湖北电网调度规程

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湖北电网调度规程1总则1.1为了加强电网调度管理，保障电网安全、优质、经济运行，保护用户利益，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》以及上级部门颁发的有关规程、规定，结合湖北电网实际情况，特制定本规程。1.2“湖北电网”在本规程中是指湖北省境内由省调、各地调、县调管辖的所有发、供、用电设备。1.3湖北电网内的所有发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网自动化设施等是一个紧密联系的整体。发电厂、变电站的运行值班单位，应服从调度管辖范围内调度机构的调度。1.4湖北电网运行实行统一调度、分级管理的原则。湖北电网设置三级调度机构，即省、地区（市）、县（市）调度机构（以下简称省调、地调、县调）。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。1.5本规程适用于湖北电网及并入本电网的所有发电、供电、用电等单位。湖北电网内各级调度机构及有关单位在制定相关规程、规定和签定相关合同时，不得违反本规程。1.6湖北电网内各发电、供电、用电单位的有关领导、调度系统运行值班人员以及相关专业技术人员，应熟悉并遵守本规程。1.7本规程的解释权属于湖北省电力公司。2调度管理2.1调度管理任务2.1.1调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，实现下列基本要求：1)使电网安全运行和连续可靠供电（供热），电能质量符合国家规定的标准；2)按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥网内发电、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；3)依据有关合同、协议或规定，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。2.1.2省调的主要职责：1)负责湖北电网的安全、优质、经济运行及调度管理工作；2)组织编制和执行电网的年、月、日调度计划（运行方式）；3)指挥调度管辖范围内设备的操作；4)根据网调的指令调峰、调频或控制联络线潮流及负责所辖范围内无功电压的运行和管理；5)指挥湖北电网事故处理，负责进行电网事故分析，制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施；6)参与编制调度管辖范围内设备的年度检修计划，并根据年度检修计划安排月、日检修计划；7)负责对湖北电网继电保护和安全自动装置、电网调度自动化和电力通信系统进行专业管理，并对下级调度机构管辖的上述设备和装置的配置进行技术指导；8)参与湖北电网规划编制工作及电网工程项目的可行性研究和设计审查工作，批准新建、扩建和改建工程接入电网运行，参与工程项目的验收，负责制定新设备投运、试验方案；9)

1参与电力生产年度计划的编制，依据年度及年度分月计划并结合电网实际，组织编制和实施月、日调度生产计划，负责实时调度中相关指标的统计考核；10)负责指挥省网的经济运行及管辖范围内的高压网损管理；11)负责制定事故和超计划用电限电序位表，报湖北省人民政府的有关部门批准后执行；12)组织调度系统有关人员的业务培训和召开有关调度会议；13)统一协调水电厂水库的合理运用；14)负责与有关单位签定并网调度协议；15)协调有关所辖电网运行的其他关系；16)行使本电网管理部门或者上级调度机构批准（或者授予）的其他职权。2.1.3地调的主要职责：1)负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；执行上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网运行的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案；2)参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定；3)维护本地区（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息；4)组织编制和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该级调度核准；5)根据省调下达的日供电调度计划制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；6)根据省调的指令进行调峰、调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压；7)负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；8)负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构的调度管辖范围；9)负责制定本地区（市）电网超计划限电序位表和事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行；10)参与本地区（市）电网规划编制工作，批准新建、扩建和改建工程接入电网运行，参与工程项目的验收，负责制定新设备投运、试验方案；11)负责本地区（市）和所辖县（市）电网继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化系统规划的制定及运行管理和技术管理；12)负责与有关单位签定所辖范围内的并网调度协议；13)负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务培训；负责所辖县（市）电网调度值班人员的业务指导技术培训；14)行使上级电网管理部门或上级调度机构授予的其他职权。2.1.4县调的主要职责1)负责本县（市）电网的调度管理，执行上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网运行的有关规章制度；2)维护本县（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息；3)负责根据地调下达的日供电调度计划制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报上级调度核准；4)根据上级调度的指令进行调峰、调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压；

25)负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；6)参与本县（市）电网继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化系统规划的制定并负责其运行管理和技术管理；7)负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。2.2调度管辖范围划分原则2.2.1湖北电网各级调度的管辖范围，根据电网结构、不同装机容量、不同电压等级，按有利于电网的安全经济运行，有利于提高运行指挥效率，有利于电网考核和经营管理的原则划分，可按行政区域划分，或由上级调度部门召集有关单位协商管辖范围。2.2.2省调管辖范围一般为：1)并入湖北电网运行，装机容量在50MW及以上的火电厂和30MW及以上的水电厂；2)220kV变电站和线路（包括500kV变电站的220kV设备）；3)重要的110kV联络线。2.2.3湖北电网内，调度管辖范围的具体划分，以省调规定为准。省调调度管辖范围参见附录A。2.3调度管理制度2.3.1省调值班调度员是湖北电网调度管辖范围内的运行操作和事故处理的指挥人，直接对下列受令人发布指令：1)发电厂值长（值长不在时，电气值班长或单元长代）；2)地调值班调度员；3)变电站值班长（值班长不在时，正值班员代）。2.3.2各运行单位应按月将值班人员名单及轮值表报相关电网调度机构，省调亦应按月将省调轮值表下发有关运行单位。2.3.3调度系统值班调度人员须经培训、考核并取得合格证书方能上岗。2.3.4发布、接受调度指令，双方应先互报单位和姓名，调度指令应简单、扼要、严肃认真，使用统一调度术语并用普通话。受令人接到指令后，应复诵指令内容，发令人认为无误并认可后，方可执行。执行完毕后，应立即汇报。发、受令双方均应作好录音、记录并及时调整模拟屏与运行状态完全一致。录音保存期不得少于三个月。2.3.5值班调度员应对所发布调度指令的正确性负责。受令人接到调度指令后应立即执行，对调度指令有疑问时，应立即向值班调度员报告，由其决定该指令的执行或撤消，若发令人重复其指令后，受令者应迅速执行。若执行该指令将明显危及人身或设备安全时，受令者应拒绝执行，并立即将拒绝执行的理由报告值班调度员和本单位领导。2.3.6受令人不得擅自更改调度指令。受令人不执行或延误执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。2.3.7非调度机构负责人不得要求值班调度员发布任何调度指令，电网经营企业主管领导发布的与调度业务有关的指示，应通过调度机构领导转达给值班调度员执行。2.3.8当发生危及电网安全运行的情况时，上级值班调度员可以直接指挥操作下级调度管辖的设备。2.3.9受令人同时接到两级调度指令时，应由高一级调度决定先执行哪一级调度的调度指令，受令人将执行情况分别汇报两级调度值班调度员；受令人同时接到两级调度相互矛盾的调度指令时，由高一级调度决定执行哪级调度指令。2.3.10对拒绝执行调度指令和违反调度纪律的行为，相关调度机构应立即组织调查，并依据有关规程、规定或合同进行处罚。2.3.11

3运行单位发现电网异常时，值班人员应立即向值班调度员汇报并按要求及时处理，值班调度员应将电网异常情况向有关单位通报。2.4电网运行方式的编制2.4.1各级调度应根据调度管理任务的要求，编制符合正常方式要求的电网年、月、日运行方式。2.4.2年运行方式编制的内容：1)所辖电网上一年运行情况分析；2)新设备（新建、扩建、改建）项目计划投产时间；3)年度和分月各发电厂最大可能出力及发电量计划；4)年度和分月用电负荷预计及电力、电量平衡；5)发电设备和主要输变电设备检修计划及其进度表；6)水库控制运用计划；7)电网接线方式及其潮流分析；8)电网稳定计算分析及稳定措施；9)电网主要设备的安全电流和控制电流；10)电网超计划用电和事故限电序位表；11)短路容量分析；12)安全自动装置和低频减负荷装置的配置及整定；13)无功电压计算分析；14)高压网损计算分析；15)调峰、调频及经济调度；16)电网运行中存在的问题及改进措施或建议。2.4.3调度应于每年12月10日前编制完成下年度运行方式，由电网经营企业主管生产的领导或总工程师组织审查，经电网经营企业的总工程师审定后下达执行。2.4.4月运行方式编制的内容：1)各发电厂可调出力及电量；2)电网和各地区电力、电量平衡计划和备用容量；3)电网主设备检修计划安排；4)新设备投产预安排；5)水库调度运用计划；6)节日、重大检修方式下的潮流、电压、稳定计算、相应措施及反事故预案；7)电网内各中枢点电压（或无功）运行曲线及其允许的电压偏差值；8)提出月方式中存在的问题和要求。2.4.5每月25日（遇休息日顺延或提前）由湖北省电力公司主持召开湖北电网月运行方式会议，确定下月运行方式，由省调编制完成后下发给有关单位执行。2.4.6日运行方式编制的内容：1)电网有功日预计负荷曲线；2)各发电厂的有功出力曲线及调峰安排；3)电网主设备停电检修时间表；4)主设备检修方式通知单（包括接线方式、继电保护和安全自动装置的变动）和稳定措施通知单；5)操作任务及注意事项；6)重大方式的安全稳定措施和事故方式的安排；7)节日方式的安排。

42.4.7调度机构在编制日发电、供电调度计划时，应留有必要的有功功率备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用如下标准：1)负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%~5%；2)事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量；3)检修备用容量：一般应结合电网负荷特点，水火电比重，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8%~15%。2.5电网稳定管理2.5.1电网稳定管理的主要任务：按照《电力系统技术导则》和《电力系统安全稳定导则》及《华中电网稳定规定》的要求，制订和实施保证电网在各种方式下安全稳定运行的措施和规定，防止电网瓦解、稳定破坏和大面积停电事故发生。2.5.2稳定管理的主要内容：1)负责对电网1~2年的稳定水平进行分析、计算，提出最佳运行方式和保证电网稳定运行的措施，分别于上年10月及当年4月底前提出正式书面报告；2)对电网可能发生的重大事故进行稳定校核计算、分析，并提出对策，经省电力公司批准后监督实施；3)对电网稳定装置的动作情况及时进行分析、评价和总结。2.5.3新（扩、改）建工程设计应满足电网的稳定要求，相关的电网稳定装置应与一次设备同步投入运行。2.5.4稳定措施的投退操作，应根据电网运行方式、潮流变化和电网有关稳定规定进行。2.5.5电网正常运行时，所有220kV及110kV线路的输送功率不得超过稳定极限运行。2.5.6电网稳定措施的重大变更，应经相应调度机构的总工程师批准后才能执行。2.5.7当电网遇特殊情况，需降低电网稳定考核标准时，要有相应的预防事故措施并经电网经营企业的总工程师批准。2.5.8低频、低压解列装置的投、退应按其管辖范围，按值班调度员的指令执行。2.5.9各地、县调度机构应依此稳定管理规定制定本网稳定管理规定。2.6检修管理2.6.1检修分类1)计划检修：凡年度检修计划中所确定的大、小修以及月运行方式会议上安排的检修。2）事故检修：由于设备在运行中发生故障被迫停止运行需要进行的检修。3）临时检修：除计划和事故外的检修。2.6.2编制设备检修计划应遵照以下原则：1)设备检修的工期和间隔应符合相关规程的规定；2)设备检修应纳入月检修计划中，尽量减少临时检修，但为了防止事故和设备遭受严重破坏，在电网安全运行许可的前提下，可安排临时检修；3)根据电力电量平衡的原则和在保证电网安全的前提下合理安排发、供电设备检修；4)供电设备配合发电设备、二次设备配合一次设备、次要设备配合主要设备；5)同一停电范围的设备检修，不同维护单位要相互配合，同步进行。2.6.3设备检修的申请、批答2.6.3.1设备检修已在年、月度计划中予以安排的，仍应提前二日（遇休息提前）向省调申报检修票，临时检修需在开工前6小时向省调申报检修票，大型试验应提前一个星期向省调申请并提出书面试验方案。

52.6.3.2检修申请的内容应包括：检修设备名称、主要检修项目、工作起止时间、停电范围、检修后试验或试运行的要求等。检修申请的内容应详细、清楚，如对运行方式有特殊要求或可能影响电力通信、电网自动化设备运行时，应在检修票内注明。恢复送电时需校验相序、相位及校对保护极性等应在检修票中明确提出。2.6.3.3省调检修管理人员应于检修前一日（遇休息提前）11:30前将批准的检修票发送至值班调度员，由值班调度员于13:00前答复申请单位及相关单位。原则上下午不批准检修票。2.6.3.4需报网调的检修票，省调检修管理人员应于计划开工前两日9:00前将检修票发送至省调值班调度员（星期日、一、二开工检修的，应于上星期四9:00前提出申请），省调值班调度员再根据检修票内容向网调值班调度员申报，经网调值班调度员答复和省调检修管理人员批答后再批答申请单位。2.6.3.5设备因故障停运在4小时内不能恢复，则应转入事故检修，并填写事故检修票。2.6.3.6事故检修可随时向值班调度员申请，值班调度员应尽快批复事故检修申请。2.6.4省调管辖范围内的设备检修，应由设备所属单位的地调调度员或电厂值长向省调提出检修申请，网调管辖设备的检修报省调向网调申请。2.6.5严禁不经申请，在停电检修的设备上搭票工作。2.6.6值班调度员有权批准当值可以完成的临时检修，此类工作可不填写检修票，但双方应做好记录。2.6.7在省调管辖范围内的设备上带电作业，应在当天向省调值班调度员提出申请（作业地点、内容和要求），经批准后才能进行。完工后应及时汇报。2.6.8凡影响省调管辖设备的运行或备用的检修和试验工作，均应在得到省调值班调度员的许可后方能进行。完工后应及时汇报。2.6.9省调批准的设备检修工作，应在得到省调值班调度员的允许开工的调度指令方可开工。2.6.10计划检修因故不能按期完工，应在原批准的计划检修工期未过半以前向调度办理延期手续并得到调度批准，计划检修原则上只允许延期一次。2.6.11已批准的检修票因故不能按时开工时，应立即告知有关单位。2.6.12已开工的检修或试验设备，如电网紧急需要，省调值班调度员可以根据情况终止检修或试验，将设备恢复正常运行。2.6.13因设备检修或试验，相关单位需借用非管辖的设备时，应办理借用手续，所借设备的（一、二次）操作，均由借方与发电厂、变电站联系操作。2.6.14设备检修时间的计算2.6.14.1发电机组、调相机：设备从运行（或备用）状态转为检修状态时开始，到转为运行（或备用）状态为止，一切操作时间（包括启动、试验等）均算在检修时间内。2.6.14.2输变电设备：设备从运行（或备用）状态转为检修状态后，从值班调度员通知开工起，至值班调度员接到完工汇报为止。2.6.15如设备检修影响省调通信、电网自动化设备运行时，省调和省电力信息通信中心应在设备检修前做好协调工作。2.6.16各地、县调度机构应依此检修管理规定制定本网相应的检修管理规定。2.7电能质量管理2.7.1电网频率的管理2.7.1.1电网额定频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。省调负责协助网调调整频率，使频率控制在50±0.1Hz范围内运行。省调通过控制网供鄂偏差参与电网频率的调整。严禁升高或降低频率运行。2.7.1.2

6发电厂运行值班人员和地调值班调度员应积极配合省调值班调度员，保证电网频率正常运行。2.7.1.3当频率低于49.90Hz或高于50.10Hz时，各发电厂应不待调度指令自行增加或减少出力，直至频率恢复到50±0.1Hz范围内。2.7.1.4当频率高于50.10Hz以上且未用到网供鄂负荷时，省调值班调度员首先压减各发电厂出力，并通知各地调压减小水电、小火电出力，必要时可酌情停机、停炉。2.7.1.5因特殊情况使湖北电网分为若干个独立小电网运行时，省调值班调度员可根据情况指定调频厂，负责局部电网的频率调整工作。2.7.2无功电压的管理2.7.2.1调压时应按无功负荷就地平衡的原则，实行无功功率分层分区平衡，减少长距离输送无功，减少电网的有功损耗和无功损耗。2.7.2.2各级调度部门应按调度管辖范围实行无功电压分级管理,地区电网内电压中枢点及监视点报省调备案，有关报表每月五日前寄湖北电力调度中心。2.7.2.3根据电网稳定水平、调压能力和电网负荷季节性的变化，调度机构按季下达电压考核点电压（或无功）运行曲线，标明正常运行电压和允许的偏差范围。湖北电网电压考核点参见附录B。2.7.2.4各电压考核点的厂、站运行人员应严格执行调度机构下达的电压（或无功）曲线。在有调整手段的厂、站要尽力做到逆调压。当其母线电压超过允许偏差值时应不待值班调度员的指令自行调整，使电压恢复至允许偏差范围；若受设备调整能力限制而无法达到时，应立即报告值班调度员，由其进行电压调整。2.7.2.5电网需要时，值班调度员可临时改变电压（或无功）运行曲线。2.7.2.6发电机、调相机的自动励磁、强励、低励限制装置和失磁保护应正常投入运行，如遇特殊情况需退出运行时，应征得值班调度员同意。2.7.2.7电压调整的方法：1)改变发电机和调相机的励磁；2)投、切电容器；3)调整静止补偿器的参考电压值；4)调整变压器的分接头；5)投、切低压电抗器；6)改变厂、站间的负荷分配；7)改变电网接线方式；8)启动备用机组；9)向上级调度汇报，请其协助调整；10)电压严重超下限运行时，按规定切除相应地区部分用电负荷。2.7.2.8发电机进相运行期间，发电厂运行值班人员应注意加强机端电压、厂用电等方面的监视。2.7.2.9各供电单位应在每月五日前将该地区上月及上月累计电压合格率、无功补偿运行情况报湖北电力调度中心。2.7.3电网中任何一点的电压正弦波形畸变率不得超过允许的极限值。公共连接点的全部用户，注入电网连接处的各次谐波电流不得超过允许值。2.8出力管理2.8.1正常情况下，发电厂应按照日发电调度计划运行，有功出力的偏差应在日发电调度计划曲线的±3%以内，并根据值班调度员的调度指令调整出力。2.8.2可调出力应能及时实现，开、停机（炉）及增加出力，时间一般应按如下规定执行：

71）水电机组：接到调度指令后，应在五分钟内并入电网带负荷或减负荷停机；2）正常运行的火电机组：接到调度指令后，应在二十分钟内实现可调出力，接到临时停机停炉调峰指令后，应在一小时内停机炉；3）备用机炉：在接到开机炉指令后，中温中压及高温高压机炉应在四小时内并入电网，超高温高压机炉应在十小时内并入电网，并按规定的加负荷速度带负荷；4）化学保养的机炉：在接到开机炉指令后，应在十四小时内并入电网，并按规定的加负荷速度带负荷。2.8.3发电设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定执行：1）发生事故紧急停运的，按照现场规程处理；2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应及时向值班调度员提出申请，经批准后执行。2.8.4省调自动发电控制系统（AGC）的控制方式按照华中网调的规定设定，AGC装置的控制参数由值班调度员确定。2.8.5具有AGC功能的机组，机组负荷在经过试验验证的可调范围内时，发电厂运行值班人员应投入AGC控制，发电厂运行值班人员无权自行解除机组的AGC控制，严禁发电厂运行值班人员自行改变AGC调节范围或调节速率，特殊情况需改变时，事先应经值班调度员的许可。情况紧急时，可先行处理，但应立即向值班调度员报告。2.8.6当发电厂AGC系统故障、电网调度与AGC电厂间通信故障或机组设备发生异常时，发电厂运行值班人员应按现场有关规定将AGC控制解除，并立即报告值班调度员。2.8.7出现下列情况之一者，值班调度员可以调整日发电调度计划,发布调整发电厂出力、开或停机等指令：1)发、供电设备发生重大缺陷或电网事故；2)电网频率或电压超出规定范围；3)联络线功率超过规定的稳定限额或威胁电网安全运行的紧急情况；4)电网调度自动化部门进行电网AGC试验或电厂AGC试验；5)由于不可预计的因素（气候突变、水情突然变化及防汛等紧急情况）使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。2.9负荷管理2.9.1负荷管理的任务：1)收集和统计本电网的负荷资料；2)电网用电情况分析；3)电网负荷需求预测；4）编制、下达供电调度计划；5）编制、上报超计划限电方案和事故限电方案；2.9.2负荷预测2.9.2.1负荷预测分为年度电力电量预测、月度电量预测、日负荷预测、节日负荷预测和保安负荷预测。2.9.2.2负荷预测的准确率和合格率应达到规定的要求。2.9.3各地区统计负荷，以省电力公司文件规定的考核点为准。对各地区的负荷考核以功率总加为准，考核点的表计（电流、有功、无功负荷及电度表等）和功率总加要定期校验，并保证其准确性。2.9.4节假日预计负荷，各地调应提前五日报送省调，省调根据其资料做好节日负荷安排。2.9.5临时提出的保安用电，应指明保安性质。对于要求退出“事故限电序位表”

8或远联切的开关应同时提出相当负荷的开关代替。2.10电网经济运行管理2.10.1经济调度的基本原则：遵循有关政策、法规，在保证电网安全和电能质量的前提下，合理利用能源，力求电网最大综合效益。2.10.2经济调度的分工：1）根据有关资料，结合电网的具体情况，调度机构负责编制年、季、月经济调度方案，并在日运行方式中安排，由值班调度员执行；2）发电厂负责机组经济运行组合，按最优效益分配机组出力；3）调度机构负责制定并执行本电网经济运行方案；4）发电厂负责向调度机构提供机、炉运行技术参数和特性等数据。2.10.3经济调度的主要工作：1）按经济调度原则安排不同产权电厂及各台机组发电计划和负荷分配，合理安排调峰机组，提高高温高压比；2）合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益，开展水库群优化补偿调节并实施水、火电联合经济调度；3）合理安排运行方式，降低网损；4）加强电网无功功率管理，开展无功优化调度，充分利用并完善调压手段，按“统一调度，分级管理”的原则，以实现无功功率分层分区就地平衡；5）电网经济效益分析。2.11水库调度管理2.11.1水库调度的原则：1)水库调度的任务是根据水库承担水利任务的主次及规定的调度原则，在确保水工建筑物安全的前提下，运用水库的调蓄能力，根据天然径流进行合理安排水库的蓄水、泄洪及供水方式，充分发挥水库的发电、防洪、灌溉、航运、环保、养殖等综合利用效益；2)遇重大水情与下游防洪矛盾时，一般优先考虑下游；如威胁大坝安全，应优先考虑大坝安全，具体操作应服从防汛部门的统一指挥；3)水库调度中，如发现有威胁大坝安全的险情，应及时报告所属调度和主管部门。2.11.2水库调度的运用：1)径流水电站应做好水情预报，按来水预报安排日发电计划，必要时也应参加电网调峰；2)日调节水库应合理控制水位，合理利用水资源，尽量减少弃水，必要时应参加电网调峰、调频；3)年调节水库（不完全年调节水库）在供水期保持合理水头，应做到计划供水，均匀消落至供水期末水位，但最低不得低于设计死水位；汛期要结合气象水文预报，加大电站发电出力或满出力，充分利用水力资源，重复利用库容，严格按防洪限制水位控制运用；汛末尽量蓄到正常高水位；非弃水期应承担电网的调峰、调频、调相和事故备用；4)多年调节水库在蓄水期尽量蓄水，在水库未蓄满前，水电站不得超出保证出力运行，时段电量不得大于保证电量；当水库在正常蓄水位以下、防破坏线以上区域时，应当加大出力；供水期水库应计划供水发电，主要参加调峰、调相以保证年际间供水；5)抽水蓄能电站应根据电网特点，汛期（5~10月）的每个运行周期（日）内抽水蓄能电站的全部容量承担电网的调峰、填谷；枯水期（11~次年4月）的每个运行周期（日）内抽水蓄能电站的全部容量主要承担电网的旋转备用。2.11.3水电站应保证水库水情数据采集设备和自动远传设备的正常运行。2.11.4

9每年9月底前水电站应提出下年度发电控制运行方案报主管部门，调度机构据此制订水库优化调度和水、火电联合调度方案。2.11.5每月20日前，各水电站应向省调报下月预计平均入库流量、发电计划和月末控制水位；每月10日前将上月水库调度月报报省调。2.11.6尚未建立水情数据自动远传功能的水电站，每日十时前应向省调报当日八时水库上、下游水位及平均入库、发电和泄流流量。必要时按省调值班调度员要求增报。2.11.7各水电站应建立汛期值班制度，随时将水库的水情、雨情及闸门的启闭情况报告相关调度机构，并加强与地方政府防汛部门的联系。2.11.8水库调度人员的主要工作内容：1)按各综合利用部门的要求，编制年、季、月水库调度计划；2)经常与水文、气象部门联系，及时掌握水情、雨情，并提出修改水库调度计划；3)编制水库调度运行年、月报表，编写年度总结；4)实现优化调度，完成各项规定考核指标；5)及时向有关部门、单位通报水库运行情况。2.12新设备投产运行管理2.12.1新设备投运系指新建、扩建、改建的发电和输配电（含用户）设备（以下简称新设备）竣工后接入电网运行。2.12.2省电力公司基建、生产部门在每年九月底前向省调提交下一年新设备投产进度表。2.12.3新设备设计单位应至少于设计审查前半个月将有关资料报有关调度机构。2.12.4省调管辖范围内的新设备在投运前，建设单位应向运行管理单位提供相关资料（相关资料清单参见附录C），再由运行管理单位于预计投产前三个月向省调提供该资料一式两份（对电网有重大影响时，由省调通知运行单位提前报送）。2.12.5省调接到上述有关资料后，应进行下列工作：1)半个月内确定调度的管辖范围，并对一次设备命名编号；2)两个月内完成电网分析（包括稳定分析）计算，确定运行方式；3)三个月内完成继电保护和安全自动装置的整定计算；4)对电网功率总加、地区总加及对发电、用电负荷报表的统计有影响时，应于一个月内完成相应修改；5)对限电序位表、远切负荷及减负荷装置有影响时，应于一个月内完成相应调整；6)两个月内补充、修改电网接线图、能量管理系统(EMS)、调度生产管理系统(DMIS)及调度模拟屏工作；7)一个月内修改电能量计量计费系统数据库及相关报表；8)对雷电观测系统有影响时，应于一个月内完成雷电观测系统的相关参数的修改。2.12.6运行管理单位应在送电前一个月将有关实测数据报调度机构。2.12.7新设备启动前应由新建工程安装单位提供调试方案，经启动委员会批准后，省调根据调试方案负责编制调度方案。在投运前一个星期，运行单位应向省调提交具备投入运行条件报告和投入电网运行申请报告并将投产试运行方案、试验项目、带负荷要求及新设备运行规程、运行人员名单、现场联系人、投产试运行程序及时间报省调。经批准的启动方案，省调应在实施前三日答复。2.12.8新建设备投运前，有关调度专业技术人员应到现场参与验收并熟悉设备。对电网影响较大的新设备投产，需指派调度员进行现场调度。2.12.9对电网有影响的地调管辖范围的新设备投运，地调应提前一个月向省调提供电气接线图及其他相关资料。省调应于投运前三日答复。2.12.10

10凡资料不全、试验不合格、继电保护和安全自动装置未执行反措以及电网自动化、通信、计量装置等不符合要求或未按规定办理新设备投产试运行申请手续的，省调可以拒绝新设备投入电网运行。2.12.11凡接入电网的电厂和变电站，均应配齐二次设备，并与一次设备同时设计、同时建设、同时验收、同时投运。2.13并网管理2.13.1凡并入湖北电网运行的发电厂、机组、变电站及地方电网应纳入湖北电网调度管辖范围，服从调度机构的统一调度。2.13.2凡并入湖北电网运行的发电厂、机组、变电站及地方电网在并网前应根据国家有关规定及平等互利、协商一致的原则与有关电网调度机构签订并网调度协议。2.13.3需要并网运行的发电厂、机组、变电站或电网，应在项目审查前三个月向有关电网管理部门提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合下列并网运行条件：1）并网设备（电网）应符合国家有关产业政策并已通过试运行和启动验收（应有电网管理部门的代表参加，并按电力行业技术规范及标准验收）；2）具有保证电网及设备安全的技术措施；3）已向电网管理部门提交齐全的技术资料；4）与有关电网调度机构间的通信符合有关规定并已具备投运条件；5）按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，电网运行所需要的安全措施已落实；6）电网自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，其信息已具备传送到有关电网调度机构自动化系统的条件；7）与并网运行有关的计量装置齐备并验收合格；8）具备正常生产运行的其他条件，并以书面形式报请有关管理部门批准。2.14继电保护和安全自动装置的运行管理2.14.1电网继电保护和安全自动装置的运行管理一般按调度管辖范围进行。2.14.2任何电气设备严禁无保护运行，继电保护及安全自动装置应按定值通知单要求投入运行。2.14.3调度管辖范围内的继电保护及安全自动装置投退状态的改变，应按值班调度员的指令执行。现场运行值班人员对保护装置的投退、实际定值与调度指令的一致性负责。2.14.4运行单位应加强对安全自动装置的维护，定期检查及时解决存在的问题。省调每年4月底前组织有关人员对安全自动装置进行一次全面检查和试验，以保证稳定措施装置的正常运行。2.14.5运行的电气设备，由于保护试验、调整定值、装置故障等原因需停用保护时，其原则如下：1）110kV和220kV线路的全线速动保护、距离保护和零序保护不得同时停用；2）发电机、发变组及调相机的主保护即差动保护应加用；3）主变压器的主保护即瓦斯保护和差动保护不得同时停用。2.14.6运行中遇特殊情况，220kV电气设备的主保护全停时，应将相应的设备停电。若该设备不能停电，主保护全停30分钟以内，由省调总工程师（主管生产的负责人）批准，超过30分钟以上，应报省电力公司总工程师或主管生产的副总经理批准。2.14.7省调继电保护及自动装置的定值通知单应一式六份，分别发至省调调度科、继电保护科、地区局（电厂）生技部门、保护班、厂（站）控制室保存，另一份由执行单位执行后及时回执给省调继电保护科。现场调整定值应按省调定值通知单要求并在规定时间内完成。2.14.8

11现场运行值班人员应每天对保护装置进行巡视检查，发现缺陷或异常应立即报告值班调度员、通知有关部门处理，并做好记录。2.14.9保护装置每次动作后，现场运行值班人员应及时报告值班调度员，做好记录，如属不正确动作，应将保护装置退出，保持原状，通知有关部门查明原因。在查明原因前不正确动作的保护装置不得投入运行。2.14.10保护专用回路需接入其他设施时，应征得管辖该装置的运行管理部门同意。2.14.11高频保护2.14.11.1高频保护在加用前或动作跳闸后，应交换信号；2.14.11.2高频保护通道每天十时应交换信号一次，检查运行参数，保持通道正常；2.14.11.3线路两端相应的高频保护一般应同时加用或停用；2.14.11.4高频通道检修或故障时，应退出高频保护跳闸压板；2.14.12距离保护2.14.12.1当距离保护使用的唯一的电压互感器退出或距离保护的交流电压二次回路故障以及在该回路工作时，应先停用距离保护；2.14.12.2电网运行方式的改变，应考虑其负荷电流不超过距离保护Ⅲ段允许的负荷电流值；2.14.12.3110kV及以下线路作馈电运行时，其受端距离保护应停用；2.14.12.4严禁不停保护，用拉、合直流保险来消除各种异常。2.14.13母差保护2.14.13.1固定接线的母差保护，当固定接线方式破坏或单母线运行时，应投入母差保护的三极刀闸；2.14.13.2母联电流相位比较式母差保护，双母运行其中一组无电源或单母运行时，应投入母差保护的三极刀闸，解除比相元件；2.14.13.3中阻抗原理构成的母差保护，正常运行时，若某元件指示灯熄灭但对应的刀闸仍在合上位置，此时应退出母差保护，若某元件Ⅰ、Ⅱ段切换指示灯亮，此时母差保护被自动切换为单母方式，可继续运行，但现场值班人员应向值班调度员汇报，并通知维修单位迅速处理，若发“电流互感器断线”信号时，应将母差保护退出；2.14.13.4当母联兼旁路开关代其他开关运行时，除应退出其他元件保护接跳母联开关的压板，并将母差保护改为无选择方式加用外，还应按规定调整二次回路，以保证电流平衡；2.14.14开关失灵保护2.14.14.1旁路、母联兼旁路开关代其他开关运行时，应加用相应的保护启动失灵保护压板；2.14.14.2开关断开后，应将其启动失灵保护压板停用；2.14.14.3正在运行的开关，当其中某一全套保护（一块屏）停用时，该屏保护启动失灵保护压板亦应停用。2.14.15瓦斯保护2.14.15.1变压器带电滤油、加油或更换硅胶、处理呼吸器、潜油泵缺陷等工作，应将重瓦斯保护改投信号，工作完毕后，变压器完全停止排气，再投跳闸；2.14.15.2充氮变压器，当油枕抽真空或补充氮气时，均应将重瓦斯保护改投信号；2.14.15.3重瓦斯保护退出跳闸，改投信号时，应经设备运行单位的总工程师（主管生产的负责人）批准；2.14.15.4重瓦斯保护动作后，应根据下列情况判断是否不正确动作：1）动作前变压器声音正常，电流、电压无波动，差动保护未掉牌；2）防爆管或呼吸器无破裂现象，未向外喷油；3）无气体或虽有气体但不可燃；4）重瓦斯掉牌不能复归；

125）二次回路有明显不正确动作的原因。2.14.16自动重合闸2.14.16.1220kV线路一般配置两套重合闸装置，两套重合闸装置正常时把手宜置单相重合闸方式，其重合出口压板只加用一个。2.14.16.2线路带电作业，需接触或靠近导线时，应将重合闸停用。2.14.17远、联切装置2.14.17.1远、联切装置的投退由省调值班调度员根据电网的稳定规定及通知单要求下令执行；开关断开前，应停用相应的启动远、联切压板；2.14.17.2远切使用的复用载波机运行情况异常时，厂、站值班人员应迅速向有关负责人和省调值班调度员及通信调度报告。2.14.18故障录波器2.14.18.1发电厂、220kV联络变电站和110kV重要变电站均应装设故障录波器，其定值由设备调管单位下达；2.14.18.2故障录波器动作后，厂、站值班人员应立即向值班调度员报告，并按值班调度员要求报送录波图，二十四小时内应将录波图和分析报告报送有关电网调度机构。2.14.19低频减负荷装置2.14.19.1低频减负荷整定和设置的原则：1)事故时，应能迅速切除足够的负荷，保证电网频率不低于48Hz；2)低频减负荷的配置，要考虑全网功率平衡和安全，还应考虑分区、分块电网事故方式的功率平衡和安全；3)低频减负荷所切负荷，应按对人身和设备安全、政治、经济等影响的轻重次序设置和顺序切除负荷。2.14.19.2电网事故达到低频减负荷动作值，而该装置未动作时，值班人员应不待调度指令立即断开该装置所接跳的开关。2.14.19.3地调应经常检查所辖范围内的低频减负荷装置所控制的负荷是否与方案的要求相符合，应于每月五日前将本地区上月十五日10时、20时低频减负荷和远、联切装置实际能控制负荷数值报告省调。2.14.19.4省调应根据日常报表和电网事故时实际切除负荷数值，及时统计分析，提出改进措施，并督促实施。2.14.20低频、低压解列和发电机低频自启动装置2.14.20.1装有低频、低压解列和低频自启动装置的水、火电厂、站，其装置应正常投用，整定值由省调下达。2.14.20.2当电网故障，达到低频、低压解列和低频自启动装置启动定值,而该装置未动作时，值班人员应不待调度指令立即断开有关开关和启动发电机组。2.15调度通信的管理2.15.1各级电力通信机构必须认真贯彻执行上级颁发的有关通信管理规程、规定，牢记通信为电力生产服务的基本原则。2.15.2各级通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构。在业务上应遵守下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则，确保电网通信正常以满足电网安全运行的需要。2.15.3省调负责提出电网调度通信的服务要求，并检查、监督、考核有关单位的落实情况；负责电力线载波、继电保护、远切等装置的频率资源管理。2.15.4湖北电力信息通信中心负责调度通信系统的运行维护管理工作，满足电网调度的需要。

132.15.5省调至直调发电厂和220kV变电站之间，应有两种不同的通信路由或两种不同的通信手段，以满足电网运行的需要。2.15.6省调、地调和220kV枢纽变电站应配备程控调度通信设备，装设外线电话，并确保在调度机构（厂、站）用电全停的情况下，调度通信及录音设备能正常工作。2.15.7对影响电网调度的通信电路的计划检修，应做好备用通信方案，经有关部门批准后方可进行；对通信抢修，需要停运调度通信设备时，应及时向相关部门通报；在复用保护通道设备上的检修及有关其他工作，应按省公司颁发的有关规程执行。2.15.8通信人员发现通信异常应及时向各级通信调度汇报。通信调度值班人员应密切监视系统通信运行情况，发现通信通道异常、接到有关汇报或接到电网值班调度员或电网自动化值班人员的反映后，应及时检查有关设备运行情况和组织抢修，并将检查处理情况向有关调度机构运行值班人员和通信管理部门通报，重要情况应向本单位有关领导汇报。2.16电网调度自动化的管理2.16.1电网调度自动化系统包括实时数据采集及监视(SCADA)、自动发电控制(AGC)、能量管理系统(EMS)、调度生产管理系统(DMIS)和电能量计量计费系统(TMR)。各级电网调度自动化运行人员应保证电网调度自动化系统正常运行。2.16.2省调是湖北电网调度自动化的主管机构，应严格履行省电力公司赋予的职责，地、县级电网调度自动化系统的规划、建设及运行管理应在上级调度机构的指导下进行。2.16.3电网调度自动化中采用的各种设备应符合国家、行业标准，还应符合本电网所规定的通信规约及接口的技术条件。2.16.4电网调度自动化系统的维护工作由设备所在单位负责。维护单位应保证设备的正常运行，定期对设备进行检查，对主站系统的巡视每天至少一次，发现故障或接到设备故障通知，应立即处理。省调根据设备运行情况对维护单位进行考核。2.16.5电网调度自动化向电网调度提供的各种数据、信息应真实、准确、可靠，任何单位或个人不得擅自更改。电能量数据精度的检验工作由湖北电力试验研究院负责。2.16.6电网调度自动化设备若要退出，需经主管领导和同级的值班调度员同意，对上级调度数据有影响时，还应取得上级电网调度自动化值班人员和值班调度员同意才能进行。设备变更、计划检修应提前一周书面报相关调度机构，经同意后方可进行。2.16.7值班调度员和电网调度自动化值班人员若发现电网调度自动化系统的信息有误，应互相通告，各级电网调度自动化值班人员应立即处理，直至故障消除，并作好记录。电网发生事故后，电网调度自动化值班人员应及时整理好打印记录，供有关部门进行事故分析。3调度操作3.1操作管理3.1.1电气设备状态的转换应按管辖设备的值班调度员的指令执行，有特殊规定者除外。凡省调管辖设备，其操作须由省调值班调度员发布调度指令方可执行（办理过借调手续的除外）；凡非省调管辖的设备方式变更或操作影响省调管辖设备的运行时，应经省调值班调度员许可后方能进行；省调管辖范围内的设备，如设备状态改变后对网调管辖设备的运行有影响时，应经网调值班调度员许可后方能进行，如对下级调度管辖设备的运行有影响时，省调值班调度员应在下达操作指令前通知有关下级调度值班人员并征求同意后进行。3.1.2值班调度员在指挥操作前应考虑：1)结线方式的改变的正确性，电网运行方式变化引起的潮流、电压、频率的变化，设备是否过载，对电网稳定等方面的影响；2)继电保护及安全自动装置的调整；

143)主变压器中性点的调整；4)可能出现的过电压；5)可能出现异常情况的事故预想和运行方式变化后的事故处理；6)正常情况下，保证设备检修按计划时间开工。3.1.3调度操作指令票分逐项操作指令票和综合操作指令票两种。正常操作应填写操作指令票。凡两个或两个以上单位共同完成的操作任务，应下达逐项操作指令票，仅由一个单位完成的操作任务，应下达综合操作指令票。3.1.4运行单位应根据调度下达的操作指令票的要求，按有关规程和典型操作票自行填写现场倒闸操作票。严禁用综合操作指令票或逐项操作指令票代替现场倒闸操作票。3.1.5下列操作不用填写操作指令票，但应作好相应记录：1)事故处理；2)断开、合上开关的单一操作；3)拉开接地刀闸或拆除全厂（站）仅有的一组接地线；4)继电保护及安全自动装置的投退或定值调整；5)开停机炉；6)AGC装置的投入、退出。3.1.6操作指令票制度3.1.6.1填写操作指令票应以检修票、运行方式通知单、继电保护通知单、稳定通知单和有关规定为依据；3.1.6.2操作指令票的票面应整洁、无涂改、字体清楚，内容简明设备名称应使用双重编号，并正确使用调度术语；3.1.6.3拟写逐项操作指令票时，电气设备状态的转换应遵循：逐级转换，严禁跨状态，即遵循：运行状态←→热备用状态←→冷备用状态←→检修状态的原则；3.1.6.4操作指令票应经过拟票、审票、下票、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成；3.1.6.5有计划的操作，操作指令票应提前4小时下达给操作单位；如遇复杂操作，应提前6小时下达给操作单位，特殊情况除外。3.1.7操作指令的执行3.1.7.1值班调度员在进行操作时，应遵守发令、复诵、记录、汇报等制度并使用统一的调度术语。值班调度员发布调度指令时，应发出“发令时间”，现场值班人员接受操作指令后应复诵。“发令时间”是值班调度员正式发布操作指令的依据，现场值班人员未接到“发令时间”不得进行操作；3.1.7.2逐项操作指令票在执行过程中应坚持逐项发令、逐项执行、逐项汇报的原则。在不影响安全的情况下，如遇连续几项由同一单位操作，则可将这几项一次按顺序下达，操作单位则逐项执行，一次汇报；3.1.7.3值班调度员对下达的操作指令的正确性负责，受令人对操作的正确性负责；3.1.7.4操作过程中如有疑问应停止操作，待情况弄清楚后方可继续操作；3.1.7.5受令人在操作中，如听到调度电话铃声，应中止操作，迅速接听调度电话。3.1.7.6值班调度员只有在得到现场执行操作指令完毕的完整汇报后，该指令才算执行完毕，操作指令票执行完毕后，应仔细检查一遍，并加盖“已执行”印章，某一项不执行，应注明“不操作”及其原因，作废操作指令票加盖“作废”印章。省调调度操作指令票的格式及范例见附录E。3.1.8应避免在交接班和高峰期间进行操作，事故及特殊情况除外。

153.1.9调度之间相互借用调度管辖设备使用完毕后，应由借方恢复到借用前的状态交还给对方调度。3.1.10当通信困难时，省调可委托下级调度代为转达调度指令，但三方对调度指令均应作好详细记录，并复诵无误。3.1.11对于外送网络由所在地的地调调度管辖但发电机组由省调调度管辖的发电厂，在发电机组的运行状态发生变化时，应同时向省调和地调值班调度员汇报。3.2基本操作3.2.1并列与解列操作一般规定3.2.1.1并列操作条件：1）相序相同；2）频率相等，调整有困难时，允许频差不大于0.5Hz；3）并列点两侧电压基本相等，220kV系统电压差不得大于额定电压的20%。3.2.1.2解列操作时，应先将解列点有功潮流调整至零（或接近零），电流调整至最小，如调整困难时，可使小电网向大电网输送少量的有功，无功潮流调整至尽量小，使解列后的两个系统的频率、电压均在允许范围内。3.2.2合环和解环操作一般规定3.2.2.1合环前必须确认相位一致；3.2.2.2合环前应将合环点两端电压差调整至最小，220kV系统允许电压差不得大于额定电压的20%；3.2.2.3合环时，一般应经同期装置检定，功角差不大于30度；3.2.2.4合环后核实线路两侧开关和潮流状态；3.2.2.5解环前，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环操作后系统各部分电压在规定范围内，任一设备不超过动稳极限及继电保护等方面的规定。3.2.3变压器操作一般规定3.2.3.1变压器并联运行条件：1)结线组别相同；2)电压比相等（允许差5%）；3)短路电压相等（允许差10%）。3.2.3.2变压器送电时不应使电压超过分头所在位置的额定电压的5%。3.2.3.3变压器停电时，先断开负荷侧开关，送电时，先合上电源侧开关。对于多侧电源的变压器，则应选择保护完善和励磁涌流较小的一侧充电。3.2.3.4大电流接地电网里，变压器在送电或停电过程中，应先推上中性点接地刀闸，再进行变压器操作。3.2.3.5并联运行的两台变压器，其中性点进行倒换时，应先推上未接地的中性点接地刀闸，然后拉开原运行的中性点接地刀闸。3.2.3.6数台变压器并联于不同的母线上运行时，一般将中性点接地的变压器分别接至不同的母线上运行。3.2.3.7两台变压器共用一台开关时，若其中一台退出运行时，则应将退出运行的变压器的保护退出。3.2.3.8倒换变压器时，应检查送电变压器确已带上负荷，再将需停电的变压器退出运行。3.2.3.9对新投产和大修的变压器送电时，在合环前应校对相位，合环后应校对保护极性。3.2.4线路操作一般规定3.2.4.1

16操作线路时，应监视电网潮流变化，控制设备不过负荷，输送功率不超过稳定极限，必要时，可降低有关线路的输送功率；3.2.4.2联络线一般由送电端解、合环，受电端投、切空线路，或由对系统冲击最小的一端投、切空线路；3.2.4.3馈电线停电时，首先转移负荷，再断开受电侧开关，最后断开送电侧开关，送电则反之；3.2.4.4线路停电检修操作，首先断开线路上所有开关，其次拉开线路侧刀闸，再拉开母线侧刀闸，最后在线路上验电接地，送电则反之；3.2.4.5新建、改建或大修后的线路，合环前应校对相位，合环后应校对保护极性。3.2.5开关操作一般规定3.2.5.1开关应能切断遮断容量以内的故障电流；3.2.5.2开关投入运行前，应按有关规程要求进行检查；3.2.5.3110kV及以上电压等级的开关，禁止在带电的情况下就地手动合闸；3.2.5.4使用母联或旁路开关代替其他开关运行时，应考虑继电保护和安全自动装置的相应调整；3.2.5.5110kV及以上电压等级的开关，不允许非全相运行。3.2.6刀闸操作一般规定3.2.6.1禁止用刀闸推、拉负荷电流、故障电流；3.2.6.2可带电推、拉电压互感器、避雷器、变压器中性点及空母线刀闸；3.2.6.3用刀闸在厂、站内等电位解、合环，有关开关操作电源应停用，避免带负荷拉刀闸。3.2.7母线操作一般规定3.2.7.1母线充电应用开关进行。3.2.7.2倒母线操作，应在母联开关合上，其操作电源断开后进行，先推上待推的刀闸，再拉开待拉的刀闸，有关继电保护和安全自动装置做相应操作；3.2.7.3在母线停、送电操作过程中，应避免电压互感器二次侧反充电。3.2.8冲击合闸操作新建、改建、扩建的输变电设备在投运时应按有关规定进行冲击合闸试验，在冲击合闸前应考虑以下问题：1)被冲击设备无异状；2)冲击合闸的开关，切除故障电流次数在规定范围内，有完善的继电保护；3)有条件时，可改变运行方式，用正常开关串联进行；4)冲击合闸电源应选择对电网影响最小的电源，必要时适当降低重要联络线输送功率，以提高电网的稳定性；5)新投产设备以工作电压冲击的次数的规定：变压器5次、线路及母线3次；6)大修后的输变电设备有必要时，在投运前应进行冲击合闸试验。3.2.9零起升压操作3.2.9.1担任零起升压的发电机应防止发生自励磁，零起升压时，发电机的自动励磁和强励装置应停用；3.2.9.2加压回路的重合闸应停用；3.2.9.3对变压器加压时，大电流接地电网的变压器中性点应接地；3.2.9.4根据电流、电压判断加压设备是否正常。4事故处理4.1事故处理的基本原则

174.1.1事故处理的基本原则：1)迅速限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备安全的威胁；2)尽力保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电；3)尽速恢复对停电用户的供电，优先恢复厂、站自用电和重要用户保安用电；4)调整电网运行方式，使其恢复正常运行。4.1.2事故处理时，值班调度员应避免以下情况发生：1)因联系不周、情况不明或现场汇报不准，造成误判断；2)设备过负荷跳闸；3)电网非同期并列；4)电网稳定破坏；5)开关遮断故障次数超过允许次数。4.1.3事故处理的一般规定4.1.3.1电网发生事故时，事故单位值班人员应迅速、正确地向值班调度员报告下列情况：1）跳闸开关的名称和时间；2）继电保护及安全自动装置的动作情况；3）事故简况；4）异常设备的名称和现象。4.1.3.2电网发生事故时，非事故单位应加强监视，做好防止事故蔓延的预想和对策，不得占用调度电话询问事故情况；4.1.3.3为防止事故扩大，事故单位无须调度指令即可进行下列操作，并在事后将情况向值班调度员简明报告：1）将直接威胁人身和设备安全的设备停电；2）恢复发电厂、变电站自用电及重要用户供电；3）现场规程规定的其他操作。4.1.3.4事故处理时，事故单位领导有权对本单位值班人员发布指示，但不得与上级调度的指令相抵触，如认为值班人员不适，可直接指挥或指定他人代替，但应向上级调度报告，通知有关单位并负相应责任；4.1.3.5发生事故时，如通信中断，事故单位除进行必要的处理外，同时应设法与调度取得联系；4.1.3.6事故发生后，值班调度员应及时向有关领导汇报。4.1.3.7事故如发生在交接班期间，应由交班值负责处理，接班值应协助事故处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班；4.1.3.8事故处理完毕后，值班调度员应按规定汇报，并依据事故时的原始材料填写事故报告。4.2异常频率的处理4.2.1电网频率超出50±0.2Hz范围时为异常频率。4.2.2当频率低至49.79~49.00Hz时，省调应立即调出备用出力，控制各地区用电负荷，保证网供鄂负荷在计划内，控制负荷有困难时，申请网调支援，协助网调将频率调整至正常。各地调应主动控制负荷。4.2.3当频率低于49.00Hz时：1)各发电厂应不待调度指令，按事故过载能力将出力加至最大，水电厂应不待调度指令开出备用机组发电，但应及时向有关调度汇报，并不使相应线路过载或超过稳定极限；2)

18各级值班调度员应不待上级调度指令，均按超计划用电和事故限电序位表限电（不论超用与否），协助网调将频率调整至正常；3)各厂、站应检查低频减负荷装置动作情况，并按规定处理。4.2.4当频率高至50.20~50.50Hz时，省调值班调度员按正常频率调整方法进行调整。4.2.5当频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即将发电机出力减至最低，省调值班调度员应采取紧急停机、停炉措施。4.2.6事故拉闸限电及低频减负荷装置切除的线路，均不得自行送出，如危急人身设备安全时，可先送保安用电，再向省调值班调度员汇报，不准将停电线路负荷倒至其他线路供电（保安用电除外）。4.3异常电压的处理4.3.1中枢点电压偏差不得超出电网调度规定的电压曲线值±5%，且延续时间超过60分钟；或偏差超出±10%，且延续时间超过30分钟。4.3.2当中枢点电压低于规定的下限电压时：1）现场值班人员应不待调度指令，增加发电机、调相机励磁，投入补偿电容，调整静补无功，使电压恢复至下限以上。如无法调整，应报值班调度员；2)值班调度员用尽正常调压手段后，可按超计划用电和事故限电序位表对低电压地区限电，直至电压恢复至允许下限电压以上。4.3.3当220kV中枢点电压低至180kV时：1）值班调度员应充分发挥发电机、调相机及静补的事故过负荷能力，将电压调至180kV以上；2)各级调度人员应不待上级调度指令，按超计划用电和事故限电序位表限电，直至电压恢复至下限电压以上。4.3.4在负荷集中地区，当运行电压降低又无手段调节时，值班调度员可发布切除部分负荷的调度指令，或有计划解列，以防止发生电压崩溃。4.3.5中枢点电压过高时，值班调度员应采取一切调压手段，将电压调至允许范围内，若电压仍超上限，应向有关领导汇报处理。4.4变压器事故的处理4.4.1变压器主保护动作跳闸时，一般不得送电，若经检查变压器无异状，且确认变压器跳闸不是由于内部故障引起，经运行单位总工程师同意后可试送一次，有条件时可用发电机零起升压，如不成功，不得再强送电。4.4.2变压器后备保护动作时，经检查主保护无问题且变压器无异状，可试送一次。4.4.3变压器属误碰保护跳闸时，应立即送电。4.5线路跳闸事故的处理4.5.1线路开关跳闸，重合闸未投或未动作，开关检查无异常时，可强送一次。4.5.2线路开关跳闸，重合闸动作不成功，开关检查无异常时，对重要线路可强送一次。4.5.3故障线路强送电原则：1)强送端应选择离主要发电厂及枢纽变电站较远且对电网稳定影响较小的一端；2)若强送电开关遮断次数已达规定值，开关检查无异常，仍须运行单位总工程师同意后，方能强送；3)要求将重合闸停用的带电作业的线路跳闸后，不允许立即强送，待查明工作人员确已撤离现场后再强送。4.5.4线路跳闸后，值班调度员应通知有关单位带电查线，并向其提供继电保护动作情况、雷电观测和故障录波的相关数据。4.6开关异常的处理

194.6.1当开关发生两相运行时，现场值班人员应立即恢复全相运行，若无法恢复，应立即断开该开关，当开关发生一相运行时，则立即断开该开关，事后应迅速报告值班调度员。若开关断不开，则可采取如下措施：1）若检修人员在现场，由检修人员断开该开关；2）有旁路开关可代时，用旁路开关代；3）无旁路开关可代时，若是双母线运行时，可将所在母线的其他开关倒至另一母线上，最后断开母联开关。4.6.2开关异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：1）若为3/2结线方式，不影响设备运行时断开此开关；2)其他结线方式应首先停用该开关的合闸电源，按现场规程进行处理，仍无法消除故障时，则按4.6.1所述方法处理。4.6.3开关异常出现“跳闸闭锁”时应停用开关的跳闸电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障时，则可采取如下措施：1)若为3/2结线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；2)其他接线方式则按4.6.1的方法处理。4.7母线失压事故的处理4.7.1母线失压，如检查失压母线及所连设备有故障时，故障厂、站应立即自行断开连接在该母线上的全部开关，并向有关调度汇报。4.7.2母线失压，值班调度员应迅速查明故障原因，隔离故障点，再恢复送电。4.7.3母线失压，检查失压母线及所连设备无异常，应合理选择电源，对停电母线试送电，有条件时，可对失压母线进行零起升压。4.7.4双母线中的一组母线失压，故障点不能很快隔离时，应将失压母线上正常元件倒至正常运行母线上，恢复送电。4.8电网解列事故的处理4.8.1事故情况下，电网解列成几部分时，省调值班调度员可指定有关地调或发电厂负责局部电网调频、调压和事故处理，使其尽快恢复并列运行。4.8.2电网事故时，两个电网频率差、电压差太大时，可通过停电倒换负荷、调整出力或倒换发电机缩小差值之后并列。4.9设备过负荷（过热）的处理4.9.1厂、站值班人员应认真监视电网设备，发现过负荷（过热）时，要及时报告值班调度员。4.9.2设备过负荷（过热）时，值班调度员可采取下列措施处理：1）调整电厂有功、无功出力，必要时可按事故过负荷能力运行；2）改变运行方式；3）在过负荷设备受端按超计划用电和事故限电序位表限电；4）在保证电网安全的前提下，将过热设备停止运行。4.10电网振荡事故的处理4.10.1异步振荡4.10.1.1电网异步振荡是指个别电厂或局部电网与主网之间失去同步。4.10.1.2异步振荡的标志：1)发电机、变压器和线路的电压、电流、有功和无功表指针周期性的剧烈摆动，发电机、变压器和电动机发生周期性的轰鸣声；

202)电压波动大，电灯忽明忽暗，振荡中心（约位于失去同期的发电厂或局部电网与主网之间等值联系阻抗中心）的电压波动最大，电压周期性地降低至零；3)失去同步的发电厂或局部电网与主网之间联络线输送功率往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近零；4)失去同步的两个电网（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高，而受端频率降低，且略有摆动（数字频率表无法反映）。4.10.1.3异步振荡的处理原则：1)各厂、站值班人员应不待调度指令，增加发电机、调相机、静补的无功出力，并发挥其过载能力，尽量提高电压；2)频率降低的发电厂应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大或启动备用水轮机组，恢复频率正常，直至振荡消除；3)各级值班调度员在频率降低侧（受端）迅速按超计划用电和事故限电序位表限电；4)频率升高的发电厂应不待调度指令，减少机组的出力，同时应保证厂用电的正常供电；5)若由于大机组失磁而引起电网振荡，可不待调度指令，立即将失磁机组解列；6)因环状电网或并列运行的双回路的操作或误跳而引起的电网振荡，应立即合上解环或误跳的开关；7)若电网振荡超过3分钟，经采取上述措施后，仍未消除时，应迅速按规定的解列点解列。电网恢复稳定后，再进行并列。4.10.2同步振荡4.10.2.1同步振荡的特征：1)无一部分电网频率升高、一部分电网频率降低的现象，全电网频率同步降低或升高；2)电网电压波动不大，无局部明显降低；3)发电厂出线功率振荡不过零。4.10.2.2同步振荡的处理原则：1)消除振荡源；2)适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷，提高送、受端电压。4.11电网黑启动4.11.1如电网瓦解，出现如下状态：电网内所有发电机组均跳闸，发电厂厂用电消失，所有输电线路失压，变电站站用电消失，对所有用户的供电均停止，这种状态称为黑启动的初始状态，在这种状态下开始的恢复过程，称为黑启动。4.11.2当省网发生系统全停电事故时，省调值班调度员应根据各种信息做出准确判断，确认省网发生了系统全停电事故，及时向网调值班调度员和省调主管领导汇报，并迅速实施《湖北220kV及以下主网黑启动方案》。4.11.3各地调、发电厂、变电站值班人员在接到省调值班调度员下达的执行《湖北220kV及以下主网黑启动方案》的指令后，应立即按该方案规定的要求执行。4.11.4在恢复启动过程中各级运行值班人员应注意有功、无功功率平衡，防止发生自励磁和电压失控及频率的大幅度波动，应考虑恢复过程中的稳定问题，合理投入继电保护和安全自动装置，防止保护误动而中断或延误系统恢复。4.11.5具有自启动能力机组的水电厂，应加强对机组的日常维护，水电厂对具有自启动能力的机组进行改造，如影响机组的自启动能力时，应事先经省调许可。4.11.6各运行单位应加强对直流电源设备的管理，以保证在系统全停时对通信设备及直流操作系统有足够的供电时间。4.11.7

21各地调应结合《湖北220kV及以下主网黑启动方案》及本地区电网实际情况编制地区电网全停后的黑启动方案，报省调备案，并定期修改。4.12失去通信时的规定4.12.1各运行单位与电网失去通信联系时，应采取一切措施尽快恢复与电网的联系。4.12.2失去通信联系的各厂、站应尽可能保持运行方式不变，并按给定的日运行方式进行正常的调频、调压工作。4.12.3失去通信联系的单位预先批准的检修项目不得开工，检修完毕的设备不得投入运行。4.12.4值班调度员下达调度指令后，受令者未复诵完就中断通信联系，则该操作不得执行；值班调度员下达调度指令后，未得到受令者完成该调度指令的报告前中断通信联系时，则认为该调度指令正在执行。4.12.5各单位有义务为省调转接调度电话。

22附录A湖北电力调度中心调度管辖设备一、发电厂设备1、青山热电厂1）青01~05、08~12锅炉、01~05、7B、08~12汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#1~10主变压器及其开关和相连刀闸；4）10.5kV、110kV、220kV母线及母联、旁母、分段开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）10.5kV分段开关串联电抗器；6）110kV联络线及220kV所有线路开关和相连刀闸；7）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。2、黄石电厂1）205、207~209锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#1、#3~5主变压器及其开关和相连刀闸；4）110kV、220kV母线及母联开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）220kV所有线路开关和相连刀闸；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。3、荆门电厂1）荆02~05锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#2~5主变压器及其开关和相连刀闸；4）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）220kV所有线路开关和相连刀闸；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。4、汉川电厂1）汉01~04锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#1~4主变压器及其开关和相连刀闸；4）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）220kV所有线路开关和相连刀闸；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。5、鄂州电厂1）鄂01~02锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#1~2主变压器及其开关和相连刀闸；4）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）220kV所有线路开关和相连刀闸；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。

236、襄樊电厂1）襄01~04锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）#1~4主变压器及其开关和相连刀闸；4）220kV母线及母联、旁母、分段开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；5）220kV所有线路开关和相连刀闸；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。7、武钢自备电厂钢01~02锅炉、汽轮发电机组。8、幸福电厂幸01~03锅炉、汽轮发电机组。9、沙市热电厂沙07~09锅炉、汽轮发电机组。10、松木坪电厂1）松01~02锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸；3）110kV松园线松32开关；4）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。11、武昌电厂1）302~304锅炉、汽轮发电机组；2）发电机主开关和相连刀闸及电压互感器；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。12、沌口电厂沌01燃汽轮发电机组13、阳逻电厂一期（A厂）1）220kV所有线路开关和相连刀闸；2）220kV旁路母线、旁路开关及相连刀闸；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。14、阳逻电厂二期（B厂）1）220kV所有线路开关和相连刀闸；2）220kV旁路母线；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。15、丹江电厂1）220kV线路开关和相连刀闸（丹邓一、二回线除外）；2）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。16、隔河岩电厂220kV清长一、二回线路及其继电保护和安全自动装置；17、高坝洲电厂除网调管辖的高#1~3机、#1~3主变、高21、23开关及与之相关的继电保护和安全自动装置外，其余的220kV设备及其继电保护和安全自动装置均属省调调度管辖。18、葛州坝电厂1）220kV线路开关和相连刀闸；

242）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。19、黄龙滩电厂黄01、02水轮发电机组。20、白莲河电厂白01~03水轮发电机组。21、富水电厂富01、02水轮发电机组。22、陆水电厂陆01~04水轮发电机组。23、王甫州电厂王01~04水轮发电机组。24、天堂抽水蓄能电站1）天01、02水轮机、发电电动机；2）发电电动机出口开关和相连刀闸；3）天#1、2主变及其高压侧开关和相连刀闸；4）220kV母线及其母线设备；5）220kV线路开关和相连刀闸；6）以上设备的继电保护和安全自动装置。25、陡岭子电厂陡01、02、03水轮发电机组。二、输电线路1．220kV所有线路（省间联络线除外）。2．110kV线路：青关一、二回线、青花二回线、狮下线、狮团线、团铁线。3．以上电气设备的继电保护和安全自动装置。三、变电站设备1．凤凰山变电站：1）220kV母线及母联、旁母、分段开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。2．双河变电站1）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。3．玉贤变电站1）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。4．孝感变电站1）220kV母线及母联开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；

252）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。5．锅顶山变电站1）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）锅02、03调相机及其开关和相连刀闸；4）锅#7、8主变220kV侧中性点接地刀闸；5）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。6．马口变电站1）220kV母线及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）调相机及其开关和相连刀闸；4）马#1主变220kV侧中性点接地刀闸；5）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。7．关山变电站1）220kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）关01、02调相机及其开关和相连刀闸；4）关#3、4主变及其开关和相连刀闸；5）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。8．花山变电站1）220kV、110kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）110kV青花二回线开关及相连刀闸；4）花#1、2主变及其开关和相连刀闸（10kV侧除外）；5）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。9．下陆变电站1）220kV、110kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸(下柘线除外)；3）110kV狮下线开关及相连刀闸4）下01调相机及其开关和相连刀闸；5）下#1、2主变及其开关和相连刀闸（#2主变10kV侧除外）；6）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。10．铁山变电站1）220kV、110kV母线及母联、旁母开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）110kV团铁线开关及相连刀闸4）铁#1、2主变及其开关和相连刀闸（低压侧除外）；5）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。

2611．岱家山、郭徐岭、珞珈山、舵落口、冶金、武钢、和平、岳府湾、左岭、李家墩、环城、武展、金台、江滩、民生、郎家畈、华容、石板路、栖儒、姜家垅、塘角镇、汪庄余、茶庵岭、路口、新州、鄢河、崔家垸、姚家冲、熊家嘴、红石坡、梦泽、刁东、上庙、彭湾、随县、乔家营、米庄、余岭、顺安、韩家岗、汾阳、东津、龙虎沟、武当山、白家冲、萧亭、枝江、长阳、郭家岗、远安、陈家冲、小雁溪、楼子河、旗峰坝、龙凤坝、咸丰、枣山、郢中、胡集、马家磅、周家岭、竟岭、飞凤山、纪南、公安、笔架山、潜江、幸福、袁市、盛家岭、容城、炼钢变电站1）220kV母线及母联、旁母、分段开关和相连刀闸及母线上的电压互感器、避雷器、接地刀闸；2）220kV所有线路开关及相连刀闸；3）主变压器220kV侧中性点接地刀闸；4）以上电气设备的继电保护和安全自动装置。说明：1、省调管辖的设备因通信和自动化设备尚不具备由省调直接调度，而委托地调调度的有：黄石：团城山变电站；2、省调管辖的自动装置系指下列设备：自动调压、低频减负荷、低频解列、低压解列、低频自启动、自动重合闸、切机、切负荷、故障录波器等装置。

27附录B湖北电网电压考核点1、变电站：双河、凤凰山、玉贤、孝感、白家冲、肖亭、长阳、郭家岗、枝江、楼子河、周家岭、飞凤山、潜江、公安、容城、袁市、纪南、笔架山、顺安、乔营、东津、米庄、韩家岗、汾阳、随县、枣山、马口、锅顶山、郭徐岭、武钢、花山、关山、岳府湾、岱家山、李家墩、珞珈山、冶金、左岭、舵落口、环城、江滩、和平、金台、民生、武展、刁东、红石坡、熊家嘴、姚家冲、彭湾、上庙、梦泽、路口、新洲、崔家湾、郎家畈、华容、铁山、下陆、栖儒、石板路、塘角镇、汪庄余、龙虎沟、武当山。2、发电厂：汉川A厂、汉川B厂、青山新厂、鄂州电厂、荆门电厂、襄樊电厂说明：所有考核点均为220kV母线。

28附录C新设备投产前应报送的相关资料清单1.主要设备型号、铭牌规范及技术参数：1)汽（水）轮发电机组，调相机：额定容量、可调出力、额定电压、电流（包括转子电流）、力率和转速，纵横轴同步电抗，暂态及次暂态电抗，零序、负序及静子电抗，短路特性曲线、机械及电气惯性常数，转动惯量、自动调频、调压设备的特性资料及接线图，励磁机额定容量、电流、电压及顶值电流、强励倍数和机组运行限制图，AGC机组的AGC调节范围、AGC最大调节速率及控制参数等；2)汽轮机：额定出力、汽温、汽压及转速等；3)水轮机：额定出力、设计水头及流量，水力特性资料和曲线等；4)锅炉：额定出力、汽温及汽压，热力特性资料和曲线等；5)变压器：额定容量、电流、电压、变压比、相数、接线组别、变压器分接头调节范围及每档的百分比、空载损耗、短路损耗、短路电压、空载电流及实测电阻、电抗、调压方式等；6)架空线路：导线型号、截面大小、线路长度、排列方式、线间距离和均距及高频参数、正序、负序和零序电抗、电阻、容抗（电纳）及互感参数；架空地线的导线截面、型号、长度等；7)电缆：型式、电压、长度、截面、正序、负序和零序电抗、容抗（电纳）等；8)断路器及隔离开关：型号、额定电压、电流、遮断容量及操作方式等；9)电压及电流互感器：型式、组数、容量、变比接线、误差等级等；10)其他：如电容器、静补装置、电抗器可按同类设备报。2.水电站：水工建筑和有关水库资料、初期蓄水和调度方案、水库调度图、历年逐月流域平均降雨量及平均入库流量、上游水位~库容及下游水位~流量关系表、设计洪水、溢洪闸门（孔数—宽×高）及水位~溢洪关系表等。3.一次电气接线图、平面布置图、配电装置图，总说明书及线路走向图（包括交叉跨越、平行、共杆及杆塔经纬度、杆塔编号、杆塔经纬度、杆塔一览图明细表），厂、站用电系统图等；4.继电保护及安全自动装置配置及技术资料、图纸等；5.调度自动化远动装置原理图、四遥信号顺序表等；6.经省调同意的电能计量关口点及表计地址，CT、PT变比等；7.负荷资料及重要用户保安措施等；8.通信方式及电网自动化装置配置情况等。

29附录D相关法律、法规、规定及行业标准1．《中华人民共和国电力法》96.4.12.《电网调度管理条例》93.11.13.《电网调度管理条例释义》电办[1993]223号4.《动力系统调度管理规程》79电生字第53号5.《电力系统频率允许偏差GB/T15945-1995》6.《电力系统电压质量和无功电力管理规定(试行)》能源电[1993]218号7.《电网调度机构的职权及其调度管辖范围的划分原则和直接调度的发电厂的划分原则》电政法[1994]607号8.《发电厂调峰技术和安全导则》、《关于加强电网调峰工作的若干规定》能源办[1990]1162号9．《电业安全规程》（发电厂和变电所电气部分）DL408-9110．《电业安全规程》（电力线路部分）DL409-9111．《电业生产事故调查规程》2001.1.112.《电网调度规范用语》调办[1994]87号13．《电力系统安全稳定导则》DL755-200114．《湖北电力系统检修票使用规定》鄂电调通[2000]203号15.《湖北电网日发电计划考核办法》鄂电调通[1999]101号16.《湖北省电力公司关于加强电网设备检修管理及安全考核的通知》鄂电司安[2000]05号17.《湖北省电力公司发电机进相运行管理暂行规定》鄂电司生[2000]129号附录E电网调度术语1一次设备1.1机汽轮、水轮（包括抽水蓄能）、燃气轮、风力等各种发电机组的简称1.2炉锅炉1.3调相机专门用于调整电压的发电机组1.4变变压器1.4.1主变发电厂（站）、变电所（站）的主变压器1.4.2联变发电厂（站）不同电压等级母线间联络变压器（限于发电厂中不带发电机只起联络不同电压母线作用的变压器）1.4.3厂用变发电厂(站)厂（站）用变压器1.4.4所用变变电站所（站）用变压器1.5母线母线1.5.1旁母旁路母线1.6刀闸各种形式的隔离开关的统称1.6.1母线刀闸母线侧隔离开关

301.6.2线路刀闸线路侧隔离开关1.6.3变压器刀闸变压器侧隔离开关1.6.4发电机刀闸发电机侧隔离开关1.6.5接地刀闸接地隔离开关1.7开关空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称1.7.1出线开关线路出口断路器1.7.2母联开关母线联络断路器1.7.3旁路开关母线与旁路母线的联络断路器1.7.4旁联开关母联又兼旁路的断路器1.7.5分段开关母线分段断路器1.7.6变压器开关变压器断路器1.7.7发电机开关发电机断路器1.8线路输电线路1.9架空地线线路架空避雷线1.10.电缆电力电缆1.11避雷器避雷器1.12CT电流互感器（按英语字母读音）1.13PT电压互感器（按英语字母读音）1.14中性点接地电阻变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻器1.15消弧线圈消弧线圈1.16静补并联无功静止补偿器1.17电容器并联补偿电容器1.18串补线路串联电容无功补偿装置1.19串联电抗器线路串联电抗器1.20并联电抗器并联电抗器（包括A、B、C三相及中性电抗器）1.20.1高抗高压并联电抗器1.20.2低抗变压器低压侧并联电抗器1.21结合滤波器结合滤波器1.22耦合电容器耦合电容器1.23阻波器阻波器2继电保护装置2.1发电机（调相机）保护2.1.1发电机纵差保护发电机纵差保护装置2.1.2发变组大差保护发电机、变压器组纵差保护装置2.1.3发电机横差保护发电机横差保护装置2.1.4发电机过流保护发电机过电流保护装置2.1.5发电机低压过流发电机低电压过电流保护装置保护2.1.6发电机复合电压发电机复合电压过电流保护装置过流保护2.1.7发电机励磁过流发电机励磁回路电流保护装置保护2.1.8发电机过流解列发电机过流解列保护装置保护2.1.9发电机负序电流发电机负序电流保护装置保护2.1.10发电机定子接地发电机定子绕组接地保护装置保护2.1.11发电机转子一点发电机转子一点接地保护装置接地保护2.1.12发电机转子两点发电机转子两点接地保护装置接地保护

312.1.13发电机过压保护发电机过电压保护装置2.1.14发电机过负荷保发电机过负荷保护装置护2.1.15发电机失磁保护发电机失磁保护装置2.1.16发电机逆功率保发电机逆功率保护装置护2.1.17发电机低频保护发电机低频率保护装置2.1.18发电机高频保护发电机高频保护装置2.2电力变压器保护2.2.1变压器差动保护变压器纵联差动保护2.2.2变压器速断保护变压器电流速断保护2.2.3变压器过流保护变压器（方向）过电流保护2.2.4变压器低压过流保护变压器低电压过电流保护2.2.5变压器复合电压变压器复合电压（负序过流保护电压、低电压）过电流保护2.2.6变压器阻抗保护变压器低阻抗保护2.2.7瓦斯保护变压器瓦斯保护2.2.8变压器压力保护变压器压力突增保护2.2.9变压器中性点零变压器中性点零序过序过流保护电流保护2.2.10变压器中性点零变压器中性点零序过序过压保护电压保护2.2.11变压器间隙保护变压器间隙保护2.2.12变压器过励磁保护变压器过励磁保护2.2.13变压器冷却系统故变压器冷却系统故障障保护保护2.2.14油面降低保护变压器油面降低保护2.2.15温度保护变压器油温温度升高保护2.3线路保护2.3.1纵联保护2.3.1.1高频纵联保护利用电力线载波通道的高频纵联保护装置2.3.1.2高频相差保护电流相位比较高频保护装置2.3.1.3高频距离、零序、利用距离、零序、方向方向保护保护构成的高频保护装置2.3.1.4行波保护行波保护装置2.3.1.5微波纵联保护利用微波通道的纵联保护装置2.3.1.6微波相差保护利用微波通道的电流相位比较保护装置2.3.1.7分相电流差动保护分相电流差动保护装置2.3.1.8微波距离保护利用微波通道的距离保护装置2.3.1.9光纤纵联保护利用光纤通道的纵联保护装置2.3.1.10光纤相差保护电流相位比较光纤保护装置2.3.1.11光纤方向保护方向保护构成的光纤保护装置2.3.1.12纵差保护利用专用电缆线通道的电流纵差保护装置2.3.1.13特高频距离、零利用特高频传递信号的序、方向保护距离、零序、方向保护装置2.3.2距离保护2.3.2.1相间距离保护相间距离保护装置

322.3.2.2接地距离保护接地距离保护装置2.3.2.3零序一（二、三、零序电流一（二、三、四）段保护四）段保护装置2.3.3电流保护2.3.3.1电流速断保护相电流速断保护装置2.3.3.2过流保护相电流（方向）过电流保护装置2.3.3.3低压过流保护低电压过流保护装置2.3.3.4低压方向过流保护低电压方向过电流保护装置2.3.3.5横差保护平行线路电流横差保护装置2.3.4电压保护2.3.4.1过电压保护线路过电压保护装置2.3.4.2低电压保护低电压保护装置2.3.4.3电压速断保护电压速断保护装置2.3.4.4电流闭锁电压速（方向）电流闭锁限时断保护电压速断保护装置2.4重合闸2.4.1单重单相重合闸装置2.4.2三重三相重合闸装置2.4.3综重单相及三相重合闸装置2.5母线保护、开关保护2.5.1母线保护2.5.1.1母差保护母线差动保护装置2.5.1.2母线充电保护用母联对母线充电时投入的母联的小定值电流速断保护装置2.5.1.3短引线保护开关结线及角形结线短线保护装置2.5.2开关保护2.5.2.1开关失灵保护开关失灵保护装置2.5.2.2开关非全相保护开关三相位置不一致保护装置2.6并联电抗器的保护2.6.1电抗器瓦斯保护并联电抗器瓦斯保护装置2.6.2电抗器差动保护并联电抗器差动保护装置2.6.3电抗器过电流保护并联电抗器过电流保护装置2.6.4电抗器匝间保护并联电抗器匝间保护装置3安全自动装置3.1解列装置3.1.1振荡解列装置电网振荡解列装置3.1.2低频解列装置电网低频率解列装置3.1.3低压解列装置电网低电压解列装置3.1.4过负荷解列装置过负荷解列装置3.2就地安全自动装置3.2.1联切机装置联锁切发电机组装置3.2.2联切负荷装置联锁切负荷（线路）装置3.2.3联跳装置联锁跳闸装置

333.2.4电气制动装置电气制动装置3.2.5快减装置发电机组快速减出力装置3.2.6强励装置发电机强行励磁装置3.2.7强减装置发电机强行减磁装置3.2.8自动灭磁装置发电机自动灭磁装置3.2.9励磁调节器发电机励磁调节装置3.2.10调相改发电装置将水轮发电机由调相状态改发电状态装置3.2.11低频调相改发电装置低频率使水轮发电机组由调相状态改发电状态装置3.2.12准同期装置手动、自（半）动同期装置3.2.13自同期装置自动同期装置3.2.14备用电源自投装置备用电源自动投入装置3.2.15故障录波器故障录波装置3.2.16故障探测器输电线路故障点探测装置3.3远方安全自动装置3.3.1远方跳闸装置远方跳闸装置3.3.2远方启动装置远方启动发电机组装置3.3.3远方电气制动装置远方启动电气制动装置3.3.4远方切负荷装置远方启动切负荷装置3.3.5远方切机装置远方启动切机装置3.3.6远方调相改发电远方启动水轮发电机装置组由调相状态改发电状态运行装置3.3.7低频减载装置按频率自动减（切）负荷装置3.3.8过负荷减载装置超负荷时自动减（切）负荷（线路）装置3.3.9振荡预测仪系统振荡预测装置3.3.10区域稳定控制器系统区域稳定控制装置3.3.11系统稳定器（PSS）电力系统稳定器3.3.12同期装置检测同期并列装置4调度自动化设备4.1RTU远动终端4.2变送器将交流电流、电压、功率等电气量变换成与之成线性关系的直流电压或电流的器件4.3电能量远方终端厂站端用于电能量数采集装置据采集与传输的设备4.4SWITCH/HUB网络交换机/集线器4.5路由器一种能够同时与局域网和广域网相连并具有路由迂回功能的网络接入设备4.6电力调度数据网络用于支持调度系统不同类型信息交换的网络平台4.7远动通道用于专门传输远动信息的通道4.8SCADA/EMS系统通常是指能够实现SCADA/EMS功能的调度自动化主站系统

345调度术语5.1调度管理5.1.1调度管理范围电网设备运行和操作指挥权限的范围5.1.2调度指令电网调度机构值班调度员（以下简称值班调度员）对其管辖范围的设备发布有关运行和操作的指令5.1.2.1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5.1.2.2操作令值班调度员对所管辖设备进行操作，给下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电站值班长（以下简称运行值班人员）发布的有关操作的指令5.1.2.2.1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5.1.2.2.2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5.1.2.2.3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5.1.3调度许可设备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5.1.4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5.1.5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5.1.6间接调度值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其它运行值班员转达调度指令的方式5.1.7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5.1.8越级调度值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行值班单位的运行值班人员的方式5.2调度指令5.2.1发布指令值班调度员正式向调度所属各运行值班人员发布的调度指令5.2.2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5.2.3复诵指令

35运行值班人员在接受值班调度员发布给他的调度指令时，依照指令的内容，向值班调度员复诵一遍5.2.4回复指令运行值班人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5.3开关和刀闸5.3.1合上开关使开关由分闸位置转为合闸位置5.3.2拉开开关使开关由合闸位置转为分闸位置5.3.3推上刀闸使刀闸由断开位置转为接通位置5.3.4拉开刀闸使刀闸由接通位置转为断开位置5.3.5开关跳闸5.3.5.1开关跳闸未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置5.3.5.2开关X相跳闸未经操作的开关X相由合闸转为分闸位置5.3.6开关非全相合闸开关进行合闸操作时只合上一相或两相5.3.7开关非全相跳闸未经操作的开关一相或两相跳闸5.3.8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5.3.9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5.3.10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5.3.11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5.3.12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5.3.13开关（X相）跳闸，重合闸拒动开关（X相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未动作5.4继电保护装置5.4.1将保护改投跳闸将保护由停用或信号位置改为跳闸位置5.4.2将保护改投信号将保护由停用或跳闸位置改为信号位置5.4.3将保护停用将保护由跳闸或信号位置改为停用位置5.4.4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

365.4.5联跳某开关跳闸时，同时连锁跳其它开关5.4.6投入X设备X保护（X段）X设备X保护（X段）投入运行5.4.7退出X设备X保护（X段）X设备X保护（X段）退出运行5.4.8X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5.4.9母差保护改为有选择方式母差保护选择元件投入运行5.4.10母差保护改为无选择方式母差保护选择元件退出运行5.4.11高频保护测试通道高频保护按规定进行通道对试5.5合环、解环5.5.1合环合上网络内某开关（或刀闸）将网络改为环路运行5.5.2同期合环检测同期后合环5.5.3不经同期合环不经同期闭锁直接合环5.5.4差30度合环网络经结线相位角度差30度的变压器组合环5.5.5解环将环状运行的电网解为非环状运行5.6并列、解列5.6.1核对相位用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同5.6.2核对相序用仪表或其它手段核对两电源的相序是否相同5.6.3相位正确开关两侧A、B、C三相相位均对应相同5.6.4同期并列两个单独电网使其并为一个电网运行5.6.5解列将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行5.7线路5.7.1线路强送电线路开关跳闸后未经处理即行送电5.7.2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5.7.3线路强送不成功线路开关跳闸后未经处理即行送电，开关再跳闸

375.7.4线路试送电线路事故跳闸经处理后的首次送电5.7.5线路试送电成功线路事故跳闸经处理后首次送电正常5.7.6线路试送电不成功线路事故跳闸处理后首次送电，开关再跳闸5.7.7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5.7.8带电巡线对有电或停电未采取安全措施的线路进行巡视5.7.9停电巡线在线路停电并挂好地线情况下巡线5.7.10事故巡线线路发生事故后，为查明故障原因的带电巡线5.7.11特巡对在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等特殊情况下的带电巡线5.8设备状态5.8.1运行对于电气设备，其相应的开关和隔离刀闸（不包括接地刀闸）在合上位置5.8.2备用泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行5.8.3热备用特指线路、母线、发电机、变压器等电气设备的开关及相关的接地刀闸断开，开关两侧相应隔离刀闸处于合上位置5.8.4冷备用特指线路、母线、发电机、变压器等电气设备的开关及相关的接地刀闸断开，开关两侧相应隔离刀闸处于断开位置5.8.5检修对于电气设备，其相应的开关和隔离刀闸（不包括接地刀闸）均处于断开位置，并按《电业安全工作规程》要求已作好安全措施5.8.6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5.8.7停止备用设备由具备立即投入运行的条件转为不具备立即投入运行的条件5.8.8X次冲击合闸合、断开关X次，以额定电压给设备连续X次充电5.8.9零起升压给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压5.8.10零起升流

38电流由零逐步升高至预定值或直到额定电流5.9母线5.9.1倒母线线路、主变压器等设备从结在某一条母线运行改为结在另一条母线上运行5.9.2轮停母线将双母线的两组母线轮流停电5.10用电5.10.1按指标用电不超过分配的用电指标用电5.10.2用电限电通知用户按调度指令自行限制用电5.10.3拉闸限电断开线路开关强行限制用户用电5.10.4X分钟限去超用负荷通知用户按指定时间自行减去比用电指标高的那一部分用电负荷5.10.5X分钟按事故限电序位表拉掉X万千瓦通知值班人员在指定时间内按事故限电序位表切掉X万千负荷5.10.6保安电力保证人身和设备安全所需的最低限度的电力5.11发电机组5.11.1发电机无（少）蒸汽运行发电机并入电网，将主气门关闭（或通少量蒸汽）作调相运行5.11.2发电改调相发电机由发电状态改调相运行5.11.3调相改发电发电机由调相状态改发电运行5.11.4发电机无励磁运运行中的发电机失去励磁后，从系统吸收无功行异步运行5.11.5维持全速发电机组与电网解列后，维持额定转速，等待并列5.11.6变压运行发电机组降低汽压运行，以大幅度降低出力5.11.7力率发电机输出功率（出力）的功率因数cosj5.11.8进相运行发电机或调相机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功5.11.9空转发电机已达到额定转速运行但未并列5.11.10空载发电机已并列，但未接带负荷5.11.11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5.11.12发电机跳闸带负荷运行的发电机主开关跳闸

395.11.13紧急降低出力电网发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列5.11.14可调出力机组实际可能达到的发电能力5.11.15单机最低出力根据机组运行条件核定的最小发电能力5.12原动机5.12.1盘车用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子慢转动5.12.2惰走汽（水）轮机或其它转动机械在停止汽源（水源）或电源后继续保持转动5.12.3冲转指蒸汽进入汽机，转子开始转动5.12.4低速暖机汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到规定的均匀温度5.12.5升速汽轮机转速按规定逐渐升高5.12.6滑参数起动一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷上升而上升的起动方式5.12.7滑参数停机一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷下降而下降的起动方式5.12.8脱扣指汽机自动装置动作（或手动）造成主气门关闭5.12.9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5.12.10锅炉升压锅炉从点火至并炉整个过程5.12.11并炉锅炉待汽压汽温达到规定值后与蒸汽母管并列5.12.12停炉锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压5.12.13失压锅炉停止运行后按规程将压力泄去的过程5.12.14吹灰用蒸汽或压缩空气清除锅炉各受热面上的积灰5.12.15向空排汽开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放入大气5.12.16顶压用给水泵〔水源〕保持锅炉内有一定水压5.12.17水压试验指设备检修后进行水压试验

405.12.18熄火锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄灭5.12.19打焦用工具清除火嘴、水冷壁、过热器管等处的结焦5.12.20导水叶开度运行中机组在某水头和发电出力时相应的水叶的开度5.12.21轮叶角度运行中水轮发电机组在某水头和发电出力时相应轮叶的角度5.13电网5.13.1厂站发电厂、变电站、换流站、开关站等的统称5.13.2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5.13.3摆动电网电压、频率、功率产生有规律的摇摆现象5.13.4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的摆动现象5.13.5失步同一系统中运行的两电源间失去同步5.13.6潮流电网稳态运行时的电压、电流、功率5.14调整5.14.1增加有功（或无功）出力在发电机原有功（或无功）出力基础上，增加有功（或无功）出力5.14.2减少有功（或无功）出力在发电机原有功（或无功）出力基础上，减少有功（或无功）出力5.14.3提高频率（或电压）在原有频率（或电压）的基础上，提高频率（或电压）值5.14.4降低频率（或电压）在原有频率（或电压）的基础上，降低频率（或电压）值5.14.5维持频率XX校电钟使频率维持在XX数值，校正电钟与标准钟的误差5.14.6停止校电钟按规定维持电网频率，停止校电钟5.14.7X变从XX千伏（X档）调到XX千伏（X档〕X变压器分接头从XX千伏〔X档〕调到XX千伏〔X档〕5.15检修5.15.1计划检修经上级批准，由调度统一安排的检修5.15.2临时检修计划外临时批准的检修5.15.3事故检修因设备故障进行的检修

415.15.4节日检修结合节假日负荷变化安排的电网设备检修5.15.5带电作业对有电或停电未做安全措施的设备进行检修5.16接地、引线、短接5.16.1挂接地线用临时接地线将设备与大地接通5.16.2拆接地线拆除将设备与大地接通的临时接地线5.16.3推上接地刀闸用接地刀闸将设备与大地接通5.16.4拉开接地刀闸用接地刀闸将设备与大地断开5.16.5带电接线在设备带电状态下接线5.16.6带电拆线在设备带电状态下拆线5.16.7接引线将设备引线或架空线的跨接线接通5.16.8拆引线将设备引线或架空线的跨接线拆断5.16.9短接用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路5.17电容、电抗补偿5.17.1消弧线圈过补偿全网消弧线圈的整定电流之和大于该网对地电容电流之和5.17.2消弧线圈欠补偿全网消弧线圈的整定电流之和小于该网对地电容电流之和5.17.3消弧线圈全补偿全网消弧线圈的整定电流之和等于该网对地电容电流之和5.17.4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5.17.5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5.18水文5.18.1水库水位（坝前水位）水库坝前水面海拔高程（米）5.18.2尾水水位水电厂尾水水面海拔高程（米）5.18.3正常高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水位5.18.4死水位在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位5.18.5汛限水位

42水库在汛期为满足防汛等综合利用要求所允许蓄水的上限水位5.18.6保坝水位在设计的极限洪水时，水库泄洪量已达最大允许泄洪能力或接近最大允许泄洪能力，水利枢纽工程处于漫顶、决口的可能时的水位5.18.7年（月）末控制水位每年（月）末计划控制水位5.18.8旬（月）初（末）库水位旬（月）初（末）水库实际运行水位5.18.9发电水头水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差值（米）5.18.10（日、月）平均水头水电厂（日、月）平均水库水位与日（月）平均尾水位之差值（米）5.18.11（日、旬、月、年）平均入库流量（日、旬、月、年）平均流入水库的流量（秒立米）5.18.12（日、旬、月、年）平均入库流量（日、旬、月、年）平均流出水库的流量（秒立米）5.18.13（旬、月）初（末）入库流量某时段(旬、月)初(末)进入水库的流量（秒立米）5.18.14（日、旬、月、年）入库水量某时段（日、旬、月、年）内进入水库的水量5.18.15（日、旬、月、年）发电用水量水电厂在某时段（日、旬、月、年）内发电所耗用的水量5.18.16（日、旬、月、年）弃水量水库在某时段（日、旬、月、年）内未兴利弃掉的水量5.18.17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）5.18.18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、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门5.18.19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5.18.20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5.18.21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)5.18.22发电耗水率每发一千瓦时电量所耗的水量（立米/千瓦时）5.18.23削落水库水位把坝前水库水位降低5.18.24蓄高水库水位把坝前水库水位提高5.19其它5.19.1么、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞

43调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”的读音5.19.2XX调（XX电厂、XX变电所）XX（姓名）值班人员电话联系时的冠语5.19.3X时X分XX线路（或设备）工作全部结束，现场工作安全措施已拆除，人员退出现场，线路相位无变动，可以送电现场检修人员或下级调度员向上级调度员汇报调度许可的设备上工作结束的汇报术语6操作指令6.1逐项操作令6.1.1开关、刀闸的操作6.1.1.1断开XX(设备或线路名称)XX开关6.1.1.2合上XX(设备或线路名称)XX开关6.1.1.3拉开XX(设备或线路名称)XX刀闸6.1.1.4推上XX(设备或线路名称)XX刀闸6.1.2拆挂地线6.1.2.1拆除XX(挂地线地点)地线(X)组6.1.2.2在XX(挂地线地点)挂地线(X)组6.1.3核相6.1.3.1用XX千伏的XXPT和XX千伏的XXPT进行核相6.1.3.2在XX(设备或线路名称)的XX刀闸两侧用核相杆进行核相6.1.4解列、并列6.1.4.1用XX(设备或线路名称)的XXX开关解6.1.4.2用XX(设备或线路名称)的XXX开关同期并列6.1.5解环、合环6.1.5.1用XX（设备或线路名称）的XX开关（或刀闸）解环6.1.5.2用XX（设备或线路名称）的XX开关（或刀闸）合环6.1.6保护投、退跳闸6.1.6.1XX（设备名称）的XX保护投入跳闸6.1.6.2XX（设备名称）的XX保护退出跳闸6.1.6.3XX线XX开关的XX保护投入跳闸6.1.6.4XX线XX开关的XX保护退出跳闸6.1.7投入、退出联跳6.1.7.1投入XX（设备或线路名称）的XXX开关联跳XX（设备或线路名称）的XXX开关的装置（压板）6.1.7.2退出XX（设备或线路名称）的XXX开关联跳XX（设备或线路名称）的XXX开关的装置（压板）6.1.8投入、退出某种装置跳某个开关的压板6.1.8.1投入XX装置跳XX（设备或线路名称）的XXX开关的压板6.1.8.2退出XX装置跳XX（设备或线路名称）的XXX开关的压板6.1.9保护改跳6.1.9.1XX（设备或线路名称）的XXX开关XX保护，改跳XX（设备或线路名称）的XXX开关6.1.9.2XX（设备或线路名称）的XXX开关XX保护，改跳本身开关

446.1.10保护改信号XX（设备或线路名称）的XXX开关XX保护改为投信号6.1.11投入、停用重合闸和改变重合闸重合方式6.1.11.1投入XX线的XXX开关的重合闸6.1.11.2停用XX线的XXX开关的重合闸6.1.11.3投入XX线的XXX开关单相（或三相）重合闸6.1.11.4停用XX线的XXX开关单相（或三相）重合闸6.1.11.5XX线路XXX开关的重合闸由无压重合改为同期重合6.1.11.6XX线的XXX开关的重合闸由同期重合改为无压重合6.1.11.7XX线的XXX开关的重合闸由单相重合改为三相重合6.1.11.8XX线的XXX开关的重合闸由单相重合改为综合重合6.1.11.9XX线的XXX开关的重合闸由三相重合改为单相重合6.1.11.10XX线的XXX开关的重合闸由三相重合改为综合重合6.1.12线路跳闸后送电6.1.12.1用XXX开关对XX线试送电一次6.1.12.2用XXX开关对XX线强送电一次6.1.13给新线路或新变压器冲击用XX的XX开关对XX（线路或变压器名称）冲击X次6.1.14变压器改分头将X号变压器（高压或中压）侧分头由X（或XX千伏X档）改为X(或XX千伏)档6.1.15机组（电厂）投入、退出AGC控制6.1.15.1XX机组（电厂）投入AGC控制6.1.15.2XX机组（电厂）退出AGC控制6.1.16线路6.1.16.1将XX线路由运行转热备用A．对值班调度指：断开该线路各侧开关B．对现场指：断开该线路本侧运行的各开关6.1.16.2将XX线路由热备用转冷备用A．对值班调度指：拉开该线路各侧有关刀闸（包括可能向线路反送电的PT），使各侧的各方面至少有一个明显的断开点B.对现场指：拉开本侧该线路所属刀闸（出线刀闸和旁母刀闸）或母线侧刀闸（当出线刀闸拉不开时）。对可能向该线路反送电的PT，还应从高压或低压侧拉开，使各方面至少有一个明显的断开点6.1.16.3将XX线路由冷备用转检修A．对值班调度指：该线路各侧均已作好安全措施B.对现场指：推上本侧该线路接地刀闸或在线路侧装设接地线，在一经合闸即可向线路送电的开关和刀闸操作把手上挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌,安全措施的设置符合《电业安全工作规程》要求6.1.16.4将XX线路由检修转冷备用A．对值班调度指：拆除该线路各侧安全措施B.对现场指：拆除本侧该线路各项安全措施6.1.16.5将XX线路由冷备用转热备用

45A．对值班调度指：推上该线路各侧或一侧准备投入运行开关两侧的相应刀闸（包括为防止向线路反送电而拉开的PT）B.对现场指：推上本侧为防止向线路反送电而拉开的PT高压侧刀闸和低压侧二次快分开关（或熔断器）。推上该线路本侧准备投入运行开关两侧相应的刀闸，如用旁路开关通过旁路母线代线路运行，则包括推上该线路旁路刀闸（即包含了旁路母线、旁路开关转热备用），开关母线侧刀闸按方式规定执行。6.1.16.6将XX线路由热备用转运行A．对值班调度指：合上该线路各侧或一侧准备投入运行且已转为热备用的各开关B.对现场指：合上本侧该线路准备投入运行且已转为热备用的各开关6.2综合操作令6.2.1变压器6.2.1.1将X号变压器由运行转检修拉开该变压器的各侧开关、刀闸,并在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合接地刀闸)6.2.1.2将X号变压器由检修转运行拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)。合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的刀闸和开关6.2.1.3将X号变压器由运行转热备用断开该变压器各侧开关6.2.1.4将X号变压器由热备用转运行合上除有检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的开关6.2.1.5将X号变压器由运行转冷备用断开该变压器各侧开关，拉开该变压器各侧刀闸6.2.1.6将X号变压器由冷备用转运行合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸、开关以外的刀闸、开关6.2.1.7将X号变压器由热备用转检修拉开该变压器各侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线（或推上接地刀闸）6.2.1.8将X号变压器由检修转为热备用拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸），推上除有检修要求不能推或方式明确不推的刀闸以外的刀闸6.2.1.9将X号变压器由冷备用转检修在该变压器上可能来电的各侧挂地线（或推上接地刀闸）6.2.1.10将X号变压器由检修转为冷备用拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸）注：不包括变压器中性点刀闸的操作。中性点刀闸的操作或下逐项操作指令或根据现场规定进行操作6.2.2母线6.2.2.1将XX千伏X号母线由运行转检修A.对于双母线结线：将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，断开母联开关和刀闸，并在该母线上挂地线（或推上接地刀闸）B.对单母线或一个半开关结线：将该母线上所有的开关、刀闸断开，在该母线上挂地线（或推上接地刀闸）

46C.对于单母线开关分段结线：断开该母线上所有的开关和刀闸，在母线上挂地线（或合上地刀闸）6.2.2.2将XX千伏X号母线由检修转运行A.对于双母线结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上PT刀闸和母联刀闸，用母联开关给该母线充电B.对于单母线或一个半开关结线：拆除母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的刀闸（包括PT刀闸）和开关C.对单母线开关分段结线：同单母线或一个半开关结线6.2.2.3将XX千伏X号母线由热备用转运行A.对于双母线结线：合上母联开关给该母线充电B.对于单母线或一个半开关结线：合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关C.对于单母线开关分段结线：同单母线或一个半开关结线6.2.2.4将XX千伏X号母线由运行转热备用A.对于双母线结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行，断开母联开关B.对于单母线及一个半开关结线：断开该母线上的所有元件的开关C.对于单母线开关分段接线：断开该母线上所有元件的开关及母线分段开关6.2.2.5将XX千伏X号母线由冷备用转运行A.对于双母线结线：推上该母线PT刀闸及母联刀闸后，合上母联开关给该母线充电B.对于单母线或一个半开关接线：推上该母线上除因检修要求不推或方式明确不推以外所有元件的刀闸及PT刀闸后，合上该母线上除有检修要求不合或方式明确不合以外的开关C.对于单母线开关分段结线：同单母线或一个半开关结线6.2.2.6将XX千伏X号母线由运行转冷备用A.对于双母线结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行；断开母联开关，拉开该母线上全部元件刀闸B.对于单母线及一个半开关结线：断开该母线上的所有元件的开关后，拉开该母线上所有元件的刀闸C.对于单母线分段接线：断开该母线上所有元件的开关及母线分段开关后，拉开该母线上所有元件的刀闸及母线分段开关的刀闸6.2.2.7将XX千伏X母线由检修转热备用A.对双母线结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上PT刀闸及母联刀闸B.对单母线及一个半开关结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地刀闸），推上该母线上除因设备检修等要求不能推的刀闸以外的所有元件的刀闸C.对单母线开关分段结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），推上该母线上除因设备检修等要求不能推的刀闸以外的所有元件的刀闸6.2.2.8将XX千伏X号母线由热备用转检修拉开该母线上全部刀闸，在该母线上挂地线（或推上接地刀闸）6.2.2.9将XX千伏X号母线由检修转冷备用A.对双母线结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸）

47B.对单母线及一个半开关结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸）C.对单母线开关分段结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸）6.2.2.10将XX千伏X号母线由冷备用转为检修在该母线上挂地线（或推上接地刀闸）6.2.2.11将XX千伏母线方式倒为正常方式即倒为调度部门已明确规定的母线正常结线方式（包括母联及联络变开关的状态）6.3开关6.3.1将XX（设备或线路名称）的XXX开关由运行转检修断开该开关及其两侧刀闸，在开关两侧挂地线（或推上接地刀闸）6.3.2将XX（设备或线路名称）的XXX开关由检修转运行拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸）；推上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定推）；合上开关6.3.3将XX（设备或线路名称）的XXX开关由热备用转检修拉开该开关两侧刀闸；在该开关两侧挂地线（或推上接地刀闸）6.3.4将XX（设备或线路名称）的XXX开关由检修转热备用拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸），推上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定推）6.3.5将XX（设备或线路名称）的XXX开关由冷备用转检修在该开关两侧挂地线（或推上接地刀闸）6.3.6将XX（设备或线路名称）的XXX开关由检修转冷备用拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸）6.3.7将XX（旁路或母联）XXX开关通过X号母线代XX（设备或线路名称）的XXX开关。XX（设备或线路名称）的XXX开关由运行转检修按母线方式倒为用旁路（或母联）代XX（设备或线路名称）的XXX开关方式。断开被代开关及其两侧刀闸，在该开关两侧挂地线（或推上接地刀闸）6.4PT6.4.1将XX千伏X号母线PT由运行转检修切换PT负荷，取下二次保险或拉开二次小开关；拉开该PT刀闸；在PT上挂地线（或推上接地刀闸）6.4.2将XX千伏X号母线PT由检修转运行拆除该PT上地线（或拉开接地刀闸）；推上该PT刀闸；投上二次保险或合上二次小开关；切换PT负荷6.5调整6.5.1系统解列期间由你厂负责调频、调压地区电网与主网解列单独运行时由调度机构临时指定某厂为调频厂，负责局部网调频工作6.5.2系统解列期间你局（所）负责频率、电压监督和调整地区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临时负责监视调整所在网频率