理的最佳时机，而且可能造成严重后果；②人身和重大设备受到危险的紧急情况；③下级调控机构因故无法履行职责的情况。B.2.2 调度指令 B.2.2.1 口头指令 口头指令适用于下列情况：有关机炉启停、加减负荷、电压调整、AGC投退、AVC投退、限电（取消限电）等一般性调整指令。

注：对口头下达的事故处理指令，应按如下方式编号，如：事故处理王字＃1令、事故处理张字＃3令等。值班调度员把本次事故处理中自己下达的指令按顺序编号，并在前面冠以自己的姓氏；当同时值班的调度员姓氏相同时，应该冠以全名。B.2.2.2 操作指令

——综合指令：适用于不涉及其他厂站配合的综合操作任务。——逐项指令：适用于逐项按顺序执行的操作步骤和内容。

B.2.2.3 调度指令的实施

——许可操作

本条目前仅适用于发电机并网或解列时操作开关的申请。并网时，在当值调度员同意后，电厂可自行操作发电机出口开关及其两侧刀闸，调度员不再下令；机组解列后，对3/2接线或角形接线的开关合环，在当值调度员同意后，电厂可自行将开关合环，并投入短引线保护（或其他相关保护），重合闸按规定投入，调度员不再下令。B.2.3 设备状态 B.2.3.1 运行 B.2.3.2 热备用

线路高抗、电压互感器等无单独开关的设备均无热备用状态。

B.2.3.3 冷备用

本条开始时，对冷备用状态作了一个概括性定义，适用于一般概况性描述。涉及到描述具体设备的状态时，请按C.2.3.3具体描述内容执行。B.2.3.4 发电机组的备用状态 B.2.3.5 检修状态

本条开始时，对检修状态作了一个概括性定义，适用于一般概况性描述。涉及到描述具体设备的状态时，请按C.2.3.5具体描述内容执行。B.2.4 检修管理

根据国调有关规程，新增状态检修术语及其定义。B.3 操作术语

B.3.1 通用术语

本条规定了涉及电网操作的23个通用术语，适用于一般概况性描述。涉及到描述具体设备的操作时，请按3.2至3.10的内容执行。

需要说明的是，“停电”是设备从带电状态到不带电状态的一系列操作的总称，与以前使用的“停运”的概念完全不同。比如，某线路的停电操作，一般指线路一侧解环，另一侧停电，拉开线路刀闸，有时还包括做好线路安全措施等步骤。它是一种概况性描述，不能直接用在操作指令中，使用时应注意。

同样地，“送电” 是设备从不带电状态到带电状态的一系列操作的总称，与以前使用的“加运”的概念完全不同。比如，某线路的送电操作，包括拉开接地刀闸、合上线路刀闸，线路一侧充电，另一侧合环等步骤。它是一种概况性描述，不能直接用在操作指令中，使用时应注意。B.3.2 开关和刀闸

开关与刀闸的操作术语均采用“拉开”与“合上”。

当只有本开关跳闸，未使相关设备跳闸时，只需按照前述术语汇报。但设备（除开关外）跳闸时，应在前述术语前加设备双编号名称，如：XX（设备名称）X开关【X相】跳闸，【重合成功（失败，未动作）】，【】中内容在设备跳闸时需根据实际情况汇报。B.3.3 线路 B.3.4 母线

对单母分段接线及双母线接线，改变母线方式的操作应使用逐项指令，一般包含改变母差保护方式、倒母线、母线方式转变三项内容。当母差保护可自动适应母线方式时，不应下母差保护方式改变的指令。B.3.4.1 倒母线

当调度指令为将一条母线上元件全部倒至另外一条母线时，应将运行元件和热备用元件全部进行倒母线操作。B.3.5 继电保护 B.3.6 安全自动装置 B.3.7 接地刀闸及地线 B.3.8 发电机组 B.3.9 变压器分接头 B.3.10 用电和限电

B.3.11 新建（或改建、扩建）设备启动

定相、核相、核对相序三个术语及其定义均引用自《电网调度规范用语》。B.4 操作指令

本小节列举了调度操作中常见的指令，但并不意味着，调度操作指令只能从这些指令中选择。具体运用过程中，应根据电网实际情况，按照统一的调度术语，采用适合于本单位的操作指令。

为了简化描述，便于理解，本小节中所列举的操作指令没有将设备名称与编号分别列出，实际使用时，应该采用双重编号。

B.4.1 逐项操作令

涉及两个及两个以上厂站相互配合，并按一定顺序进行的操作，应使用逐项指令。

B.4.1.1 线路的操作要下逐项操作令。

——对有线刀闸的线路：

 以蒲桥1线运行转检修为例： 第一步：

给蒲城电厂下令：拉开3953蒲桥1线3330、3331开关。第二步：

给桥陵变下令：拉开3953桥蒲1线3330、3331开关。第三步：

给蒲城电厂下令：拉开3953蒲桥1线33316线路刀闸。给桥陵变下令：拉开3953桥蒲1线33316线路刀闸。第四步：

给蒲城电厂下令：合上3953蒲桥1线333167接地刀闸，并挂标示牌一块。

给桥陵变下令：合上3953桥蒲1线333167接地刀闸，并挂标示牌一块。

第五步：

如果两侧开关没有检修工作，可下合环令将其转入运行状态：

给蒲城电厂下令：3331、3330开关热备用转运行。给桥陵变下令：3331、3330开关热备用转运行。

如果两侧开关有检修工作，可下令将其转入检修状态： 给蒲城电厂下令：3330、3331开关热备用转检修。给桥陵变下令：3330、3331开关热备用转检修。（注1：蒲城电厂、桥陵变母线均为3/2接线方式。）（注2：对一侧开关有检修工作、另一侧没有检修工作的情况，可参照上述指令，将一侧转为检修状态，另一侧转为运行状态。）

 以蒲桥1线检修转运行为例（假设蒲城电厂侧开关为检修状态，桥陵变侧开关为运行状态）： 第一步：

给蒲城电厂下令：拉开3953蒲桥1线333167接地刀闸，取下标示牌一块。

给桥陵变下令：拉开3953桥蒲1线333167接地刀闸，取下标示牌一块。

第二步：

给蒲城电厂下令：3330、3331开关检修转热备用。给桥陵变下令：3330、3331开关运行转热备用。第三步：

给蒲城电厂下令：合上3953蒲桥1线33316线路刀闸。给桥陵变下令：合上3953桥蒲1线33316线路刀闸。第四步：

给桥陵变下令：合上3953桥蒲1线3331、3330开关。第五步：

给蒲城电厂下令：合上3953蒲桥1线3331、3330开关。（注：蒲城电厂、桥陵变母线均为3/2接线方式。）——对无线刀闸的线路：

 以桥桃线运行转检修为例（桥陵变侧有线路刀闸，桃曲变侧没有线路刀闸）： 第一步：

给桥陵变下令：拉开3996桥桃线3310、3311开关。第二步：

给桃曲变下令：拉开3996桃桥线3310、3311开关。第三步：

给桥陵变下令：拉开3996桥桃线33116线路刀闸。给桃曲变下令：3310、3311开关热备用转冷备用。第四步：

给桥陵变下令：合上3996桥桃线331167接地刀闸，并挂标示牌一块。

给桃曲变下令：合上3996桃桥线331167接地刀闸，并挂标示牌一块。

第五步：

如果两侧开关没有检修工作，则桃曲变侧开关维持冷备用状态，桥陵变侧合环：

给桥陵变下令：3311、3310开关热备用转运行。

如果两侧开关有检修工作，可下令将其转入检修状态： 给桥陵变下令：3310、3311开关热备用转检修。给桃曲变下令：3310、3311开关冷备用转检修。（注1：桥陵变、桃曲变母线均为3/2接线方式。）（注2：桥桃线两侧的开关，在桥陵变侧开关编号为3311、3310，在桃曲变侧的开关编号是3311、3310。）

（注3：桃曲侧因无线路刀闸，开关如果没有工作，只能保持冷备用状态；如果有工作，则由冷备用转检修。）

 以桥桃线检修转运行为例（假设桥陵变侧开关为运行状态，桃曲变侧开关为检修状态）： 第一步：

给桥陵变下令：拉开3996桥桃线331167接地刀闸，取下标示牌一块。

给桃曲变下令：拉开3996桃桥线331167接地刀闸，取下标示牌一块。

第二步：

给桥陵变下令：3310、3311开关运行转热备用。给桃曲变下令：3310、3311开关检修转热备用。第三步： 给桥陵变下令：合上3996桥桃线33116线路刀闸。第四步：

给桃曲变下令：合上3996桃桥线3311、3310开关。第五步：

给桥陵变下令：合上3996桥桃线3311、3310开关。（注：假设桥陵变需要同期合环，可下一个令，但包括两项内容：

第1项，同期合上3996桥桃线3311开关； 第2项，合上3996桥桃线3310开关。）

B.4.1.2 对其他无法下综合指令的情况，也应下逐项指令。

比如，韩城一厂＃2主变只拉开高压侧开关的操作如下： ——拉开#2主变3301、3302开关； ——拉开#2主变332变刀闸；

——3301、3302开关热备用转检修。

B.4.2 综合操作令

对不涉及其他厂站配合的综合操作任务可以下综合操作令。

B.4.2.1 变压器操作

——对有变刀闸的变压器：

比如，桥陵变＃1主变转检修的操作指令如下： 给桥陵变下令：＃1主变运行转检修。

如果#1主变转检修后，开关需要合环，则再下令： 给桥陵变下令：3312、3310开关热备用转运行。

如果#1主变转检修后，开关也要转检修，则可下令： 给桥陵变下令：3310、3312开关热备用转检修。——对无变刀闸的变压器： 以东塬变＃1主变为例。

东塬变＃1主变转检修的操作指令如下： 给东塬变下令：＃1主变运行转检修。如果东塬变＃1主变转检修后，开关也要转检修，则可再下令：

给东塬变下令：3330、3332开关冷备用转检修。

（注：因东塬变＃1主变无变刀闸，其开关不能合环，只有保持冷备用状态或检修状态。）B.4.2.2 开关操作

对3/2接线厂站，操作单个开关不影响其他设备运行时，可根据工作要求向有关厂站下如下指令（以蒲城电厂3330开关为例）：

——开关转检修，可向蒲城电厂下令：3330开关运行转检修。

——开关转热备用，可向蒲城电厂下令：3330开关运行转热备用。

——开关转冷备用，可向蒲城电厂下令：3330开关运行转冷备用。

从其他状态转运行时，可按如下方法下令：

——开关检修转运行，可向蒲城电厂下令：3330开关检修转运行。

——开关热备用转运行，可向蒲城电厂下令：3330开关热备用转运行。

——开关冷备用转运行，可向蒲城电厂下令：3330开关冷备用转运行。

B.4.3 口头指令

对于电网运行一般性的调整应使用口头指令。另外，事故处理时，也可使用口头指令。

第五篇：调度术语

附录E 调度术语

为使调度系统值班人员能正确迅速、清楚明了地下达和执行调度指令，现对调度术语及定义等做如下规范。E.0 调度管理

E.0.0调度管理：调度业务和专业管理。

E.0.1调度管辖：电网设备运行和操作指挥权限，简称调管。E.0.2调管范围：电网设备运行和操作指挥权限的范围。

E.0.3调度指令：电网调度机构值班调度员对其下级值班调度员或调管厂、站值班员发布有关运行和操作的指令。调度指令包括单项令、综合令和逐项令。E.0.3.1 单项令

值班调度员下达的单一项目操作的调度指令。E.0.3.2 综合令

值班调度员按照操作目的和要求，用标准术语说明操作对象的起始和终结状态以及注意事项的调度指令。受令人按照综合令确定的操作规范和现场规程，自行拟定具体操作步骤和操作顺序，一次性完成所有操作后向发令人汇报。E.0.3.3 逐项令

值班调度员根据一定的逻辑关系，按照顺序下达的调度指令。逐项令由一系列单项令或综合令组成。E.0.4调度许可

值班调度员对下级值班调度员或厂站值班员提出的工作、操作等申请予以许可（同意）。E.0.5调度关系 E.0.5.1 直接调度

值班调度员直接向现场值班员发布调度指令的调度方式。E.0.5.2 间接调度

值班调度员通过下级值班调度员向现场值班员转达调度指令的调度方式。E.0.5.3 委托调度

调度机构将其调管设备的调度权委托其他调度机构的调度方式。E.0.5.4 越级调度

紧急情况下值班调度员不通过下一级值班调度员，而直接向下一级值班调度员调管厂站的值班员下达调度指令的调度方式。E.0.6调度发接令 E.0.6.1 下令（发令）

值班调度员向下级值班调度员或厂站值班员发布调度指令。E.0.6.2 接令

下级值班调度员或厂站值班员接受值班调度员发布的调度指令。E.0.6.3 复诵

将对方说话内容进行原文重复表述，并得到对方的认可。E.0.6.4 回令

调度指令执行完毕后，下级值班调度员或厂站值班员向值班调度员报告调度指令的执行情况。E.0.7调度管辖范围 E.0.7.1 广州市区

指广州供电局有限公司所属的越秀、海珠、荔湾、白云、天河、黄埔和萝岗供电局的供电区域。E.0.7.2 变电站、用户变电站、广州中调直调电厂、广州中调直调电网

变电站：除特别说明，一般包括广州电力系统内广州供电局管辖以及用户管辖的变电站。用户变电站：指属用户管辖的变电站

广州中调直调电厂：接入广州电力系统并且与广州中调签订并网调度协议的发电厂称为广州中调直调电厂。

广州中调直调电网：在广州电力系统内，属广州中调管辖的电网称为广州中调直调电网。E.0.7.3 线路附属设备

指线路避雷器、线路电压抽取装置（PT、CVT、YDR）、阻波器、结合滤波器等设备。E.0.7.4 电厂、变电站内线路间隔设备

指电厂、变电站内该线路开关、开关两侧刀闸及电流互感器（CT），还包括开关两侧及线路侧接地刀闸（但不包括母线接地刀闸）。对于线路变压器组结线或无线路开关仅有线路刀闸结线的变电站，线路侧间隔设备特指变电站内该线路刀闸（含线路侧接地刀闸）。E.0.7.5 母线附属设备

指母线电压互感器（PT）或母线电压抽取装置（CVT）、母线避雷器、母线接地刀闸。E.0.7.6 界定变电站设备调度范围时提及的“开关”

包括开关、开关两侧刀闸以及开关两侧接地刀闸。E.1 设备状态定义 E.1.1一次设备状态

E.1.1.1 运行状态：指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、开关、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置正常投入。

E.1.1.2 热备用状态：指该设备已具备运行条件，其继电保护及自动装置满足运行要求，开关的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。

开关的热备用是指开关本身在分闸位置，两侧刀闸在合闸位置，二次设备按要求投入。

线路、母线、变压器、电抗器、电容器等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧开关全部在分闸位置，且至少一个开关处于热备用状态，二次设备按要求投入，一经合上该开关，设备就转为运行。

E.1.1.3 冷备用状态：指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。

E.1.1.4 检修状态：指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，设备各侧已接地的状态。

E.1.2继电保护状态

E.1.2.1 投入状态：指继电保护装置工作电源投入，相应的功能压板和出口压板投入的状态。E.1.2.2 退出状态：指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能压板或跳闸（重合）出口压板，退出部分或全部保护功能的状态。

E.1.2.3 停用状态：指继电保护装置工作电源退出，出口压板退出的状态。E.1.3安全自动装置状态

E.1.3.1 投入状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口压板连接到指令回路的状态。即安全自动装置具备正常的出口动作功能。

E.1.3.2 投信号状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，对外通信通道正常时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作，但具备收信发信功能。

E.1.3.3 退出状态：指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，对外通信通道断开时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，不具备对外发信功能。

E.1.3.4 停用状态：指安全自动装置工作电源退出，出口压板断开时的状态。即安全自动装置丧失所有功能的状态。E.2 操作术语 E.2.1电气操作

电气操作是指将电气设备状态进行转换，一次系统运行方式变更、继电保护定值调整、装置启、停用，二次回路切换以及自动装置投切、试验等所进行的操作执行过程的总称。

常用电气操作如下：

E.2.1.1 倒母线：指双母线结线方式的变电站（开关站），将一组母线上的部分或全部线路、变压器倒换到另一组母线上运行或热备用的操作。

E.2.1.2 倒负荷：指将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电的操作。E.2.1.3 并列：指发电机（调相机）与电网或电网与电网之间在相序相同、且电压、频率允许的条件下并联运行的操作。

E.2.1.4 解列：指通过人工操作或保护及自动装置动作使电网中开关断开，发电机（调相机）脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的过程。

E.2.1.5 合环：指将线路、变压器或开关串构成的电网闭合运行的操作。

E.2.1.6 同期合环：指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。E.2.1.7 解除同期闭锁合环：不经同期闭锁直接合环。

E.2.1.8 解环：指将线路、变压器或开关串构成的闭合网络开断运行的操作。E.2.1.9 充电：指使空载的线路、母线、变压器等电气设备带有标称电压的操作。E.2.1.10 核相：指用仪表或其他手段核对两电源或环路相位、相序是否相同。

E.2.1.11 定相：指新建、改建的线路或变电站，在投运前核对三相标志与运行系统是否一致。E.2.1.12 代路：指用旁路开关代替其他开关运行的操作。

E.2.1.13 零起升压：对设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压。E.2.1.14 零起升流：对设备由零起逐步升高电流至预定值或直到额定电流。E.2.1.15 ×次冲击合闸：以额定电压对设备×次充电。E.2.2常用设备名词解释

E.2.2.1 开关：空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。E.2.2.2 刀闸：各种形式的隔离开关的统称。

E.2.2.3 接地刀闸：特指与大地连接的隔离开关，简称地刀。E.2.3常用操作动词

E.2.3.1 合上：指各种开关、刀闸（含接地刀闸）通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。

E.2.3.2 断开：指各种开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。

E.2.3.3 拉开：指各种刀闸（含接地刀闸）通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。E.2.3.4 装设地线：指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。E.2.3.5 拆除地线：指将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作。

E.2.3.6 投入、停用、退出：指使继电保护、安全自动装置等设备达到指令状态的操作。E.2.3.7 调整：指变压器调压抽头位置或消弧线圈分接头位置切换的操作等。E.3 事故及异常情况用语 E.3.1事故及异常情况

E.3.1.1 潮流：电网稳态运行时的电压、电流、功率。

E.3.1.2 过负荷：指发电机、变压器及线路的电流超过额定值或规定的允许值。E.3.1.3 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。E.3.1.4 扰动：电网在故障、操作、冲击负荷等干扰下电压、电流、功率和频率等参数突然发生改变。

E.3.1.5 冲击：指系统中的发电厂、变电站的电压、电流、功率、频率等参数发生的瞬间剧烈异常变化。

E.3.1.6 摆动：指电网的功率、电压、电流、频率等参数往复变化。

E.3.1.7 振荡：指电网并列运行的两部分或几部分间失去同期，电压、电流、功率、频率等参数发生大幅度有规律的摆动现象。

E.3.1.8 失步：同一系统中运行的两电源间失去同步。E.3.1.9 母线失压：指因故障而导致母线电压为零。

E.3.1.10 全站失压：指因故障而导致变电站各电压等级母线电压（不包括站用电）为零。E.3.1.11 三相不平衡：指三相电流（或电压）幅值不一致，且幅值差超过规定范围。E.3.1.12 直流接地：指直流系统中某一极对地绝缘降低超过允许值。E.3.2设备及装置动作

E.3.2.1 起动：继电保护装置或安全自动装置达到整定值而开始逻辑功能。E.3.2.2 动作：继电保护装置或安全自动装置发出使开关跳闸或者合闸的信号。E.3.2.3 跳闸：开关不经操作，由合闸变为分闸，以及由此而导致的设备退出运行状态。E.3.2.4 开关偷跳：指开关在没有操作、没有继电保护及安全自动装置动作情况下的跳闸。E.3.2.5 开关拒动：指开关在继电保护及安全自动装置动作或在操作过程中拉合控制开关并发出指令的情况下拒绝动作。

E.3.2.6 保护及自动装置误动：指继电保护及自动装置发出错误动作指令。

E.3.2.7 保护及自动装置拒动：指电力系统故障时，继电保护及自动装置应发出指令而未发出指令的情况。

E.3.2.8 越级跳闸：指电力系统故障时，应由保护整定优先跳闸的开关来切除故障，但因故由其他开关跳闸来切除故障，这样的跳闸行为称为越级跳闸。

E.3.2.9 开关非全相跳（合）闸：指开关三相应该同时动作而其中一相或两相未按指令动作的情况。

E.3.2.10 重合闸成功：指开关跳闸后，重合闸装置动作，开关自动合上的过程。E.3.2.11 重合闸不成功：指开关跳闸后，重合闸装置动作，开关自动合上送电后，由保护或自动装置再次动作三相开关跳闸的过程。

E.3.2.12 重合闸未动：指重合闸装置投入，但不满足动作的相关技术条件，开关跳闸后重合闸装置不动作。

E.3.2.13 重合闸拒动：指重合闸装置投入，且满足动作的相关技术条件，但开关跳闸后重合闸未动作。

E.3.2.14 停用重合闸：指退出重合闸装置出口连接片，并将相关转换开关投入到停用位置，或将重合闸控制方式转换为闭锁状态。

E.3.2.15 死开关：指开关保护及自动装置全部停用、控制电源断开、机构闭锁或人为闭锁，使其不能跳闸的状态。E.3.3事故处理操作用语

事故处理是指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。常用事故处理操作如下：

E.3.3.1 试送：指电气设备故障经处理后的首次送电。

E.3.3.2 试送成功：电气设备跳闸经过处理后的首次送电，开关未再跳闸。E.3.3.3 试送不成功：电气设备跳闸经过处理后的首次送电，开关再次跳闸。E.3.3.4 强送：指电气设备故障后未经处理即行送电。

E.3.3.5 强送成功：电气设备跳闸后未经处理即行送电，开关未再跳闸。E.3.3.6 强送不成功：电气设备跳闸后未经处理即行送电，开关再次跳闸。E.3.3.7 限电：指限制用户部分用电负荷的措施。

E.3.3.8 拉闸限电：指拉开供电线路开关，强行停止供电的措施。E.3.3.9 保安电：指为保证人身和设备安全所需的最低限度电力供应。E.3.3.10 开放负荷：指恢复对拉闸限电、限电用户的正常供电。E.3.4 常用负荷控制术语 E.3.3.1按网供指标控制负荷 E.3.3.2网供负荷不得超过××万 E.3.3.3执行强制错峰××万

E.3.3.4拉××万（负荷）:广州中调指令受令单位对其所辖电力系统拉闸限电×万千瓦负荷 E.3.3.5再拉××万（负荷）:在前次下令拉闸限电基础上，再增加拉闸限电×万千瓦负荷 E.3.3.6送××万（负荷）:在广州中调已下令限电的线路中恢复部分送电，负荷不超过×万千瓦 E.3.3.7全部送电:仅对广州中调下令拉闸限电的线路，全部恢复送电 E.4 巡线

E.4.1 带电巡线：对有电或停电未做安全措施的正常线路进行巡视。E.4.2 停电巡线：在线路停电并将线路接地情况下巡视。

E.4.3 事故巡线：线路发生事故后，为查明线路故障原因进行的巡视。

E.4.4 特巡：对带电线路在暴风雨、覆冰、雾、水灾、台风、地震、大负荷及重要保供电等特殊情况下的巡视。

E.5 常用机组操作单项令

（1）×点×分#×炉点火 ×点×分#×炉点着火。（2）×点×分#×机组并网 ×点×分#×机组与系统并网。（3）×点×分#×机组解列 ×点×分#×机组已与系统解列。

（4）×点×分#×机组（大修、小修、临修）结束，恢复备用 ×点×分#×机组（大修、小修、临修）结束，满足投入运行条件。（5）×点×分#×机组退出备用

×点×分#×机组退出备用，已不具备运行的条件。（6）#×机组出力限高（低）××MW #×机组因××原因限制，有功出力最高（低）只能带××MW。（7）×点×分#×机组跳闸，甩出力××MW ×点×分#×机组因××保护动作（原因）跳闸，跳闸前有功出力是××MW。（8）加（减）×万出力或加（减）×万

发电机在原有功出力的基础上，增加（减少）×万千瓦有功出力。（9）再加（减）×万负荷或再加（减）×万

在前次下令增加发电机有功出力的基础上，再增加（减少）×万千瓦有功出力。（10）无功加（减）×万或加（减）×万无功

发电机在原无功出力的基础上，增加（减少）×万千乏无功出力。（11）总出力加（减）到×万或总出力带×万

全厂发电机有功出力不管原来是多少，现在加（减）到×万千瓦。（12）加满出力或出力加满 将全厂运行发电机有功出力加到目前设备所允许的最大技术出力。（13）出力减到最低

将全厂运行发电机有功出力减到目前设备所允许的最小技术出力。（14）无功带（加）满

将全厂运行发电机无功出力加到目前设备所允许的最大技术出力。（15）无功减到最低

将全厂运行发电机无功出力减到目前设备所允许的最小技术出力。（16）频率（周波）调××××

广州中调下令其负责电力系统频率调整，并维持电力系统频率为××××Hz运行。

E.6 数字读法

“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”分别可以读作“幺、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞”