四川电力系统电气设备操作规程.doc

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1、急件 川电调度2008214号 关于印发四川电力系统电气设备操作规程（试行） 的通知各电业局（公司）,各发电厂、发电集团（公司） ： 为适应电网发展的需要， 加强四川电力系统电气设备操作管理，确保电网安全稳定运行，省电力公司依据电网调度规范用语 、 全国互联电网调度管理规程（试行） 、 华中网调直调设备操作状态令术语规范 、 四川电力系统调度管理规程和其它有关规程、规定，结合四川电力系统的具体情况，编写了四川电力系统电气设备操作规程（试行） ，现印发给你们。请各单位贯彻落实， 并将执行中发现的问题和建议及时反馈省电力公司调度中心。 本规程自 2009 年 2 月1 日起执行，原四川电网电气设备

2、操作术语规范（川电调200798 号）同时作废。 附件： 四川电力系统电气设备操作规程（试行） 前 言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 24 总则 . 4 5 操作原则 . 46 操作制度 .57 一次设备操作 .88 继电保护装置操作 . 20前 言为规范四川电力系统电气设备操作，保证电力系统安全稳定运行，依据全国互联电网调度管理规程（试行）、华中电力系统调度管理规程、四川电力系统调度管理规程和其它有关规程、规定，结合四川电力系统的实际情况，制定本规程。 本规程由四川省电力公司提出。 本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。 本规程起草单位：

3、四川省电力公司调度中心。四川电力系统电气设备操作规程 1 范围 本规程规定了四川电力系统电气设备操作的基本原则。 本规程适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电） 、用电及其它活动中与电气设备操作有关的行为。 2 规范性引用文件 中华人民共和国主席令第 60 号 中华人民共和国电力法 国务院令第 115 号 电网调度管理条例 国务院令第 432 号 电力监管条例 DL/T 1040 电网运行准则 DL/T 559 220kV-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 961 电网调度规范用语 国电调2002149 号 全国互联电网

4、调度管理规程（试行） 国家电网总2003407 号 安全生产工作规定 国家电网安监200583号 国家电网公司电力安全工作规程 （变电站和发电厂电气部分） （试行） 国家电网安监200583号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分） （试行） 华中电网调2007441 号 华中电力系统调度管理规程 华中电网调2008306 号 华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程 川电调度200869 号 四川电力系统调度管理规程 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本规程。 3.1 电力系统 由发电、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继电保护和安全自动装置、计

5、量装置、电力通信设施、自动化设施、节能调度技术支持系统等构成的整体。 3.2 电力调度系统 包括各级调度机构和有关运行值班单位。有关运行值班单位指发电厂、变电站（含开关站、用户站，下同） 、监控中心（含多个变电站的集中控制中心、集控站、梯级电站集控中心，下同）等的运行值班单位。 3.3 厂站 发电厂、变电站、监控中心等单位的统称。 3.4 调度系统值班人员 包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。 3.5 调度管辖范围 电网设备运行和操作指挥权限的范围。 3.6 调度许可 设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度员应向上级调度机构值班调度

6、员申请，征得同意。 3.7 委托调度 一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。 3.8 调度指令值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的总称。 3.9 操作 将电气设备从一种状态转换到另一种状态的行为。 3.10 操作指令 值班调度员发布的有关操作的调度指令。 3.11 单项操作令 值班调度员发布的单一一项操作的指令。 3.12 逐项操作令 值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令， 要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。 3.13 综合操作令 值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作

7、步骤和内容均由厂站运行值班人员按规程自行拟订。 3.14 发布指令 值班调度员向下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员发布调度指令。 3.15 接受指令 值班调度员或厂站运行值班人员接受上级调度机构值班调度员所发布的调度指令。 3.16 复诵指令 值班调度员发布调度指令时，受话方重复通话内容以确认正确性的过程。 3.17 回复指令 值班调度员或厂站运行值班人员在执行完上级调度机构值班调度员下达的调度指令后， 向上级调度机构值班调度员报告已执行的调度指令的内容和时间等。 3.18 口头令 由值班调度员口头下达（值班调度员无须填写操作票）的调度指令。 3.19 充电 指设备带标称电压但不接带负荷

8、。 3.20 零起升压 指将设备电压由零逐步升高至预定电压值或额定电压值。 3.21 零起升流 指电流由零逐步升高至预定电流值或额定电流值。 3.22 X 次冲击合闸 指以额定电压给设备连续 X 次充电。 3.23 核相 指用仪表或其它手段检测两电源或环路相序、相位是否相同。 3.24 相位正确 指开关两侧 A、B、C 三相相位均对应相同。 3.25 并列 指将两个独立电网合并为一个电网运行，或将发电机（调相机）并入电网运行。 3.26 解列 指将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行，或将发电机（调相机）与电网解除电气联系3.27 合环 指将设备改为环网运行。 3.28 检同期合环 指经检测

9、同期后合环。3.29 解除同期闭锁合环 指不经同期闭锁直接合环。 3.30 解环 指将环状运行的电网，解为非环状运行。 3.31 倒母线 指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。 3.32 代路 指用旁路开关代替其它开关运行的操作。 3.33 出线刀闸 指直接与线路（母线）相连接的线路（母线）专用隔离刀闸，不包括出线开关两侧的刀闸。 3.34 主变刀闸 指直接与主变相连接的主变专用隔离刀闸，不包括主变开关两侧的附属刀闸。 3.35 母线刀闸 指直接连接两条母线的隔离刀闸，不包括母联开关两侧刀闸。 3.36 PT 指电压互感器。 3.37 CT 指电流互感器。

10、 3.38 线路纵联保护 当线路发生故障时，使线路两侧或多侧（分支线）断路器同时快速跳闸的一种保护。它以线路各侧某电量间的特定关系作为动作判据，即各侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后分别按照本侧与对侧判别量之间的关系确定保护的动作行为。 3.39 主保护 是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。 3.40 后备保护 是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。 4 总则 4.1 本规程是四川电力系统电气设备操作的基本规程。四川电力系统内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的操作规程或现场操作规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，

11、均不得与本规程相抵触。 4.2 四川电力系统内各级调度系统的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非调度系统人员凡涉及四川电力系统电气设备操作的有关活动也必须遵守本规程。 4.3 四川电力系统中电气设备操作根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。各级调度机构依法对其调度管辖范围内的电气设备发布操作指令，任何单位和个人不得非法干预。 4.4 本规程仅涉及常见电气设备基本操作的相关事项。对于本规程未涵盖的部分，各相关单位可参照本规程，结合现场实际，依据相关规程、规定自行制定相应的操作规定。 5 操作原则 5.1 调度系统值班人员应确保电气设备操作的正确性，杜绝误操作，特别要防止带负荷拉、合

12、隔离开关(刀闸)；带电挂(合)接地线(接地刀闸)；带接地线(接地刀闸)合断路器(开关)等恶性误操作。 5.2 电气设备操作不得引起系统超稳定限额运行，不得引起继电保护和安全自动装置动作，不得引起系统频率、电压、联络线潮流的异常波动。5.3 在操作中注意继电保护装置应按规定投退，不允许一次设备无保护运行。电气设备停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护；送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。操作过程中一次设备、继电保护装置、安全自动装置的状态和功能应正确、合理配合。 5.4 调度系统各单位应在保证操作安全的前提下，采取切实有效措施，提高电气设备操作效率。 5.5 调度系统值班人员进行电气

13、设备操作时，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。 5.6 操作前应认真考虑以下问题： 5.6.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策。 5.6.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定限额、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况，必要时可先进行分析计算。 5.6.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位置、无功补偿装置投入是否正确。 5.6.4 操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。 5.6.5 开关和刀闸的操作是否符合规

14、定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及 500kV系统用刀闸带电拉合 GIS设备短引线等误操作。 5.6.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。 5.6.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。 5.6.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。 5.7 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行： 5.7.1 交接班时（事故处理或改善系统不正常运行状况的操作应及时进行，必要时应推迟交接班） 。 5.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时。 5.7.3 系统发生异常及事故时。 5.

15、7.4 系统高峰负荷时段。 5.7.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。 5.8 新设备（含异动设备，下同）投运操作原则： 5.8.1 新设备带电前，继电保护应按要求投入，并考虑采取必要的预防措施，确保设备故障的可靠切除。 5.8.2 需作带负荷测试的继电保护装置和安全自动装置，应随新设备投运及时安排测试。带负荷时可能误动的继电保护和安全自动装置，带负荷前应停用，特殊情况应经领导批准。 5.8.3 新设备启动投运时，应按要求进行相关核相工作。 6 操作制度 6.1 各级调度机构值班调度员按调度管辖范围对其管辖的电气设备发布操作指令，并对指令的正确性负责。接受操作指令的人员应为下级调度机

16、构值班调度员、监控中心值长或正值、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值，并对指令执行的正确性负责。 6.2 各级调度机构在电气设备操作的活动中是上、下级关系，下级调度机构应执行上级调度机构的操作指令。调度机构调度管辖范围内的厂站运行值班单位，应执行该调度机构的操作指令。不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值班调度员的操作指令。 6.3 未经调度机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。系统运行遇有危及人身、设备安全的紧急情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调度员。 6.4 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机

17、构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度员。6.5 当电气设备操作涉及其它调度机构调度管辖范围内设备运行方式调整时，应由本调度机构值班调度员向相关调度机构值班调度员提出配合操作申请， 相关调度机构值班调度员调整好运行方式后予以回复，或采用委托调度的方式进行。 6.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度员许可。 6.7 发生威胁系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的厂站运行值班单位发布调度指令，并告知下级调度机构。此时下级调度机构值班调度员不得发布与之相抵触的

18、调度指令。 6.8 操作指令分单项操作令、逐项操作令、综合操作令三种。 6.8.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退 PSS 功能等，值班调度员可以发布单项操作令，由接受指令的调度系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。 6.8.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度系统值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。在不影响安全的情况下，值班调度员可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按

19、顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。 6.8.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合操作令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。 6.9 调度系统运行值班人员填写操作指令票、下达操作指令和进行调度联系时，应使用规范的调度术语。对于较复杂的设备状态变更，可将单项操作指令与综合操作指令结合使用。 6.10 进行电气设备操作联系时应互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度系统值班人员在接受指令时，应完整复诵指令下达时间和详细内容并与发令人

20、核对无误后才能执行。执行完毕应及时回复指令，汇报执行情况和完成时间，接受汇报的值班调度员也应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员在发布指令、接受汇报和更改调度图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。 6.11 接受操作指令的调度系统运行值班人员认为所接受的指令不正确或执行指令将危及人身、 设备及系统安全的，应当立即向发布指令的值班调度员提出意见，由其决定该指令的执行或者撤销。发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的运行值班人员应当执行该指令。 6.12 操作指令票制度 6.12.1 下列情况值班调度员可直接发布口头令，其它操作应填写操作指令

21、票。 6.12.1.1 事故及紧急异常处理。 6.12.1.2 发电厂开停机炉、加减出力。 6.12.1.3 拉闸限电。 6.12.1.4 单独投退继电保护（包括重合闸） 。 6.12.1.5 投退低压电抗器、低压电容器。 6.12.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次调频功能。 6.12.2 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、启动投产方案、系统运行规定和日计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员） ，按照有关操作规定及要求填写操作指令票。 6.12.3 填写操作指令票前，值班调度员应与操作

22、相关单位运行值班人员仔细核对有关一、二次设备状态。 6.12.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和调度术语。每张操作票只能填写一个操作任务。6.12.5 操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。 6.12.6 对于计划检修操作，值班调度员应提前拟定、审核操作指令票。对于重要、复杂操作应提前通知操作单位。 6.12.7 调度系统运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作

23、要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容： 6.12.7.1 一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。 6.12.7.2 厂用变、站用变电源的切换。 6.12.7.3 直流电源的切换。 6.12.7.4 交流电流、电压回路和直流回路的切换。 6.12.7.5 根据一次接线调整二次跳闸回路。 6.12.7.6 根据一次接线决定母差保护的运行方式。 6.12.7.7 设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路） ，需将保护停用或电流互感器短接退出。 6.12.7.8 现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。 6.12.8 值班调度员只对自己发布的调度指

24、令的正确性负责， 不负责审核接受调度指令的调度系统值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。 6.12.9 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备， 操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的操作指令，记录“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的操作指令擅自按照“预定联系时间”进行操作。 6.12.10 厂站运行值班人员在操作过程中遇设备异常等情况应及时汇报值班调度员。 6.12.11 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；若需要改变操作方案，应重新填写操作指令票、现场操作票。 6.13 值班调度员不宜同时进行

25、两项以上不同任务的操作， 应根据系统实际情况优先安排重要电气设备的操作。 6.14 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应暂停操作，迅速接听电话。 6.15 高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误操作闭锁装置不得随意退出运行，停用装置应经本单位总工程师批准； 短时间退出装置时， 应经变电站站长或发电厂当班值长批准， 操作完成后，应按程序尽快投入。单人操作或检修人员在操作过程中严禁解锁。 6.16 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关的情况时，应做到： 6.16.1 借用旁路（或母联）开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，进行开关（含继电保护）调度关系转

26、移，并明确预计借用期限。 6.16.2 管辖旁路（或母联）开关的值班调度员，将调度关系转移情况通知开关操作单位值班人员，由借用该开关的值班调度员下达全部操作指令（含继电保护启停调整） 。 6.16.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后， 归还给管辖该开关的值班调度员，恢复原调度关系。 6.17 许可操作制度： 6.17.1 调度许可设备在操作前应经上级调度机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急情况时， 允许下级调度机构值班调度员不经许可直接操作， 但应及时向上级调度机构值班调度员汇报。 6.17.2 在省调调度管辖的设备上进行带电作业时，设备运行单位

27、应提前 1 个工作日向省调提出申请，并明确是否有控制负荷、停用重合闸、事故跳闸不强送电等要求。省调值班调度员应根据申请的批复情况及系统的实际运行情况决定是否许可进行带电作业工作。 省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。 6.17.3 省调调度许可设备的许可规则如下：6.17.3.1 省调调度许可设备改变运行状态， 或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。 6.17.3.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。 6.17.3.3 省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调

28、调度管辖设备的影响由地调自行考虑。 6.17.4 非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。 6.17.4.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。 6.17.4.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。 6.17.4.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。 6.17.4.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。 6.17.5 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度员的许可。 6.17.5.1 影响一次设备正常运行的。 6.17.5.2 影响保护装置正常运行的

29、。 6.17.5.3 影响安全自动装置正常运行的。 6.17.5.4 影响调度通信、调度自动化数据的。 6.17.5.5 影响自动发电控制（AGC） 、自动电压控制（AVC）功能实施的。 6.17.5.6 影响电力调度业务正常进行的其它操作。 6.18 新设备启动投运操作制度 6.18.1 新设备启动投运操作前，值班调度员应核查相关投运手续如新设备投运申请书、系统设备异动执行报告、继电保护定值单、安控装置启停调整通知单等齐全，并得到启动委员会的启动通知。 6.18.2 新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能并入系统运行。 自值班调度员接到启动委员会的启动通知后，新设备运行方式的改变、

30、试验等必须经值班调度员的指令或许可。 6.18.3 新设备启动投运操作应按规定填写操作指令票，操作指令票的填写以调度启动投产方案为依据。如临时更改启动程序，应经启委会同意，并重新拟定、审核操作指令票。 6.18.4 启动过程中若发生电网事故或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。 6.18.5 下级调度机构管辖范围内新设备投入系统运行， 可能对上级调度机构管辖系统安全产生较大影响的，应事先经上级调度机构许可。 7 一次设备操作 7.1 一次设备的状态 7.1.1 运行：指连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的刀闸(不包括接地刀闸)及开关在合

31、上位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如 PT，避雷器等） ，设备的保护按规定投入运行。 7.1.1.1 开关运行：是指开关及其两侧刀闸均在合上位置，开关带电，开关保护按规定投入运行。 7.1.1.2 主变运行：是指主变各侧开关和主变刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把主变刀闸在合上位置；主变带电，主变保护按规定投入运行，主变中性点接地刀闸运行方式符合规定。 7.1.1.3 母线运行：是指连接母线的开关和母联刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把母联刀闸在合上位置；母线带电，母线保护按规定投入运行；如该母线上的 PT 无检修并具备运行条件，母线 PT 应在运行状态。

32、7.1.1.4 线路运行：是指线路各侧开关和出线刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把出线刀闸在合上位置；线路带电，线路保护按规定投入运行；带串补装置的线路，串补旁路刀闸应在合闸置或线路串补为运行状态。 7.1.1.5 串补装置运行：串补旁路开关、旁路刀闸在断开位置，串补两侧刀闸合上，地刀断开，串补装置本体保护按规定投入运行。7.1.2 热备用：指连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的开关断开，而开关两侧刀闸仍在合上位置，设备保护按规定投入运行。 7.1.2.1 开关热备用：是指开关断开，而开关两侧刀闸在合上位置，保护按规定投入运行。 7.1.2.2 主变热备用：是指主变各侧开

33、关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与主变间有主变刀闸，则主变刀闸为合上位置；主变不带电，保护按规定投入运行，主变中性点接地刀闸合上。 7.1.2.3 母线热备用：是指连接母线的所有开关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态；母线不带电，保护按规定投入运行；如该母线上的 PT 无检修并具备运行条件，母线 PT 刀闸应在合上位置。 7.1.2.4 线路热备用：是指线路各侧开关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与线路之间有出线刀闸，则出线刀闸为合上位置；线路不带电，保护按规定投入运行；有串补装置的线路，串补旁路刀闸在合闸位置。 如线路电抗器接有抽能线圈，则

34、在线路热备用状态下，抽能线圈低压侧应断开。线路高抗、PT等无开关的设备均无热备用状态。 7.1.2.5 串补装置热备用：串补旁路开关在合闸位置，旁路刀闸在断开位置，串补两侧刀闸合上，地刀断开，串补装置本体保护按规定投入运行。 7.1.3 冷备用状态：指连接设备的所有开关、刀闸均断开，且各侧均无安全措施。若设备的保护无工作或特殊要求，则保护应按规定投入运行或信号。 7.1.3.1 开关冷备用：是指开关及其两侧刀闸均在断开位置。 7.1.3.2 主变冷备用：是指主变各侧开关均处于冷备用状态且主变刀闸均在断开位置，或与主变相连接的所有刀闸均为断开位置，主变不带电（此时主变开关可能为运行状态，如角型接

35、线和 3/2 (含4/3，下同) 开关接线，主变刀闸断开，主变开关仍保持运行） 。 7.1.3.3 母线冷备用：是指母线上所有开关处于冷备用状态且母线上所有刀闸（包括 PT 刀闸、出线刀闸等）均在断开位置，母线不带电。 7.1.3.4 线路冷备用：是指线路各侧开关均处于冷备用状态且线路出线刀闸均在断开位置，或与线路相连接的所有刀闸均为断开位置，线路不带电（此时线路开关可能为运行状态，如角型接线和 3/2 开关接线，出线刀闸断开，线路开关仍保持运行） ；有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。 7.1.3.5 串补装置的冷备用：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补两侧刀闸在断开位置，地

36、刀断开，串补装置本体保护停运。 7.1.4 检修状态：指连接设备的所有开关、刀闸均断开，接地刀闸在合上位置或挂好接地线，按规定作好安全措施，保护停运。 7.1.4.1 开关检修：开关及其两侧刀闸均断开，开关两侧接地刀闸在合上位置或挂好接地线，开关保护停运。 7.1.4.2 主变检修：是指主变各侧开关均处于冷备用或检修状态且主变刀闸均在断开位置，或与主变相连接的所有刀闸均为断开位置，主变不带电（此时主变开关可能为运行状态，如角型接线和 3/2 开关接线，主变刀闸断开，主变开关仍保持运行） ；主变本体侧接地刀闸在合上位置（或挂上接地线）如有PT，则将PT低压侧断开；如无特殊要求，主变保护应停运。

37、7.1.4.3 母线检修：是指母线上所有开关处于冷备用或检修状态且母线上所有刀闸（包括 PT 刀闸、出线刀闸、母线刀闸等）均在断开位置，母线不带电；母线 PT 低压侧断开，母线接地刀闸在合上位置（或挂接地线） ；母线保护按规定调整或停运（对于 3/2 开关接线方式的母线，其母差保护应停运；对于双母线接线方式的母线，其母差保护的状态由值班调度员根据母线保护配置情况和检修工作需要决定） 。 7.1.4.4 线路检修：是指线路各侧开关均处于冷备用或检修状态且线路出线刀闸均在断开位置，或与线路相连接的所有刀闸均为断开位置，线路不带电（此时线路开关可能为运行状态，如角型接线和 3/2开关接线，出线刀闸断

38、开，线路开关仍保持运行） ；线路高抗高压侧刀闸拉开，线路 PT 低压侧断开，线路各侧接地刀闸在合上位置（或挂好接地线） ；若无特殊要求，线路保护停运；有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。7.1.4.5 串补装置的检修：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补两侧刀闸在断开位置，地刀在合闸位置，串补装置本体保护停运。 7.2 并列与解列操作 7.2.1 并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在 0.3Hz 以内。机组与系统并列，并列点两侧电压幅值差在 1以内；系统与系统并列，并列点两侧电压幅值差在 10以内。事故时，允许 220kV 系统在电压幅值差不大于 20、500kV 系统在电

39、压幅值差不大于 10，频率差不大于 0.5Hz 的情况下进行并列，并列频率不得低于 49Hz。 7.2.2 所有并列操作都应使用同期装置。 7.2.3 解列操作前，应先将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 7.3 合环与解环操作 7.3.1 合环前应确认合环点两侧相序、相位一致。 7.3.2 合环操作宜经同期装置检定，如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经省调分管领导批准。 7.3.3 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，各环节的潮流变化不超过

40、系统稳定、继电保护、安全自动装置和设备容量等方面的限额。 7.3.4 合环前应将合环点两端电压幅值差调整至最小，合 220kV环路不宜超过 20，最大不超过 30；合 500kV 环路（包括 500kV/220kV 电磁环路）不宜超过 10，最大不超过 20。合环时合环角差220kV 不宜超过 30 度，500kV（包括 500kV/220kV 电磁环路）不宜超过 20 度。 7.3.5 500kV220kV 电磁环网解环后，不允许在 500kV与 110kV 及以下系统间构成电磁环网，如需转供负荷，必须采用停电倒换方式。在满足规定的条件下允许 500kV 与220kV 系统构成电磁环网，但应

41、尽量缩短 500kV220kV 电磁环网合环运行的时间。 7.3.6 用刀闸合解站内 220kV环路时，应退出环内开关操作电源。 7.4 发电机操作 7.4.1 发电机在开机前、停机后厂站运行值班人员应按现场规程进行有关项目的检查。 7.4.2 发电机应采取准同期方式并列。 7.4.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。 7.5 开关操作 7.5.1 开关合闸前，厂站运行值班人员应确认相关设备的继电保护已按规定投入运行；开关合闸后，应检查确认三相均已接通，三相电流平衡。 7.5.2 3/2 接线方式的厂站，设备送电时，宜先合母线侧开关，后合中间开关，停

42、电时宜先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。 7.5.3 220kV 及以上开关就地操作注意事项： 7.5.3.1 正常情况下，开关均应远方遥控操作，需就地操作时，应三相同时进行，不得分相操作。 7.5.3.2 异常或事故情况下，必须立即断开开关时，可进行就地操作，同时应视系统情况调整运行方式，并尽量缩短开关切“就地操作”方式的时间，操作完毕后应尽快将开关恢复至远方操作模式。 7.5.3.3 原则上禁止用开关进行就地合闸操作。 7.5.4 旁路开关代路注意事项： 7.5.4.1 代路前应将旁路开关保护按所代设备代路保护定值整定并投入运行，试充旁母确认正常。 7.5.4.2 线路开关代路前应停用线路

43、两侧纵联保护，操作完成后应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，测试代路纵联保护通道正常并启用，不能切换的纵联保护应停用。 7.5.4.3 进行代路操作时，合解环过程中应停用环内开关零序保护。 7.5.4.4 旁路开关宜在被代开关所运行的母线上进行代路。7.5.4.5 旁路兼母联开关或母联兼旁路开关进行代路操作前，应先将开关转作旁路开关热备用。 7.5.5 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开

44、关拉开。 7.6 刀闸操作 7.6.1 停电操作应按照开关负荷侧刀闸电源侧刀闸的顺序依次进行，送电操作应按与上述相反的顺序进行。 7.6.2 允许用刀闸进行下列带电操作： 7.6.2.1 系统无接地故障时，拉、合电压互感器。 7.6.2.2 无雷电时，拉、合避雷器。 7.6.2.3 拉、合 220kV 及以下空载母线。 7.6.2.4 拉、合变压器中性点接地刀闸。如中性点上有消弧线圈，应在系统没有接地故障时进行。 7.6.2.5 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将环内开关操作电源退出）。 7.6.2.6 拉、合 3/2接线方式的母线环流（操作前应经省调分管领导同意，并应采用远方操作方式，解环前确认环内所有开关在合闸位置）。 7.6.3 不宜进行 500kV 刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经省公司分管领导同意 7.6.4 严禁带电用刀闸拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器及 500kV GIS 设备短引线。 7.7 线路操作 7.