电网调度知识

电网调度知识（精选8篇）

1.电网调度知识 篇一

电网调度培训总结

为期二天的安徽电网调度运行人员培训学习已经结束，在这短短的时间里大家学到了不少知识，虽然短暂却受益终生。通过学习，我觉得作为一名电厂运行值长需要学习的理论与实际操作、事故应急处理方面知识还有很多，还要在工作实践当中不断地总结和积累经验，使自己的业务水平更上一个新台阶。

通过这次学习的机会结识了一批安徽其他兄弟电厂的同志，通过与他们相互交流，取长补短，不但在业务能力方面有了提高，还在自身水平方面得到了一定的锻炼。

在电网调度员培训学习班中，我们学了《安徽电网继电保护整定计算与运行管理》、《电网事故及异常处理》、《安徽电网调度运行控制管理》、《刀闸操作与调度员工作许可》、《并网运行管理及两个细则考核管理》、《检修计划申报》等方面的知识，通过这次学习使我对电网调度行业有了广泛的了解，对调度运行的重要性有了更深层次的认识。如何正确规范使用调度术语，如何与省调沟通对接，如何执行调度指令，这些是我们值长首先要掌握的内容。在启、停机过程中，值长要提前与调度汇报，加强联系，包括点火前、点火后、申请并网、并网成功、申请解列、已经解列等节点。我们还学习了关于电厂停电计划及检修工作票的申报，具体掌握了申报流程及申报时间规定，避免由于申报不规范而造成的电网考核。作为值长，在发生电网事故及异常时，应该能够指挥值班员进行迅速正确地处理，要求自身必须具备相关业务知识，还要准确把握住事故处理原则，掌握哪些是先汇报后处理，哪些是必须立即处理，但事后需详细向省调解释汇报的内容。两个细则考核是这次培训的重要内容，如何在确保稳发满发的基础上，减少电网不必要的考核，避免无谓的电量损失，是作为值长必须熟知的内容。作为机炉专业出身的值长，我对电气保护知识了解浅薄，这次电网继电保护整定计算与运行管理的学习使我获益匪浅，对更改保护整定值、保护装置状态、如何投停保护、如何更改保护定值等方面的知识有了进一步了解。

短短的两天培训生活远远不够，我要不断地学习消化这些调度知识，进一步提高专业技术素质，加深对调度运行相关制度的理解，正确运用到调度工作中。因为调度工作繁重，问题错综复杂，只有自己提高才能应对日常工作中各种问题，才能有条不紊的指挥协调电网安全、经济、高效的运作。

最后感谢领导给我们这次外出培训学习的机会，我们一定会在自己平凡的岗位中努力工作，奉献自己的力量。

王仕平2017年12月14日

2.电网调度知识 篇二

目前, 关于智能电网我们还没有形成一个统一的概念, 但是根据现在一些发达国家的发展研究来看, 我们可以把智能电网描述为是这样一种新型的电网, 它可以通过现在先进的通讯技术、传感测量技术、计算机技术、信息技术和控制技术等对运行中的电网进行实时的智能控制。智能电网的发展可以实现电网的经济、可靠、安全、高效、环境友好和安全使用, 这对现在的电网运营来说有很大好处的。

目前, 根据我国现在的电网发展情况, 一方面, 我们提出了要建设具有信息化和自动化特征的同时还要以特高压为主体的智能电网的发展, 另一方面, 我们也应该提高电网优化配置资源的能力, 同时也要实现远距离和大规模的电力传输功能, 从而满足经济快速发展对电力的需求。

电网调度具体来说就是对电力运行系统进行的一系列组织、指导、指挥和协调的活动, 它可以保障电力系统的安全, 保证电力生产的秩序, 同时可以实现对环境保护和资源的优化配置。

电网调度的发展历史可以分为经验型调度阶段和分析型调度阶段两个阶段。电网调度自动化是早期的通信系统和电力系统在引入计算机以后扩充功能而形成的一套帮助调度人员工作的自动化系统, 它是以数据采集和监控系统 (SCADA) 为基础, 包括经济调度运行 (EDC) 、自动发电控制 (AGC) 、电网静态安全分析 (SA) 、电网自动化 (DA) 以及调度员培训仿真 (DTS) 等的能量管理系统 (EMS) 。

电网调度可以收集、处理电网运行中时的实时信息, 并且通过人机联系把电网运行状况有选择的显示出来, 完成安全分析和经济调度等功能, 其主要作用包括四点:

1) 电力系统的安全控制;

2) 经济运行参数的辅助计算;

3) 报表的自动打印;

4) 提高系统的运行水平。

现在的能量管理系统不仅在功能上有了很大的改变和创新, 而且其大多数都包括许多高级应用软件, 例如状态估计、网络拓扑、静态安全分析等方面, 在电网运行方面逐步得到了广泛的应用。

然而, 因为受到技术理论的约束, 现在的调度系统没有从综合的决策角度等方面来考虑某些应用的有机结合, 而且它的自动化和智能化程度方面也不是很高。

现在智能电网的发展十分迅速, 应用范围日渐扩大, 传统的自动化电网调度系统也面临着许多的问题主要包括以下几个方面:首先, 我们应该如何建设功能更加强大, 更加智能的调度系统来健全我们的智能电网的发展;其次, 我们如何调节因为电力市场的深化和实施而带来的调度人员的压力增加的问题;最后, 我们如何解决因为大规模的间歇性电源的接入而使的电网调度工作变得更加的困难的问题。

智能电网具有自愈、安全、兼容、交互、协调和高效等特点, 电网调度是智能电网运行的控制神经中枢, 具有十分重要的作用, 它是电网建设的关键环节。先进的电网调度技术可以敏锐的对电网进行监控, 预先感知电网的运行状态, 从而能够对电网控制实现实时自我调节, 更加智能的管理智能电网的运行。

因此, 为了适应智能电网未来的发展方向, 我们对传统的电网调度技术提出了以下需要解决的几个方面:

1) 更高的可靠性与安全性方面的要求。随着科学技术的不断发展, 人们的生活水平越来越高, 这就对电网的运行提出了更高的安全性和可靠性的要求。因此, 随着用户要求的不断提高, 我们应该尽可能的提前发现电网中存在的事故, 运用更加智能化和自动化的方式解决突发事故, 从而提供给用户更可靠的供电运行方式。这就要求我们在电网运行结构中选择最优的运行方式, 提高电网运行的自动化和智能化水平, 建立一种更加合理可靠的电网运行结构, 从而可以减少调度人员处理一般性事故过程中用户的停送电时间。

2) 海量信息处理方面。智能电网要达到其智能应用, 就需要其对运行中的电网进行状态监测、电网分析、事故预警、电网控制等实时信息分析, 这会需要我们采集电网运行中的所有有用信息, 为了采集这些信息我们需要建立对应的一体化信息平台, 筛选并处理相关信息并搭建相关的数据模型库。

3) 新能源与分布式电源的接入方面。能源一直是世界各国都十分关心的问题, 而且, 为了解决世界能源短缺问题, 各国都在致力于研究新能源。例如, 我国目前正在建设的风电基地, 因为风能源具有随机性和不确定性, 所以通过风能来产生电能的这一过程会十分困难, 而且, 如果大量接入系统对于电网的安全稳定等方面来说会是一个很大的安全隐患。因此, 为了保证即使在发生重大事故时也能保证继续供电, 同时也为了减少事故的发生扩大而导致的整个大电网的崩溃瓦解, 我们未来电网的发展应该主要以特高压为主, 同时也可以分解为一系列各自独立的分布式微电网运行, 这样可以保障我们在电网使用方面的高效性和灵活性。

智能调度是未来智能电网发展的必然趋势, 它包括安全可靠、灵活高效、统一协调、经济环保以及公正友好等五个方面的基本内涵。智能调度的最终目标应该是建立一个基于信息同步的网络保护和紧急控制一体化的新理论与新技术, 协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系统和恢复控制系统等具有多道安全防线的综合防御体系, 从而能实现电网运行的智能化发展。

摘要：智能电网是未来经济和科技发展的必然结果, 智能电网的发展必然会引起电力工业的革新和变革, 它具有广阔的发展前景, 是未来电力系统的发展的必然趋势。其中智能调度是目前电网调度自动化系统发展的最新方向, 也是其电网建设环节的重要组成部分。

关键词：智能电网,智能调度,电网调度

参考文献

[1]艾琳, 华栋.电力系统智能型调度[J].电力自动化设备, 2008.

[2]陈树勇, 宋书芳, 李兰等.智能电网技术综述[J].电网技术, 2009.

3.浅谈电网经济调度 篇三

【摘 要】随着电力系统的发展，电力系统的安全经济运行已成为电网运行中的重大课题。电网经济运行又称电网经济调度，它是在保证安全、可靠运行和满足电能质量、用电需要的前提下，根据经济调度的基本原理，制定各厂之间或机组之间的最优负荷分配方案，使整个电网的能耗或运行费用最少，从而获得最大的经济效益。

【关键词】电网 经济调度 供需平衡

电力调度作为电力企业的生产指挥机构，在保证电网安全运行的情况下，要树立经济效益意识，充分利用各种手段进行经济调度、力争多供少损、降损节能、不断提高企业经济效益，为整个电力企业的生产经营的发展作出贡献。作为一名调度员，要深刻认识到经济调度工作的重要性，在日常工作中要具有强烈的事业心和责任心，牢固树立经济调度意识，要重点从以下几个方面加强电网经济调度：

1 科学、合理安排电网运行方式，保证电网安全、稳定、经济运行

电网运行方式安排是否科学、合理，是影响电网各种功率损耗和能量损耗的重要因素，合理的电网结构是电力系统安全、经济运行的重要物质基础，运行性措施主要是指调度部门在每年的电网年度方式安排上就应充分考虑各方面的因素，合理安排检修，在已运行的电网中，合理调整运行方式以降低网络的功率损耗和能量损耗。如改善潮流分布、调整运行参数、调整负荷、合理安排设备检修等，使整个电网一直处于一种经济可靠的状态下长期稳定运行，以满足社会企业和居民对电力商品在各方面的要求。

2 提高负荷预测的准确性，做到供需平衡

系统负荷预测的主要内容有：计划期内电量、电力、负荷曲线等。年负荷猜测曲线是电网内设备检修安排的依据；日负荷猜测曲线是确定电网协调，电网调峰，联络线交换功率的重要依据，典型的负荷曲线则是发展计划中安排调峰电源建设和变电站主变容量选择计算的重要依据。国外对日负荷猜测常用先做出参数负荷曲线再猜测计划负荷与参数负荷间的剩余偏差，以此对参数负荷进行修正。

根据界首电网实际情况，负荷预测工作是以前几天的系统运行情况和未来两天的天气、检修工作来进行分析和预测定值，如前一天的负荷曲线、系统运行设备状况，对于10kV、35kV线路突发性故障，系统力率运行情况，电网运行方式、潮流分布等均可作为负荷变化的具体手段。加强负荷预测的工作，我们还可结合本县大工业、企业用电特点，细化负荷预测，通过及时沟通与大客户沟，了解大的用电户负荷情况，生产厂家（化肥厂）运行方式，自备发电出力是否满机运行等。为得到合理、可信的负荷预测结果提供保证。

3 降低网损，提高电网经济性

降低网损的措施分为两类：技术措施和组织措施。其中技术措施包括：建设性措施和运行性措施。

3.1建设性措施需增加投资费用，主要有：①增建线路回路，更换大截面导线。②增装必要的无功补偿设备，进行电网无功优化配置。③规划改造电网结构，升高电网额定电压，简化电压等，既是增加传输容量的重大措施，又是降低网损的重大措施。

3.2运行性措施主要是指在已运行的电网中，合理调整运行方式以降低网络的功率损耗和能量损耗。如改善潮流分布、调整运行参数、调整负荷、合理安排设备检修等。①提高用户的功率因数，减少线路输送的无功功率。根据输电线路经济运行方案，确定电网线路最经济的供电方式，作为正常运行方式，并严格执行。对于因负荷、潮流变化而需要经常变动的线路供电方式，必须根据猜测负荷和实际负荷及时做好安排，采取措施尽量避免或减少非正常方式的时间。②加强无功治理，实行无功经济调度。由于无功功率在网络中传送则会产生有功功率损耗。调度员要认真做好电容投退和主变调档工作。调度必须与生技部门相互配合，对各变电站电容器补偿容量进行合理计算调整，最好采用可调式密集型电容器。③加强变电站主变压器的经济运行治理。对于有两台及以上主变的变电站，由于变压器之间技术特性存在差别，以及变压器的有功损耗和无功损耗是随着负荷成非线性变化的，因此在变压器运行方式之间就存在选取技术参数好的变压器和最佳运行方式的问题。当变压器经济运行方式的临界运行区确定下来以后，要求调度员和变电站值班人员密切注重负荷变化，随时调整变压器的运行方式。这里需要注重的是要控制每日操作次数，减少频繁的操作。

4 加强电网经济运行分析工作

调度应与有关部门配合，充分利用现有技术手段，加强电网运行的历史数据的收集整理、分析，做到坚持每月一次经济运行分析会议，针对电网运行中设备检修情况、设备运行情况、供电电量、电容器投退、网损等进行综合分析、统计，找出治理中存在的问题，通过制定改进的措施，加强电网经济运行研究工作，使电网长期处于最经济方式下运行。实践证实，加强对电网的经济运行分析是治理好电网经济运行的有效手段之一。

电网经济运行中的各种调节和控制措施，都必須考虑到调节后的电力系统的安全性。要考虑到电力系统运行的可靠性、安全约束，如必须使设备运行参数在答应范围内，必须使通过线路的功率和电流在安全限额以下，或者是线路两端功率角保持在电力系统稳定运行的范围内等等。假如发生电力系统安全受到威胁的情况，就必须在电力系统运行的经济性、电能质量和安全性之间取得协调，以求得在满足安全运行条件下的最大经济性和最好的电能质量。

5 合理安排设备检修，提高供电可靠率

供电公司都有运方检修专职，定期安排年度和月检修计划，通过与检修、变电、送电部门的协调，统筹兼顾，合理安排检修方式。尽量避免重复停电现象发生，缩短停电时间，以增加供电量。根据负荷变化情况和实际运行方式，尽量减少方式倒换的时间和需要倒换的负荷。对于申请的检修项目和检修时间做好审批工作，不符合安全和经济要求的检修一律不安排，严格控制临时检修；在检修期间要做好监督工作，对于正在采用的不经济方式做到心中有数，督促检修单位严格按审批时间工作，不得随意延长；调度员应时刻关心检修进度，询问现场，大致把握完工的时间。在检修运行方式下，网络的功率损耗和能量损耗比正常运行方式时大。加强检修的计划性，配合工业用户的设备检修或节假日安排线路的检修，缩短检修时间，实行带电检修等，都可以降低检修运行方式下的网损。

4.电网调度学习小结 篇四

基层是企业稳步发展的基础，基层安全生产更是有着举足轻重的地位，100-1=0是无数血的教训，这就要求一线员工高度重视安全生产。师傅的言传身教感染着我，让我对自身的工作有着一股敬畏的态度，丝毫不敢马虎懈担师傅拿安全生产与个人健康做形象的比喻，身体健康是个人发展的“1”，安全生产是企业发展的“1”，没有这个“1”，后面再多的“0”也还是“0”。《安规》的内容应驾熟就轻，了然于心。只要是上班时间，就要提醒自己随时保持清醒，提高警惕，遇到问题时，首先要保持冷静，注意力高度集中，超出自己能力范围的不要蛮干逞强，善于向技术过硬、经验丰富的骨干员工寻求帮助。

在电力系统运行中,电力调度是电网运行管理、倒闸操作和事故处理的指挥机构,每个调度员是保证电网安全运行、稳定运行和经济运行的直接指挥者。在电网运行中,任何不规范的行为,都可能影响电网安全、稳定运行,甚至造成重大事故。如果电力调度员发生误判断误调度引起误操作,将会给家庭、企业和社会带来不可估量的人身、经济损失和政治影响。

5.省电力公司电网调度规程 篇五

第一章总 则

第1条 为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合省电力公司调度电网实际，制定本规程。

第2条 省电力公司调度电网系指由省电力公司境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。

第3条 本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。省电力公司调度电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

第4条 省电力公司内与省电力公司调度电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。

第5条 省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。第6条 省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。

第7条 本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理

第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1． 按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。2． 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。

第9条 省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。

省电力公司调度的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。

3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。

7、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制省电力公司电网发、供电计划和技术经济指标，参加南方电网运行方式的计算分析。

8、负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请书，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责省电力公司电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制省电力公司电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

14、参加电网规划、系统设计的审查，负责组织管辖范围内的继电保护及安全自动装置、电网调度自动化系统的规划、改造、选型及实施工作。负责组织管辖范围内的通信信息系统的改造、选型及实施工作。

15、负责编制省电力公司电网事故和超计划用电的拉闸限电序位表，并报经本级人民政府有关部门批准后执行。

16、参与电力市场规则的制定，负责技术支持系统的建设，负责省电力公司电网电力市场交易的组织、实施和电力电量考核。

17、组织调度系统各专业人员的业务培训，开展有关专业活动。第10条 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；实施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、维护全网和本地区（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调度核准。

5、负责制定、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和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）级电网调度机构调度管辖范围，经本级电网经营企业批准，并报省调备案。

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

10、负责实施本地区（市）电网和所辖县（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

11、负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。第11条 县调的主要职责

1、负责本县（市）电网的调度管理，实施上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网的有关规章制度。

2、维护全网和本县（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和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。

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

6、负责实施本县（市）电网继电保护和安全自动装置、自动化系统的规划、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。第二节 调度管辖范围的划分原则

第12条 调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。第13条 省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。地调与县调之间调度管辖范围划分，由相应地调确定。

第14条 省调调度管辖范围一般为：

1.纳入省网电力电量平衡的并网发电厂。2.220kV及以上变电站。3.220kV及以上输电线路。

第15条 省调调度管理设备一般为地调或发电厂管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。

2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

第18条 凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。第19条 调度管辖范围具体划分见有关划分通知。第三节 调度管理制度

第20条 值班调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，在调度管辖范围内行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）。3.变电站（集控站）站长、值班长。

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

第22条 省调的“可接令人”受省调值班调度员的调度指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。

第23条 任何单位和个人不得干预调度系统的值班人员发布或执行调度指令。调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过省调主管领导或调度负责人传达给值班调度员。

发、供电单位领导的指示或命令，如涉及到省调管辖权限时，须经省调值班调度员许可后方能执行。

第24条 未经省调值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖和管理范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按现场运行规程处理，处理完毕后应立即向省调值班调度员汇报。

第25条 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。

第26条 地调值班调度员和厂站值班人员在接受省调调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的省调值班调度员报告，当省调值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的省调值班调度员，并向本单位主管领导汇报。

第27条 属于省调管辖范围内的设备，根据需要，在省调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。

第28条 因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。

第33条 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。

2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。

3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

5.当需对无人值班变电站进行现场就地操作时，操作人员应在规定的时间内到达现场完成操作。

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按有关法律、法规和规定进行处理。

1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。

第四节 运行方式的编制和管理

第38条 省调应按年、月、日编制系统运行方式，以及其它需要的特殊运行方式（含保供电方案），并满足调度管理的基本要求。

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。

2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容包括： 1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。

8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。省电力公司电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准： 1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：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：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

4.电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应经有关部门同意。第43条 发、供电调度计划

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。

2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。

3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。

2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

5）有关的供、用电合同（协议）。6）上级下达的供、用电计划。7）国家有关供、用电政策。

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

1.发电厂必须按照日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率。2.发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理： 1）发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。

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，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组： 1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

5）由于天气等原因使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。7）威胁电网安全运行的紧急情况。第五节 水库调度管理

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。

2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。

3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经 6 批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。

3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

4.水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70～75%。对水库运用方式和安排，须根据水雨情和水库下游的情况及时调整水库发电方式。

第47条 水库调度基本原则

1.在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

3.在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部调度。特殊情况，经上级批准，可拦截洪尾，适当超蓄。防洪限制水位以下，由省调调度。

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

5.各水调分中心应做好有关设备的维护和管理，确保数据准确可靠传输至省调。第六节 设备检修管理

第49条 发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。省电力公司电网计划检修安排原则：

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。

2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

3.设备计划检修原则上应在不影响发供电的情况下进行。4.设备检修应抓好计划管理，避免重复停电。

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。

6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

第50条 检修工作按性质分为计划检修、临时检修、事故检修三类。1.计划检修分年、月两种。

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。

月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修： 指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请： 一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。

对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

第52条 各发、供电单位应明确计划检修归口管理部门，负责对同一设备的不同检修项目和不同部门的检修工作进行综合平衡、协调，防止重复停电检修；并归口向省调办理省调管辖、管理设备检修申请，由省调平衡、协调。凡属电网联络线计划检修相关发电、供电单位必须配合进行，避免重复停电检修。

凡遇基建工程需要在役设备停电或改变运行方式者，按检修停电申请手续向相应的调度部门申请。

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。

临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

3、与已批准的检修工作相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。

第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理

第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。

4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。

3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。

5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

2.地区下负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，于本年末60天前报省调。下月度负荷预测于本月末10天前报省调，日负荷预测应于前一天的12：00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前5天报省调。

第61条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。在事故情况下，地调应执行省调下达的限电方案。

第八节 新设备投运管理

第62条 新建、改（扩）建工程以及地区电网或电厂（机组）并网前，应按调度管辖范围划分向相应调度机构办理申请入网手续，并按规定在并网前3个月向调度部门提交技术资料（见附录四）。

第63条 凡接入省电力公司电网的地区电网或电厂（或机组），应遵守《电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》和集团公司颁《省电力公司省地方发电厂（网）与省电网并网运行的规定》（试行）。并网前，应本着平等互利、协商一致的原则签定并网协议、调度协议、供用电协议等。调度机构在收齐有关计算资料后，需进行潮流、电压、稳定、短路电流、继电保护及安全自动装置等计算、校核，于该工程投产前1个月书面提交建设单位有关计算、校核结论。

第64条 新设备投产前应具备下列条件：

1.必须符合国家颁布的新设备启动验收规程规定，并经启委会同意或建设单位和运行单位签字认可。

2.必须满足电网安全稳定运行的要求，执行调度机构提出的方案和意见，确保设备安全并入电网运行。

3.设备参数测试正常。

4.生产准备工作就绪，运行人员已经技术培训考试合格，并经调度机构资格认证；规程制度及有关技术资料齐全。

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入省电力公司电网水调自动化系统。

6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。

省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

3.新设备调试、投运过程中有关继电保护及安全自动装置的要求及注意事项。4.通信、自动化要求及注意事项。5.其他有关事宜。

第66条 新设备投产前有关调度机构应做好的准备工作： 1.修改电网一次接线图和二次保护配置图。

2.修改调度模拟盘，修改或增补有关电网调度自动化的接线图。3.修改设备参数资料。4.建立和修改设备档案。

5.修改短路容量表，制定稳定运行规定。6.调整保护整定方案。7.其它准备工作。

第67条 新设备投产前调度员和有关人员应及时深入现场熟悉设备，现场运行方式，运行规程和事故处理规程等，并做好事故预想。

第68条 凡新建、改（扩）建设备自得到调度员指令并同意接入电网试运行起，该设备的试运行即应遵守本规程的有关规定；该设备验收并移交生产单位后即纳入调度管理并应遵守本规程的一切规定。

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，省电力公司电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下应满足南网总调的要求。第72条 省电力公司电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

第77条 对省际联络线潮流或系统频率有较大影响的大用户在负荷大幅度调整之前必须征得省调调度员的许可。

第78条 当省电力公司电网与南方电网的联网方式发生变化时，省调调度员要及时通知地调和主要发电厂。

第79条 省电力公司电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频 10 厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

第81条 当省际联络线出现大幅度功率波动，联络线监控电厂应及时汇报省调。第十节 电网电压调整和无功管理

第82条 省电力公司电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

1.确定电压考核点、监视点，并根据电网的发展进行必要、适当的调整。原则上省调管辖的所有220kV及以上母线均作为电压监视点，其中的80%作为电压考核点。

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。

5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

第84条 省调负责管辖范围内的无功平衡分析工作以及在相关各地区电网的无功分区平衡的基础上组织进行全网无功平衡分析工作，并制定改进方案和措施。第85条 各厂、站的运行人员负责监视并按给定的无功、电压曲线控制各级母线运行电压在曲线范围内。

1.高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近上限运行。

2.低谷负荷时，按发电机允许的最高功率因数，降低发电机无功出力，使母线电压逼近下限运行。

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。

4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

5.当母线电压超出电压曲线规定值，可不待调度指令自行调整发电机无功出力，使母线电压恢复至电压曲线允许范围，若经调整仍超出规定值，应立即报告省调值班调度员。

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

1.调整发电机、调相机无功出力、投切变电站电容器组或低压电抗器，达到无功就地平衡，或开停备用机组。

2.在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头时，可以带负荷调整主变分接头运行位置。

3.在保证系统稳定运行的前提下，适当提高或降低送端母线运行电压。4.调整电网运行方式，改变潮流分布或限电。

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整： 1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。

2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完后电压仍偏高时，方能调整变 11 压器分接头断路器，降低电压。

3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。

第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

2.每月20日前按要求报送典型日（15日）地区有功、无功负荷曲线，电压曲线，电容器组运行实测资料。

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

3.分析正常和特殊方式下，调压工作存在的问题并提出改进措施。若遇突出问题，应对所下达的电压曲线进行及时调整。第十一节 电网稳定管理

第90条 稳定运行管理的主要任务是：掌握电网的稳定性情况，按《电力系统安全稳定导则》要求，制定和实施保持电网稳定运行和异步运行后再同步措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。

第91条 稳定运行管理的主要内容：

1.对各种运行方式的稳定情况进行计算分析提出合理的运行方式。2.提出主干联络线或断面的动态和暂态稳定最大控制功率极限。3.提出稳定措施方案，经电网稳定工作小组批准后督促实施。4.对电网重大事故进行稳定性校核计算分析，并提出相应对策。5.对安全稳定装置的动作情况进行统计分析和评价。第92条 电网稳定职责分工

1.电网稳定工作由电网稳定领导小组统一领导，分级管理，分层负责。各级调度及接入电网的发供电企业承担相应责任。

2.凡在电网内从事电力规划、设计、建设、生产、科研、调度等工作，均应遵守电网稳定管理的有关规定。

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理及稳定事故分析计算，配合有关部门检查稳定措施落实情况。第93条 电网稳定计算管理

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。

2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。

5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

6.为了确保全网的安全稳定运行，省调对地区电网提出的潮流输送极限、运行方式、继电保护、稳定措施等要求，各地调须遵照实施。

第94条 220kV及以上电压等级的系统，当速动保护退出将影响电网安全稳定运行时，须经主管领导批准。

第95条 省调在编制年、月、日运行方式或新建发、输、变电设备投产前，应根据电网的实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出保证电网稳定的措施和注意事项。

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。

第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。

第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

第100条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。省调继电保护部门对全网继电保护专业进行行业管理，其职责是：

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

3.参加新建工程及系统规划的继电保护及安全自动装置的审查工作。组织或参加对属于技改工程的继电保护及安全自动装置的审查工作。

4.负责电网继电保护及安全自动装置动作情况的分析、统计评价和运行总结。组织或参加对不正确动作的原因进行调查、分析。

5.监督继电保护及安全自动装置反事故措施、重大技术措施与技术改造方案的制定和实施。监督继电保护及安全自动装置整定方案、运行规程、检验规程等的修编与实施。

6.对接入省电力公司电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。

7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 省电力公司电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

第103条 针对继电保护出现的临时问题，继电保护的临时处理措施由继电保护部门编制，主管领导批准后执行。

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。

第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。

第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

第107条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的投、退按省调值班调度员的命令执行，任何人员不得擅自进行投、退操作。

第108条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的定值按省调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与省调值班调度员核对无误后，方可投入运行。

第109条 省调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的继电保护及安全自动装置，其定值不是省调下达的均由设备所属单位管理，这些继电保护装置的投、退由现场运行人员按规程规定执行。

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。

第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。

第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。

第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

1.500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2.直馈线路的电源侧采用三相重合闸；

3.110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定，一侧投检同期，另一侧投检无压。

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第117条 电网发生事故时，现场值班人员应先记录好继电保护及安全自动装置的全部动作信号，并经第二人复核无误后，方可将信号复归。继电保护及安全自动装置动作情况须及时汇报省调值班调度员。

第118条 在电网发生故障后，必须及时将省调管辖设备的继电保护及安全自动装置动作情况、打印报告、故障录波器录波波形图上报上传省调，并将故障测距结果汇报省调值班调度员。在电网发生故障后的5天内将继电保护及安全自动装置打印报告、故障录波器录波波形图现场打印报告报省调。

第119条 继电保护及安全自动装置整定及配置应符合相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。

第120条相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护及安全自动装置整定方案和运行说明的依据：

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

2.系统最大有功及无功潮流，母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。

2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。

3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。

4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

5.运行现场必须妥善保存当前使用的继电保护及安全自动装置定值通知单，并定期进行核对。

6.由于运行方式变化，需要临时改变继电保护及安全自动装置整定值时，按临时定值通知单执行。

第124条各单位应按《继电保护及安全自动装置统计评价规程》的要求，加强运行分析和统计评价工作，按月统计分析并填报。保护动作情况月报表、省调调度管辖范围内线路纵联保护、母差保护投入率统计月报表，保护定检完成情况月报表等，各单位应于每月5日前报送省调。

第125条 电网安全自动装置的初步设计方案须取得调度部门同意，控制策略需经调度部门审定。

第126条 安全自动装置的维护与检验由设备所属单位负责，各单位须按相关规程对装置进行检验。

第127条各单位应于每月5日前将省调管辖的安全自动装置的异常、动作情况进行统计分析，并报送省调。

第128条省调管辖系统安全自动装置由省调负责定值下达和指挥装置投、退。未经省调许可，不得更改装置定值和装置的运行状态。

第129条省调管辖范围内安全自动装置定值单由省调下达至相应单位，现场定值单必须与省调值班调度员核对无误后方可执行。

第130条 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应及时报告省调值班调度员。装置缺陷应及时处理。

第131条 必须保证低频、低压减载装置、区域型稳定控制装置所切负荷容量，不得因使用备用电源自投装置而影响切负荷容量。不得擅自转移装置所切负荷，在新方案申报年内，如所切负荷容量减少，必须及时补充相应的切除容量，并报省调备案。

第132条各供电单位须实测每季度典型日（2、5、8、11月的15日）4：00、10：00、15：00、20：00共4个点时的低频、低压减载装置控制的实际负荷，做简要分析后于次月5日前以报表形式报送省调。

第133条 省调根据南方电网低频减载方案及本网的实际情况，每年对各地区各轮低频、低压减载切负荷容量进行调整。低频、低压减载切除容量既要满足省网按级按量的要求，还应满足地区网与主网解列后稳定运行的要求。

第134条 站间通信是区域稳定控制装置的重要组成部分，相关单位必须确保通信的可靠畅通。

第135条 发电机组自动励磁装置及PSS功能正常应投入运行，如需检修或试验停用，应得到省调批准。

第十三节 调度自动化管理

第136条 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。第138条 各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统、集控站（中心）自动化系统及其相关设备。

3.远动专用变送器、遥控、遥调执行继电器、输入和输出回路的专用电缆及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元。

4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

5.电力调度数据网络设备（路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆。6.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。

第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合省电力公司电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。

8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。

9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。

10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班 16 制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

第143条 设备的运行维护由设备所在地单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的准确、可靠，应作好设备的定期巡视、检查、测试和校核。每年至少进行一次厂站例行遥信传动试验工作，并与省调核对遥测、遥信。凡投入系统正式运行的设备，均应建立岗位职责，明确专职维护人员。值班人员发现设备故障或接到设备故障通知，维护单位必须立即派人赶到现场处理。电网发生事故后，自动化专业人员应认真检查、核对和记录。

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

第146条 各级值班调度员或运行值班人员以及相关使用部门发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理，自动化值班人员应及时处理并做好记录。

第147条 为确保发电厂和变电站远动设备可靠运行，应配备专用不间断电源（UPS）或厂（站）内直流电源；为防止雷电或强电磁场干扰，在远动设备至通信设备的输出接口应加装避雷和电隔离设施。

第148条 投入运行的调度自动化设备不得随意更改和变动。远动设备的远动信息增减或改变、遥测量定标值的改变等，须经上级调度自动化机构同意方可实施。关口计量点换表、移表、校表、电能量采集装置的电话号码改变等，应首先向省调自动化部门提出申请报告，经审批核准后方可进行，并把变动的实际结果通知有关单位。

第149条 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道，应由通信管理部门提出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并提前书面通知相关调度部门及自动化运行管理部门，经批准后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢复运行。

第150条 各级调度自动化部门直接管理的信息范围应与调度管辖的一次系统范围相适应，并且要求自动化信息直接传送至相关的调度部门。根据高级应用软件（负荷预报、状态估计、静态安全分析、调度员潮流等）的需要，各级调度除必须掌握直调的信息外，还必须掌握非直接调度的厂站及系统的部分信息，这些信息由相关的调度自动化部门转发，自动化信息应根据省调的统一规定进行分层传送。

第151条 各级调度自动化部门、发电厂应建立严格的值班制度，并按规定向上级调度自动化管理部门报送远动和调度自动化系统运行月报。每月第4个工作日前将上月报表按要求报省调调度自动化部门。运行管理部门根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

第152条按电网要求需具备AGC功能的发电厂，新投产机组在并网调试期间应完成AGC功能试验及系统调试，并在机组移交商业运行时同时投入AGC控制。AGC功能在投运前，必须制定本厂的AGC运行规程，并报省调备案。

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。

第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。

第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经 17 省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。

第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

第158条 系统关口计量是负荷管理、计费、网损考核的主要依据，是实现厂网分开、竟价上网，保证省电力公司电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了省电力公司电网电能量计量系统，为保证该系统的正常运转，各单位应落实责任人，认真加强管理，保证电能计量的准确。

第159条 系统关口计量点、计量方式及电量计算方法按有关规定执行。关口计量表日常计量电力电量由省调实行管理。关口表换表、移表、校表、代供等应先报告有关职能管理部门，并有临时的表计或方法可供计量后才能工作。关口计量点（厂、局或变电站）值班人员必须记录好换表、移表、校表、代供前后的电量读数、时间，并书面报告省调。

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和符合省电力公司电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。

第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入省电力公司电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

第163条 各厂、局要有计量归口管理部门。关口计量点所在厂、局、变电站值班人员或负责人员应加强对表计、采集器、调制解调器、规约转换器电源、相关电源、通信线的日常巡视工作，发现问题及时报省调和相关管理部门。第十五节 调度通信管理

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。

第165条 省电力公司电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

第166条 省电力公司电网通信系统的运行与管理实行“统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体”的原则。各级通信管理、维护部门必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度管理条例》、《电力系统微波通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程规定，确保通信系统的正常运行。

第167条 省调是省电力公司电网通信职能管理部门，负责全网通信的规划、组织和协调工作，负责全网通信电路的专业技术管理和技术监督工作，代表集团公司在技术、运行维护上归口管理省电力公司电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查省电力公司电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制省电力公司电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

4、负责协调省电力公司电网通信系统运行中出现的重大问题。会同安全监察部门参加电力通信系统的事故调查和事故分析。

5、负责省电力公司电力通信系统技改大修项目的管理，参加审查工程项目计划、技术改造计划及其技术方案。

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

8、负责集团公司无线电管理委员会的日常管理工作。负责统一归口管理省电力公司省行政区域内电力系统各发、供电单位的无线电管理工作。负责集团公司通信频率的管理工作。

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。第168条 云电信息通信股份有限公司接受省电力公司电力集团有限公司的委托，负责省电力公司电力通信系统的运行维护。

第169条 运行的通信系统必须满足可靠性、稳定性、实时性的要求，保证电网安全稳定运行。

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。

第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。

第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

第173条 通信系统计划检修原则上应与电网一次系统的计划检修同步进行。计划检修、临时检修、事故检修按本规程规定的设备检修管理办法执行。

第174条 当通信系统进行临时检修将对调度生产业务造成瞬时或短时影响时，通信运行维护部门必须提前通知省调当值调度员，并征得当值调度员同意后方可进行操作。

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

1.电力线载波通道的耦合电容器、线路阻波器、接地隔离开关、绝缘架空地线的巡视、维护、拆装，由各运行维护单位高压电气专业负责。

2.电力线载波通信用的结合滤波器、高频电缆的维护和接地隔离开关的操作由通信（或运行）人员负责。

3.电力线载波通道的耦合电容器的实验，线路阻波器工频特性实验和保护避雷器特性实验，由各运行维护单位高压电气专业负责，线路阻波器的频率调整和高频特性实验则由通信专业负责。

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分： 1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆 线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

2.普通架空光缆、管道光缆以及从变电站门型架（或中继站OPGW终端塔）光纤接续箱至通信机房的进场光缆由通信部门负责。

第179条 新建工程竣工验收前必须经过试运行，由运行部门提供试运行报告。在工程竣工验收时，应提供完整的竣工资料。

第180条 运行统计及评价按照《中国南方电网通信管理暂行规定》要求执行。《电力系统通信管理规程》DL/ T 544—94要求执行。运行统计报表每月2日前报送省调。第三章 运行操作 第一节 操作制度

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第182条电网的运行操作分为倒闸操作、工况调整、二次设备的操作等。倒闸操作是将电网或设备由一种状态（运行、热备用、冷备用、检修）转换到另一种状态。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要是指调整频率、电压、负荷、潮流、相角差等。

第183条 值班调度员应优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发布电网操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善，并拟定必要的事故预想和防止事故的对策。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

8.对500kV、220kV系统的操作，应尽量按照有关规定、要求，防止发生工频、操作、谐振过电压。

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。

第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

1.综合令：只涉及一个单位完成的操作，可下达综合令。发令人说明操作任务、要求及操作设备的起始、终结状态，具体操作步骤和内容由受令人根据有关规程自行拟定。

2.逐项令：凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须逐项下达操作指令，受令人必须严格按照发令人下达的指令顺序执行。未经发令人许可，不得越项操作。

第185条 省调值班调度员在发布省调管辖设备操作指令前，应预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据省调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票。

第186条 省调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置时，由省调调度员下达对装置的功能性要求，厂站人员按现场运行规程操作，满足功能性要求。

第187条 操作接令人汇报省调值班调度员的操作结果必须是经过现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地隔离开关、二次设备等的实际状态正确，负荷、电流、电压、保护切换回路等正常。

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

3.双重命名制度：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可。“×××kV（设备名称）×××（设备编号）”

4.复诵制度：调度员发布调度指令完毕或现场运行人员汇报执行操作的结果时，双方均应重复一遍，核对无误后，方可允许进行操作。

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

第189条 省调值班调度员发布的操作令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，省调调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）发给其他人员。

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

第191条 除第190条所列情况外，其余倒闸操作均须填写操作票，并严格按操作票执行。对于必须使用操作票进行的倒闸操作，严禁无票操作。第192条操作票填写要求：

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。

2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。

2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。

3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。

4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

第194条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第195条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂拆接地线、“约时”开工检修。

第196条 省调管辖范围内无人值班变电站的倒闸操作及事故处理由省调值班调度员对其集控站（中心）值班人员下达调度指令。集控站（中心）值班人员负责执行省调值班调度员下达的调度指令，对于无法进行远方操作的倒闸操作由其管辖的操作队进行操作。

第197条 接地隔离开关（地线）管理规定：凡属省调管辖线路，省调值班调度员下令操作的线路接地隔离开关（地线），由省调操作管理；出线隔离开关以内的接地隔离开关（地线），须经省调许可后，由厂、站值班人员操作管理；检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第二节 基本操作

第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。

2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。6.断路器操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

3)倒母线操作等，拉、合经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作保险电源切除）。

4)拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。1.1.1.1.26 超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。2.500kV隔离开关不能进行下列操作：

1)带负荷拉、合短引线（如需操作，须请示主管领导）。2)向母线充电或切空载母线（如需操作，须请示主管领导）。

3)严禁用隔离开关拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路及电容式电压互感器。

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。

4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作

1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。

3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。

2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。

第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。

2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。

3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

4.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差220kV一般不应超过25度，500kV一般不应超过20度。

5.凡属地调调度的35kV、110kV环路操作，若环路内有省调的管辖或管理设备，应事先向省调调度员问明是否是同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由有关地调负责考虑。第203条 线路操作。

1.环状或并联运行线路中的一部分线路停（复）电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。

2.线路停（送）电操作原则：

1)高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。

3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

3.3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路器，后合中间断路器，停电时相反。

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。

6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作地区所有安全措施确已拆除，方 23 可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。

9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作

1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同； 2)短路电压比相同； 3)接线组别相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时，应先拉开负荷侧（或低压侧）断路器，再拉开电源侧（或高压侧）断路器； 500kV联络变压器，必要时也可先从220kV侧停（送）电，在500kV侧合（开）环或并（解）列。

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并联变压器。5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。

6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。

2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停、送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电引起电压互感器二次保险熔断（跳），避免继电保护失压或安全自动装置误动作。4.用母联断路器对空母线充电：

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。

6.对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。

第206条 线路零起升压操作。

1.零起升压用的发电机应有足够的容量，对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

2.零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路断路器的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护； 3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

1.省电力公司电网与南方电网互联运行且需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入联络线和频率偏差控制模式（TBC）。

2.省电力公司电网与南方电网互联运行且不需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入恒定联络线交换功率控制模式（FTC）。

3.省电力公司电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。

5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。

第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

1.尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。

2.用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

4.尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户应优先恢复供电。5.调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

第209条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可；为防止事故扩大或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。

4.发电厂、变电站执行经批准的保厂用、站用电措施。5.电压回路失压时将有关继电保护和自动装置停用。

6.本规程及现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。第210条系统事故处理的一般规定：

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

2.系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

3.事故单位的值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；非事故单位应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

5.为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。

6.在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。

第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。第二节 系统频率异常及事故的处理

第212条 省电力公司电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2Hz时，省调值班调度员应及时检查省际联络线功率是否偏离规定值。如为省电力公司电网责任，应迅速调整出力，在15分钟内使其满足规定。电网频率异常期间，若省际联络线潮流超过稳定极限，省际联络线控制厂应无需等待省调通知而尽一切能力将联络线潮流控制在稳定极限内，然后汇报省调；其余发电厂和地调不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

当省电力公司电网事故，省际联络线出现有功、无功潮流倒送，则省际联络线控制厂应不待省调指令立即增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)外，并同时立即汇报省调当值调度员处理。省调当值调度员应立即指令其他电厂增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)。防止省电力公司网电压降低和发生省际联络线反向过载或稳定破坏解列事故。

第213条 省电力公司电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则： 1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。

2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时： 1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。

第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。

3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿 26 设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

第217条若母线电压低于85%额定电压而又无法调高时，发电厂可执行已批准的保厂用电措施；装有低压切负荷装置厂、站，如果装置该动而未动，则应不待省调指令将该线路拉闸，防止电网电压崩溃。

第218条当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时：

1.发电机功率因数必须高于0.95，具有进相运行能力的发电机、调相机及时进相运行。2.电容无功补偿装置及时退出，（视情况）投入低抗运行。3.改变电网运行方式或退出某些充电空线。

4.装有有载调压变的厂、站可带负荷调整变压器分接头。

第219条当电压监视点、控制点电压高于调度电压曲线值的105%及以上，各厂、站值班人员应立即采取调整无功补偿装置、降低机组无功出力等措施降低电压，同时报告省调值班调度员。省调值班调度员应立即进行处理，在1小时内使电压恢复到调度电压曲线值的105%以内，其中应在30分钟内使电压恢复到额定电压的110%以内。第四节 线路事故处理

第220条 单电源直馈线断路器跳闸，如无明显的故障迹象（如爆炸、火光等）：

1.自动重合闸装置拒动时，可不待调度指令立即强送一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）。

2.自动重合闸动作不成功时，现场值班人员应立即报告值班调度员。值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

第221条 220kV系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则：

1.投单相重合闸的断路器，单跳重合成功，现场值班人员应立即将动作情况报告省调值班调度员。

2.投单相重合闸的断路器，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况报告省调值班调度员，省调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次；强送成功则对侧断路器经同期并列或合环。

第222条 线路跳闸后，省调值班调度员可采取强送电方式，加速线路恢复运行，强送电时应考虑：

1.检查有关邻近线路的输送功率在规定范围以内，必要时应降低有关邻近线路的输送功率至允许值，或采取提高系统稳定度的措施。

2.强送前应该考虑是否存在过电压的情况并予以避免。3.根据系统运行方式，合理选择强送端。

4.现场值班人员应对跳闸线路断路器及线路有关设备进行外部检查，同时应将断路器跳闸后，按现场规程可否送电的意见，向省调值班调度员报告。5.强送端断路器必须具有完备的继电保护，强送端变电站的变压器中性点必须是接地系统。第223条 线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可指令用发电机组对线路进行零起升压，若零起升压失败时，应立即通知有关单位事故抢修。

第224条 当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可退出该保护，再强送一次。

第225条 有带电作业的线路故障跳闸后，送电规定如下：

申请带电作业的单位未向省调值班调度员提出申请故障跳闸后不得强送者，仍按上述“线路 27 事故处理”办法进行。

申请带电作业的单位向省调值班调度员提出申请要求停用重合闸、故障后不得强送者，省调值班调度员应得到工作负责人的同意后才能强送电。申请带电作业的单位在线路不论何种原因停电后，应迅速与省调值班调度员联系，说明能否进行强送电。

第226条 线路故障后，省调值班调度员发布事故查线或事故抢修指令时应说明：

1.线路是否带电。

2.若线路无电是否已做好安全措施。

3.省调值班调度员应提供继电保护动作情况及故障测距数据，供巡线单位参考。第227条 500kV线路并联电抗器事故处理：

1.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，不得对高抗送电。2.在未查明高抗保护动作原因，消除高抗故障之前，如电网需要线路运行，应符合线路无高抗运行的有关规定。

3.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，经检查判明不是高抗故障，可对高抗试送一次。第228条 500kV线路由于线路保护与高抗保护同时动作跳闸，应按高抗事故进行处理。第五节 母线事故处理

第229条 母线电压消失，是母线本身故障还是由于系统故障引起，应慎重判别，采取相应的处理方法。

第230条 母线电压消失，现场值班人员应立即报告所属调度，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告所属调度，所属调度按下列原则进行处理： 1.确认现场将故障母线上的电源断路器全部在断开位置。2.不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

3.找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电。

4.找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，先拉开故障母线侧隔离开关，再将跳闸元件恢复至运行母线，操作时应防止将故障点带至运行母线。

5.经过外部检查或测试而找不到故障点时，应用电网外来电源对故障母线进行试送电。外来电源应选择对系统影响较小且具有完备的快速保护的线路；双母线中的一组母线发生故障时，尽量避免使用母联断路器试送电，特殊情况下，有必要使用母联断路器试送时，则必须保证母联断路器工况良好，并具有完备的充电保护；运行中的双母线同时电压消失时，立即断开母联断路器，用电网不同的外来电源断路器分别向两组母线试送电一次。

6.对于找不到故障点的发电厂母线故障，在电源条件允许时，可以利用本厂机组对故障母线进行零起升压。成功后设法恢复与电网同期并列。一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。

7.3/2接线的母线发生故障，经检查找不到故障点或找到故障点并已隔离的，可以用本站电源试送电。试送断路器必须完好，并具有完备的继电保护，母差保护应有足够的灵敏度。8.若母线故障使电网分成若干个单独运行的部分时，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸并列而扩大事故。

9.断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送。10.在对失电母线或故障母线进行处理时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。

第六节 系统解列事故处理

第231条当电网发生解列事故后，网内各厂、站、地调值班人员应在省调值班调度员的统一指挥下，尽快使电网恢复并列运行。

第232条 当电网发生解列事故后，省调值班调度员应迅速指定解列电网调频厂并及时调整有关继电保护及安全自动装置。

第233条 在系统事故情况下，允许经过长距离输电线的二个系统电压相差20%、频率相差0.5Hz进行同期并列。为此，值班调度员可采取下列方法使解列电网间满足并列条件： 1.先调整不合标准的系统频率，当无法调整时，再调整正常系统的频率。但均不得超出频率的合格范围。

2.将频率较高的部分系统降低其频率；将频率较低的部分系统频率提高，但不得超出频率的合格范围。

3.起动备用机组与频率较低部分系统同期并列。

4.将频率较高的部分系统的部分机组或整个发电厂与系统解列，然后再与频率较低的部分系统同期并列。

5.将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的部分系统。

6.在频率较低的部分系统中切除部分负荷。

第234条 事故情况下，电网解列成几部分，为便于事故处理，省调值班调度员可根据实际情况，指定有关地调、发电厂负责该孤立电网的调频、调压和事故处理。第七节 系统振荡事故处理

第235条 系统振荡时的一般现象为：

1.发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表的指针周期性地剧烈摆动；发电机、调相机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。

2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

3.振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

4.送端部分系统的频度升高，受端部分系统的频度降低，并略有摆动。第236条 系统振荡产生的主要原因： 1.系统发生严重故障，引起稳定破坏。

2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。

3.电源间非同期合闸未能拖入同步。

4.大容量机组调速器失灵或进相运行，或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。

5.环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；或送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。6.失去大电源。

7.多重故障。

8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。第237条 消除系统振荡的处理原则：

1.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。2.频率降低的发电厂，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时省调值班调度员指令有关地调、发电厂、变电站切除部分用电负荷。

3.频率升高的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但频率不得低于49.0Hz（与南方网联网时，不得低于49.5Hz），直至消除振荡；同时注意保证火电厂厂用电系统的正常运行。

4.当系统发生振荡时，不得任意将发电机或调相机解列，若由于发电机失磁而引起的电网 振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除.否则将失磁机组解列。

5.与南方电网联网运行时电网振荡的处理应注意兼顾省际联络线潮流的控制。

6.从系统发生振荡时起，按上述办法处理后，经3至4分钟，振荡仍未消除时，省调值班调度员应在规定的解列点解列电网。第八节 发电机事故处理

第238条 发电机跳闸，应先查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：

1.水轮发电机由于甩负荷转速升高而使超速或过电压保护等动作跳闸，应即恢复并列带负荷运行。

2.发电机由于外部故障引起的后备保护动作跳闸，而主保护未动作且未发现发电机在不正常的现象，待故障隔离后可将发电机并入电网运行。

3.发电机由于内部故障保护动作跳闸时，应根据现场规程规定对发电机进行检查。如确未发现故障，可将发电机零起升压，正常后方可并网带负荷运行。

4.发电机因人员误碰保护（保安）装置而跳闸，应即调整转速恢复并网运行。若由于安全 自动装置联锁动作跳闸，按调度指令处理。第239条 发电机失磁的处理：

1.水轮发电机及100MW以上的汽轮发电机失磁，当失磁保护拒动时应立即解列发电机，允许无励磁运行的机组除外。

2.允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过30分钟。

3.允许无励磁运行的发电机失磁运行若发生振荡，应立即减小其有功出力直至稳态异步运行，并设法恢复励磁。若经减负荷直至为零仍发生振荡，则将该机组解列。

第240条 发电机进相运行失步时，应不待调度指令增加励磁、减少有功出力，使机组恢复同步运行。如处理无效，则应将该机组与电网解列，并争取尽快将机组再次并入电网。第241条发电机的事故过负荷能力由发电厂根据有关规定自行确定，并报省调备案。第九节 变压器事故处理

第242条 变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前不得强行送电。

第243条 变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，证明变压器内部无明显故障时，有条件的可对变压器进行零起升压，如正常即可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，证明变压器内部无故障后才能恢复运行。

第244条 变压器由于外部故障造成后备保护动作跳闸时，在检查变压器本体及引线无故障并将外部故障隔离后，可以对变压器试送一次。

第245条 有备用变压器和备用电源自投入的变电站，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后再检查处理跳闸的变压器。

第246条 变压器由于人为原因造成误动跳闸时，查明原因后经值班调度员的同意可将变压器恢复运行。

第247条 变压器的事故过负荷能力由设备主管单位根据国家有关规定自行确定，并报省调备案。

第十节 断路器异常处理

第248条 断路器的液压、气压、油位异常时，现场值班人员应尽快报告值班调度员，并通知有关部门尽快处理。

第249条 断路器在运行中出现不能分闸操作需要处理时，一般可采取下列措施：

1.凡有旁路断路器的厂站，可以采用旁路代供的方式使故障断路器脱离系统。

2.具有母联断路器的厂站，可采用母联断路器串供故障断路器，故障断路器加锁的方式继续运行；或母联断路器串供故障断路器后，将负荷转移，用母联断路器停电的方式进行停电处理。

3.直馈线路的受端断路器，将负荷转移后，用断开对侧电源断路器的方法，使故障断路器停电。

4.对于220kV及以下的母联断路器，可采用倒闸等方式将一条母线部分腾空，再断开母联断路器的两侧隔离开关。

5.无论采取何种方式，隔离开关的操作必须符合隔离开关操作原则。

第250条 不论什么原因断路器单相跳闸，重合闸未动作，造成两相运行时，现场值班人员应不待省调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应立即断开其余两相断路器后报告省调值班调度员。

第251条当事故跳闸后造成断路器一相运行，现场值班人员确认无误后立即手动断开该相断路器，再报告省调值班调度员。第十一节 通讯中断的事故处理

第252条 发电厂、变电站、地调与省调中断通讯联系时，现场值班人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知有关人员尽快处理。

第253条 事故时凡能与省调通讯畅通的地调、厂站，有责任向与省调失去联系的单位转达省调指令和联系事项。

第254条 发电厂、变电站与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理：

1.发电厂应按调度曲线自行调整出力，注意兼顾频率、电压及联络线潮流情况。2.与省调失去联系的单位，应尽可能保持电气接线方式、运行方式不变。3.一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行。

4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

第255条 调度电话中断时，进行事故处理的单位，在通讯恢复后应尽快报告省调值班调度员。

第十二节 电力系统黑启动

第256条 为在省电力公司电网全网瓦解或局部地区电网瓦解后，能最大限度地加快恢复速度，最大限度地减少损失。根据《电力系统安全稳定导则》的要求，需制定省电力公司电网黑启动方案。

第257条 省电力公司电网应成立黑启动工作小组，负责黑启动方案定时修编、宣贯等工作，并监督、指导、检查各单位的黑启动方案。在电网黑启动实施期间，实行“统一调度，分级管理”，各地区调度、发电厂、变电站要严格执行调度指令，以确保电网的快速恢复和在恢复过程中电网和设备的安全。黑启动实施过程中相关单位的职责：

（1）省调当值调度员负责协调指挥整个电网黑启动过程。

（2）具备自启动能力的发电厂根据调度指令及本厂黑启动恢复方案快速启动机组、对主干网架进行零起升压或空载冲击、并负责恢复过程中的电压及频率的调整。

（3）不具备自启动能力的发电厂，在系统提供启动电源后，快速恢复机组并网运行，并网后根据调度指令参与系统的频率和电压调整。

（4）各变电站根据调度指令及相应的事故处理预案，负责相应的解网、并网操作以及对供电负荷的恢复操作。

（5）各地调负责各地区小电网、小电站的恢复并网，并配合省调调度员完成负荷的恢复工作。

第258条 全网黑启动方案由黑启动工作小组负责编制，要求根据电网结构的改变及新投产电厂的情况原则上每年修编一次。黑启动方案所涉及的电厂、地调及变电站均应根据方案，编制和修改本单位的黑启动方案并报黑启动工作小组备案。各地调应根据所辖地区负荷的重要性，根据黑启动方案中的负荷恢复原则，制定事故后的负荷恢复方案，供调度员在黑启动事故恢复过程中使用。

第259条 方案中要求自启动的电厂，应对每台机组进行自启动试验，并将试验结果报黑启动工作小组。遇有重大设备改造或缺陷影响到机组自启动的，应报告省调。第260条 黑启动过程中的保护及安全自动装置、通信、自动化信息均应满足黑启动的要求。第261条各单位应根据每年制定的电网黑启动方案，开展相应的演习，以提高运行人员事故处理能力和反应速度，缩短电网恢复时间。

附录：

附录一 省电力公司电网调度术语 2.1 调度管理

调度管辖 电网设备运行和操作指挥权限的范围。

调度管辖设备 运行和操作的指挥权限归相应调度机构的设备。

调度管理设备 运行和操作的指挥权限归下级调度机构，但下级调度机构在操作前须征得相应调度机构同意、在操作后须向其汇报的设备。2.1.2 调度指令

电网调度机构值班调度员（以下简称值班调度员）对调度系统下级值班人员发布的必须强制执行的有关运行和操作的决定。2.1.2.1 操作令

值班调度员对所管辖设备进行操作，给调度系统下级值班人员发布的有关操作的指令。2.1.2.1.1 逐项令

值班调度员向调度系统下级值班人员的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求值班人员按照指令的操作步骤和内容逐项进行操作。2.1.2.2.2 综合令

值班调度员向现场值班员发布综合操作任务的调度指令。综合令由值班调度员下达操作任务，同时说明操作要求与注意事项，具体的操作步骤和内容以及安全措施均由现场值班员按规程自行拟定。2.1.3 调度许可

值班调度员对调度系统下级值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。2.1.4 直接调度

值班调度员直接向值班人员发布调度指令的调度方式(值班调度员向将要具体执行调度指令的值班人员发布调度指令的调度方式)。2.1.5 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值班人员转达调度指令的方式。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。

2.1.7 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方式。

2.2 调度 2.2.3 复诵

值班人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。2.2.4 回令

值班人员在执行完调度指令后，向值班调度员报告调度指令的执行情况。2.3 运行操作

2.3.1合上：使断路器或隔离开关由分闸位置转为合闸位置。

2.3.2断（拉）开：使断路器（隔离开关）由合闸位置转为分闸位置。2.3.3挂地线（或拆地线）：在电气设备上挂上（或拆除）三相短路接地线。2.3.4倒母线：将母线上的线路或变压器从一组母线上全部或部分倒换到另一组母线的操作。2.3.5倒负荷：将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电。

2.3.6母线正常方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式（包括母联断路器状态）。2.3.7 并列、解列

2.3.7.1 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。

2.3.7.2 定相： 新建、改建的线路，变电所（站）在投运前分相依次核对三相标志与运行系统是否一致。

2.3.7.3 核对相序： 用仪表或其它手段，核对两电源的相序是否相同。2.3.7.4 相位正确

断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。2.3.7.5 并列：两个单独电网（或发电机与电网），使其同期后并为一个电网运行。

2.3.7.6 解列：将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行，或将发电机与主网解除并列。2.3.8 合环、解环

2.3.8.1 合环： 合上电网内某断路器（或隔离开关）将网络改为环网运行。2.3.8.2 同期合环： 经同期闭锁合环。

2.3.8.3 解闭锁合环： 不经同期闭锁直接合环。

2.3.8.4 解环： 将环状运行的电网，解为非环状运行。

2.3.9 试运行：发电机、变压器、锅炉等设备正式投运前，并入电网运行。2.3.10 投入（或切除）：将自动重合闸、继电保护、安全自动装置、强励、故障录波装置等设备投入（或退出）运行。

2.3.11 断点：根据电网运行需要，在环网或双侧电源的联络线上将某点断开后的断开点。2.3.12 三相不平衡：三相电流（或电压）指示不相同。

2.3.13 非全相运行：断路器跳闸或合闸等造成断路器一相或两相合闸运行。2.3.14 设备状态及变更

2.3.14.1（一次设备的）检修状态： 指设备的所有断路器，隔离开关均断开，挂好接地线或合上接地隔离开关时（并挂好工作牌，装好临时遮栏时）。

2.3.14.2备用状态： 泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行的状态。

2.3.14.2.1 热备用状态：指线路、母线等电气设备断路器断开，而隔离开关仍在接通位置。此状态下，设备保护均应在运行状态。

2.3.14.2.2 冷备用状态：指线路、母线等电气设备的断路器断开，其两侧隔离开关和相关接地隔离开关处于断开位置。

2.3.14.2.3 旋转备用：运行中的机组综合最大出力与实际所带负荷之差。

2.3.14.2.4紧急备用：设备存在某些缺陷或正在进行检修，紧急情况下可经领导同意或调度指令投入运行。

2.3.14.2.5事故备用：在规定的时间内，可并入电网运行的备用机组。

2.3.14.3 运行： 指设备的隔离开关及断路器都在合上的位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。

2.3.14.4充电：使线路、母线、变压器等电气设备带标称电压，但不带负荷。2.3.14.5送电：对设备充电（带负荷）。

2.3.14.6 停电： 断开断路器及隔离开关使设备不带电。

2.3.14.7零起升压：用发电机对变压器、电抗器、母线或线路等设备，从零开始升起电压，至预定值或到额定电压。

2.3.14.8 零起升流： 电流由零逐步升高至预定值或额定电流。2.3.15 潮流：指线路（或变压器）的电流、有功、无功。

2.3.16独立网运行：发电厂或某一台机组，或某一局部电网与主网解列，带部分负荷单独运行，并负责频率和电压的调整。

2.4 事故及异常

2.4.1 摆动：电网的有功、无功、电压、电流等表计指针来回摆动。

2.4.2 冲击：系统发生短路或大电流接地时，发电厂、变电站的表计瞬间异常剧烈摆动，同时发电机、变压器处往往发出一种异常的响声。

2.4.3 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。

2.4.4 过负荷：发电机、变压器或线路的电流（或有功）超过额定值或规定的允许值。2.4.5 跳闸：未经操作的断路器由合闸位置转为分闸位置。

2.4.6 重合成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上送电正常。

2.4.7 重合不成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上后，继电保护再次动作造成断路器跳闸

2.4.8 重合闸拒动：断路器跳闸后，自动重合闸装置该动作而未动作。2.4.9 强送：线路或变压器等电气设备故障后未经处理即行送电。2.4.10 试送：线路或变压器等电气设备故障后经处理后首次送电。2.5 设备检修

2.5.1 可以停电：指设备已具备停电条件，可以开始停电。

2.5.2 可以复电：电气设备检修完毕，检修人员已全部撤离现场，安全措施已全部拆除，工作票已收回。

2.5.3 定期检修：按照规程或厂家规定的检修周期进行的检修工作。2.5.4 计划检修：经批准，由调度机构统一安排的检修工作。2.5.5 临时检修：计划外临时批准的检修。2.5.6 事故检修：因设备故障进行的检修。

2.5.7 事故查线：线路发生事故后，对带电或虽停电但未采取安全措施的线路进行的巡线。2.5.8 事故抢修：对因事故造成的停电线路或其它停电设备进行抢修。

2.6 用电

2.6.1 计划用电： 按不超过分配的用电指标，使用电力、电量。2.6.2 用户限电：通知用户按调度指令要求自行限制用电。

2.6.3 拉闸限电：拉开线路断路器强行限制用户用电。

2.6.4 保安电力：保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。

2.7 发电机、锅炉 2.7.1 开机（停机）：启动发电机同期并网发电（将发电机解列）。

2.7.2 进相运行：发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收电网无功功率。2.7.3 加负荷（或压负荷）：增加（或减少）发电机有功、无功出力。2.7.10 甩负荷：带负荷运行发电机所带负荷突然大幅下降至某一值。2.7.11 发电机跳闸： 带负荷运行的发电机主断路器跳闸。

2.7.12 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。2.7.13 可调出力： 机组实际可能达到的发电能力。

2.7.14 单机最低出力： 根据机组运行条件核定的最小发电能力。

2.7.18机炉备用：设备处于完好状态，随时可根据调度指令启动，在规定时间内并入电网。2.7.19机炉失备：设备因故障、检修或其他原因，无法根据调度指令在规定时间内启动并入电网运行。

2.7.20 保养：机炉设备在较长时间内不运行时，采取保养措施。2.7.21空载：发电机已并列，但未接带负荷。

2.8 调整

2.8.1校电钟：使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。

2.9 水库运行

2.9.1 水库水位： 水库坝前水面海拔高程（米）。2.9.2 尾水水位：水电厂尾水水面海拔高程（米）。

2.9.3防洪限制水位：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。2.9.4正常高水位：水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到的水位。2.9.5 死水位：在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位。2.9.6 发电水头：水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差。2.9.7 发电水耗：每千瓦时发电量所耗水量（立方/千瓦时）。

2.9.8平均入库流量： 某时段内平均流入水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.9平均出库流量： 某时段内平均流出水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.10 发电用水量： 水电厂在某时段内发电所耗用的水量。2.9.11 弃水量： 水电厂在某时段内未用于发电而弃掉的水量。

2.10 调度自动化

2.10.1 遥信：远方断路器、隔离开关等位置运行状态测量信号。

2.10.2 遥测：远方发电机、变压器、母线、线路等运行数据测量数据。

2.10.3 遥控：对断路器、隔离开关等位置运行状态进行远方控制，及AGC控制模式的远方切换。

2.10.4 遥调：对发电机组出力、变压器抽头位置等进行远方调整和设定。2.10.5 AGC：自动发电控制。

2.10.5.1 投入AGC：将机组AGC由厂控模式改为遥调模式。2.10.5.2 停用AGC：将机组AGC由遥调模式改为厂控模式。2.10.5.3 投入××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从单机切换到成组模式。

2.10.5.4 退出××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从成组切换到单机模式。2.10.5.5 投入自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂投入自动开停机功能。2.10.5.6 退出自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂停用自动开停机功能。2.10.5.7 ACE：区域控制偏差。

2.10.5.8 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。2.11 其它

幺、两、三、四、五、陆、拐、八、九、洞

调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”的读音 附录二 电网运行情况汇报制度

第1条 各单位应按有关要求按时向省调上报生产信息。

第2条 省调调度管辖范围设备发生事故时，必须及时向省调汇报。第3条 重大事件汇报

1、省电力公司电网内各地调管辖范围发生重大事件时，必须及时向省调汇报。省调调度员应立即了解相关情况，并按规定及时向上级汇报。

2、重大事件分类：

1)电网事故：电网主网解列、系统振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

2)厂站事故：电网内重要发电厂和220kV及以上枢纽变电站全站停电、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

3)人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

4)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。5)调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件。

6)经确认因调度人员责任打破安全记录。

3、大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 1）事件发生的时间、地点、背景情况。

2）事件经过、保护及安全自动装置动作情况。3）重要设备损坏情况、对重要用户的影响。4）系统恢复情况等。

4、电网发生故障或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需较长时间时，各级调度应指派专人随时向上级调度机构值班调度员汇报恢复情况。第4条 其它有关电网调度运行工作汇报制度

1.各地调在实行新调度规程时，须及时将新调度规程报上级调度机构备案。

2.各地调发生重大电网事故时，应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告省调，并在事故分析会后向上级调度机构报送事故分析报告。3.每年1月底前，各级调度机构向上级调度机构报送 1）部门上一工作总结；

2）上一调度人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；

3）报送调度部门人员名单及联系电话。（须经过省调考核，确认具备接受调令资格）4）省调要求报送的其它资料。

附录三 调度系统培训制度

第1条 根据《电网调度管理条例》第十一条规定，电网调度系统值班人员（指电网各级调度机构的值班人员，发电厂的值长、电气班长（单元长），变电站的站长和班长，在上岗值班前必须经过培训、考核并取得可接调令的资格证书，方可正式上岗值班。上岗前，须通知有关单位。

第2条 资格证书有效期三年，换证前需经过审核或培训考核，合格者可在证书上加盖主管部门印章继续使用或换发新证；不合格者吊销证书，需经过重新培训取得证书。第3条 电网调度系统值班人员的培训属生产培训，具体培训由上级调度机构组织。第4条 培训的主要内容包括： 1.有关的法律、法规及政策； 2.有关的规程、制度；

省电力公司电网主网情况，电网运行对相应运行单位的要求； 有关的专业理论和技能； 系统、设备的操作； 系统、设备的事故处理； 有关的统计分析及报表； 有关的计算与分析；

调度系统值班要求的其它有关知识。

附录四 新设备投产应报送的技术资料内容

新建、改（扩）建工程接入电网运行前，项目建设单位或部门应于投产前三个月（现场运行规程提前一周，实测资料在测试或并网后30日内）向省调报送下列技术资料（书面资料和电子文档）：

一、设备、图纸资料

1、电气安装平面布置图；

2、电气一次接线图及厂（站）用电接线图；

3、火力发电厂煤、汽、水、油系统图；

4、水力发电厂气、水、油系统图，水工、气象、水文、水库及水情测报系统等设计资料；

5、输电线路的地理路径图，导线型号、长度、排列方式、线间距离、线路相序、交叉换位情况、平行线距离、架空地线规格；

6、一次设备断路器、隔离开关、母线、电压互感器、电流互感器、避雷器、阻波器、结合电容器及无功补偿设备（高抗、抵抗、串补等）技术规范；

7、继电保护及安全自动装置配置图、原理图、组屏图及技术说明书等；

8、通信有关技术资料与图纸；

9、自动化有关设计、施工的技术资料与图纸；

二、出厂资料

1、锅炉、汽（水）轮机、发电机、调相机、变压器、电抗器、电容器等的技术规范；

2、发电机和调相机的空载短路特性曲线与电气技术参数：如Ra、Xd、Xd＇、Xd“、X2、X0、Xq、Xq＇、Xq”及时间常数Td、Td＇、Td“、Td0、Td0＇、Td”；

3、发电机、原动机转动惯量；

4、汽（水）轮机调速器调整率及传递函数框图和有关各环节的时间常数；

5、励磁机规范、励磁方式、励磁倍数、励磁调节器形式，低励限制器特性曲线及励磁调节器传递函数框图和有关各环节的时间常数；

6、有关PSS等稳定装置参数；

7、发电机、变压器等设备过激磁特性曲线与过负荷特性曲线。

三、实测资料1、220kV及以上线路实测参数：R1、R0、X1、X0、B0、Xm（平行线路）。

2、220kV及以上变压器实测正序、零序阻抗。

3、机组进相、迟相、水电机组振动区及火电机炉的最低稳燃技术出力的试验报告，机组最大、最小出力，正常和事故开停机炉时间、增减负荷速率。

4、通信电路组织方式。

5、线路高频参数。

6、现场自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）策略及参数。

7、背景谐波实测资料。

四、发电厂、变电站现场运行规程（不少于10套）

五、地区电网提供资料

除以上要求提供的资料外，还需提供地区网络结构图、装机容量、电源资料、负荷资料、典型运行方式等。

附录五 省电力公司电网申请管理

1、目的

为了更好地规范发供电设备检修与新设备投产申请填报、批复与执行行为，提高检修与新设备投产安排的工作质量，做到责权明晰，杜绝人员责任事故，特制定本规定。

2、职责

设备工作单位负责申请填写、审核及上报，要求申请单位对填报的申请内容正确性负责，同时合理上报工期，合理安排配合工作。

工作相关的单位对省调转发其它工作单位的申请填写相应的意见。

省调负责在确保电网安全稳定运行，在充分考虑计划性、避免重复停电、有关单位相互配合的前提下，安排检修工作，受理申请、批准检修工期、批复相关内容，由值班调度员下令执行。

3、申请种类：

检修（试验）申请、新设备投产申请、电网方式变更单。

4、申请流转管理

（1）申请填报单位首先由填报人根据工作内容及其要求填报申请并流转给本单位具有审核权的人员审核同意后，上报给省调，同时通过电话与省调负责检修申请受理的人员进行确认，并对该项工作中一些具体情况进行联系和协调。

（2）省调检修流程主要指根据需要将申请流转到相关单位、受理上报申请、批复及执行申请等。

5、申请的申报方式与要求

5.1申请的申报方式为电子方式，各申请单位在省电力公司电网调度中心MIS系统的检修申请管理页面上填报。

5.2 填写申请内容时，涉及设备名称、单位名称时必须按《省电力公司电网调度规程》中规定的标准术语填写。

5.3 检修（试验）申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、停电范围，计划停复电时间。

新设备投产申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、计划投产时间等，同时必须上报相应的附件：（1）施工单位主管审核意见，建设 38 单位或运行单位检查验收结论，并有主管领导的签字和公章（2）新投产设备的电气接线图，设备参数；（3）投产方案。；

方式变更单必须填写改变原因，改变时间等。5.4 申请填报时间：

（1）已列入计划的设备检修，一般设备的应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

（2）节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

（3）新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书。

（4）方式变更单提前一天填报。

6.电网调度员技师题库-判断 篇六

1、“两票三制”是指：两票是：工作票、操作票；三制是：交接班制、监护制度、设备定期试验与轮换制。答案：B

3、“系统电压是由系统的潮流分布决定的”，这句话表明系统电压主要取决于系统有功和无功负荷的供需平衡情况，还与网络结构（网络阻抗）有关。答案：A

4、《电力系统稳定导则》要求电力系统发生很严重但概率较低的单一故障时，必须保持系统的稳定运行和对用户的正常供电，不允许损失负荷。答案：B

5、《电力系统稳定导则》要求电力系统即使发生罕见的多重故障时，也必须保持系统的稳定运行。答案：B

6、《电网调度管理条例》主要是为了解决电网内部之间的各种矛盾而颁发的。答案：B7、110kV及以上电网非正常解列成3片及以上为重大电网事故。答案：B8、220kV变电所220kV母线正常运行电压允许偏差为系统额定电压的－5％～＋5％。答案：B9、220kV电网联络线应配置两套全线快速动作主保护。答案：A10、220kV电网正常合解环操作的电压差不得超过25％。答案：B11、220kV及以上的降压变压器一般不考虑采用有载调压方式。答案：A12、220KV及以上电网继电保护的运行整定工作的根本目标是保证电网全局的安全稳定运行。答案：A13、220KV及以上双母线运行的变电所有三台及以上变压器时，应按两台变压器中性点直接接地方式运行，并把它们分别接于不同的母线上。答案：A14、220kV及以下电网的无功电源安装总容量，应大于电网最大自然无功负荷，一般可按最大自然无功负荷的1答案：A15、220kV及以下电网的无功电源安装总容量，应大于电网最大自然无功负荷，一般可按最大自然无功负荷的1.15倍计算。答案：A16、220KV双母线接线中的一组母线压变停役，不需要进行倒母线操作。答案：A17、220kV双母线经母联开关并列运行时，任一条母线压变停，母差保护仍用双母方式或固定联结方式。答案：A18、220kV线路采用近后备保护原则，由本线路另一套保护实现后备，当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备保护。答案：A19、220kV线路开关跳闸，省调值班调度员可不待查明事故原因（确认已有故障者除外），正确选择强送端进行强送。答案：A 20、220KV线路双高频同时停用时，不须停用线路两侧单相重合闸。答案：B21、220kV主变发生非全相运行无法恢复时，有条件的应先考虑旁代故障开关进行隔离，否则应停主变进行隔离；此间不得进行中性点倒换操作。答案：A22、330KV及以上超高压系统的绝缘水平往往由防止大气过电压决定。答案：B23、35kV电网的中性点接地方式一般采用中性点经消弧线圈接地方式。答案：A24、500kV电网中并联高压电抗器中性点加小电抗的作用是补偿导线对地电容，使相对地阻抗趋于无穷大，消除潜供电流纵分量，从而提高重合闸的成功率。答案：A25、500kV线路瞬时性单相故障时如潜供电流过大，可能会导致开关重合不成，需在线路上装设高压并联电抗器并带中性点小电抗来限制潜供电流。答案：A26、500千伏系统避雷器是该系统设备主要保护之一，其作用是防止操作和谐振过电压对设备的破坏。答案：B

27、N-1原则是指正常运行方式下的电力系统中任一元件（如线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。答案：A

28、安全性评价工作应以2～3年为一周期，按照“评价、分析、整改”的过程循环推进。答案：B

29、按利用通道的不同类型，纵联保护可分为导引线纵联保护、光纤纵联保护、微波纵联保护等类型。答案：A 30、按频率自动减负荷装置停用或变更被控制的开关，可以不经有关调度的同意。答案：B

31、按照后备保护的装设应遵循的原则，110KV线路宜采用近后备方式，220KV线路宜采用远后备方式。答案：B

32、保护定值计算时，一般只考虑在常见运行方式下，多回线或多个元件发生故障，保护仍能正确动作。答案：B

33、避雷器的作用是通过串联放电间隙或非线性电阻的作用，对入侵流动波进行削幅，降低被保护设备所受过电压值。答案：B

34、避雷器既可用来防护大气过电压，也可用来防护操作过电压。答案：A

35、避雷线和避雷针的作用是防止直击雷，使在它们保护范围内的电气设备（架空输电线路及变电站设备）遭直击雷绕击的几率减小。答案：A

36、编制日调度计划时，应留有足够的备用容量（不含负备用）。答案：B

37、变动电流、电压二次回路后，可以不用负荷电流、电压检查变动回路的正确性。答案：B

38、变压器本体有油枕、吸湿器、净油器、瓦斯保护装置等安全保护设施。答案：A

39、变压器并联运行时，因变比不同，变压器间会产生均衡电流，但该电流不会增加变压器损耗。答案：B 40、变压器并列运行时，当各台并列变压器短路电压相等时，各台变压器功率的分配是按变压器的容量比例分配的。答案：A

41、变压器并列运行时，如变比不同，变压器间将有均衡电流产生。答案：A

42、变压器差动保护反映该保护范围内的变压器内部及外部故障。答案：A

43、变压器充电时，重瓦斯应投信号。答案：B

44、变压器的并联运行是指两台或两台以上的变压器一次侧和二次侧分别接在两侧公共的母线上，同时对负载供电的方式。答案：A

45、变压器的差动保护和瓦斯保护的作用、保护范围是相同的。答案：B

46、变压器的后备保护，主要是作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护。答案：A

47、变压器的净油器又称过滤器，是用来吸附剂油中的水份、酸和氧化物，使油清洁，延长油的使用年限。答案：A

48、变压器的励磁涌流是全电压充电时产生的暂态电流。答案：A

49、变压器的零序过电流保护一般接于变压器的中性点电流互感器上。答案：A 50、变压器的铜耗等于铁耗时，效率最高。答案：A

51、变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次；有条件时，应尽量进行零起升压。答案：A

52、变压器电压比仅与变压器结构（即原付方绕组匝数）有关。答案：B

53、变压器防爆管安装在变压器箱盖上，作为变压器内部发生故障时，用来防止油箱内产生高压力的释放保护。答案：A

54、变压器复合电压过流保护作用是变压器的后备保护。答案：A

55、变压器经济运行目的是在供电量相同的情况下，最大限度地降低变压器的无功损失。答案：B

56、变压器空载电流为额定电流的10％～14％。答案：B

57、变压器空载合闸时，由于励磁涌流的影响可能使得变压器零序保护发生误动，因此充电时应先退出零序保护。答案：B

58、变压器空载时无电流流过。答案：B

59、变压器连接组别的时钟表示法是以变压器高压侧相电压的向量做为时针，并固定指向“12”。答案：B 60、变压器零序方向保护作用是母线接地故障的后备。答案：A 61、变压器零序方向过流保护是在大电流接地系统中，防御变压器相邻元件（母线）接地时的零序电流保护，其方向是指向本侧母线。答案：A 62、变压器轻瓦斯保护发出信号应进行检查，并适当降低变压器负荷。答案：A 63、变压器铁芯可以多点接地。答案：B 64、变压器铁芯中的主磁通随负载的变化而变化。答案：B 65、变压器停电时，必须将中性点接地闸刀拉开，否则视为带电设备。答案：A 66、变压器停送电操作时，其中性点不一定要接地。答案：B 67、变压器投运前做冲击试验的目的是为了检查其保护装置是否误动。答案：B 68、变压器温度升高时绝缘电阻值不变。答案：B 69、变压器油色变化过甚，油内出现碳质应立即停役该变压器。答案：A 70、变压器油枕的作用是杜绝变压器油与空气的接触，以免油受潮、被氧化。答案：B 71、变压器油枕或防爆管喷油应立即停役该变压器。答案：A 72、变压器油枕容量约为变压器油量的10％～12％。答案：B 73、变压器运行电压，一般不得超过其相应分接头电压的110%。答案：B 74、变压器在电力系统中的主要作用是变换电流，以利于功率的传输。答案：B 75、变压器在电压降低或频率下降时都将造成工作磁通密度增加。答案：B 76、变压器在空载时一次绕组中仅流过励磁电流。答案：A 77、变压器中性点零序过流保护和间隙过压保护应同时投入。答案：B 78、变压器中性点直接接地可降低由于不对称接地故障引起的工频电压升高。答案：A 79、变压器转冷备用，是指拉开变压器电源侧断路器和隔离开关，使变压器不再带电。答案：B 80、变压器纵差保护不受交流回路断线影响。答案：B 81、并列运行的变压器若短路电压不等，则各台变压器的复功率分配是按变压器短路电压成反比分配的。答案：A 82、并网运行发电厂应根据系统和设备要求配置相应的继电保护及安全自动装置。答案：A 83、不对称运行就是任何原因引起电力系统三相对称（正常运行状况）性的破坏，非全相运行是不对称运行的特殊情况。答案：A 84、采用操作步骤制发令方式时，值班调度员应对发令的操作票及发令的步骤正确性负责，操作人员不对操作及操作步骤的正确性负责。答案：B 85、采用操作任务制方式发令时，值班调度员应对所发操作任务及任务的顺序正确性负责，以及进行的操作及操作步骤的正确性负责。答案：B 86、采用母线（联）电流相位比较式母线差动保护的厂站中，正常运行时母联断路器必须投入运行。答案：A 87、采用母线（联）电流相位比较式母线差动保护的厂站中，只有一条母线有电源的情况下，有电源母线发生故障时，母线差动保护可以正确动作切除故障母线。答案：B 88、参与零升压的变压器中性点应接地，为保持中性点接地数量总数不变，应将正常运行系统中性点接地数量减少一个。答案：B 89、操作过电压是由电网内开关操作引起，特点是具有随机性，但最不利情况下过电压倍数较高。答案：A 90、操作过电压是指由于电网运行人员对开关的操作引起的过电压，与运行人员的操作不当有着直接的关系。答案：B 91、操作票应用钢笔或圆珠笔逐项填写。用计算机开出的操作票应与手写格式一致；操作票票面应清楚整洁，不得任意涂改。答案：A 92、操作人员在执行操作前，必须完全了解操作的目的和要求，操作人和监护人应弄清楚操作意图，操作内容，操作步骤，操作过程中的注意事项及操作前后的有关电系情况，方可进行操作。答案：A 93、差动保护的电流互感器回路只能有一个接地点。答案：A 94、长期对重要线路充电时，应投入线路重合闸。答案：B 95、常见运行方式，是指正常运行方式和与被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。答案：A 96、充分发挥电网内发、输、供电设备能力，满足用户一切的用电需要是电网调度管理要保证实现的基本要求之一。答案：A 97、出厂检验合格的新变压器正式投运前可以不做冲击试验。答案：B 98、出线电流互感器更换后，应重新安排保护等二次回路向量测量。答案：A 99、除电网电压可能有较大变化的220kV及以上的降压变压器及联络变压器外，其他220kV及以上变压器，一般不宜采用带负荷调压方式。答案：A

100、次同步振荡的频率通常低于50Hz。答案：A

101、次同步振荡通常是网络的电气谐振频率和大型汽轮发电机轴系的自然扭振频率产生的谐振。答案：A 102、大电流接地系统中变压器停送电操作时，其中性点一定要接地是为了满足零序保护的要求。答案：B 103、大电流接地系统中不需要单独装设零序保护。答案：B

104、大气过电压由直击雷引起，持续时间短，冲击性强，与雷击活动强度有直接关系，与设备电压等级无关；因此，220KV以下系统的绝缘水平往往由防止大气过电压决定。答案：A

105、大气过电压由直击雷引起，特点是持续时间短暂，冲击性强，与雷击活动强度和设备电压等级有直接关系。答案：B

106、大型单元机组升降负荷的速率受锅炉和汽轮机两方面的影响。答案：A

107、大型同步发电机与系统发生非同期并列，会引起发电机与系统振荡。答案：A 108、带负荷合刀闸时，发现合错时，应立即将刀闸再拉开。答案：B 109、带负荷拉刀闸时，即使发现拉错，也不准将刀闸再合上。答案：B

110、单电源馈电的终端变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，应断开母联开关后，立即报告调度员，等待来电。答案：B

111、单电源馈线未装重合闸的所有线路，开关跳闸后，现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次。答案：B

112、单项操作指令是指值班调度员发布的只对一个单位进行的操作。答案：B 113、当变压器的三相负载不对称时，将出现负序电流。答案：A

114、当变压器电压超过额定电压的10％，会使变压器铁芯饱和，铁损增大。答案：A 115、当变压器在电压降低或频率升高时都将造成工作磁通比度增加，变压器铁芯饱和称为变压器过励磁。答案：B

116、当单回线发生单相永久接地故障重合不成功或无故障断开不重合时，若继电保护、重合闸和断路器均能正确动作，则必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电。答案：B

117、当电力系统受到扰动后，能自动地恢复到原来的运行状态，或者凭借控制设备的作用过渡到新的稳定状态运行，即谓电力系统稳定运行。答案：A

118、当电力系统同步振荡时，系统频率不能保持同一个频率，且所有电气量和机械量波动明显偏离额定值。答案：B

119、当电网继电保护的整定不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，不能整定。答案：B 120、当电压相角为零时合闸，变压器励磁涌流最大。答案：A

121、当发电机或调相机等无功装置严重过负荷时，如已达到规定的过负荷时间或强励动作时间已达规定时间，有关调度和现场值班人员应在附近地区按照《超用电拉路程序表》的规定进行拉路。答案：B

122、当故障相（线路）自两侧切除后，非故障相（线路）与断开相（线路）之间存在的电容耦合和电感耦合，继续向故障相（线路）提供的电流称为潜供电流。答案：A 123、当零序电流保护III段及IV段无单独压板时，旁路开关代路操作后，零序电流保护III段及IV段不投入。答案：B

124、当母差保护退出运行，应避免母线倒闸操作。答案：A

125、当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，发电厂、变电站值班人员应立即自行加大发电机、调相机的无功出力（直至设备的最大限度），退出电容器。答案：B

126、当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，发电厂、变电站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力，退出电抗器。答案：B

127、当母线发生单相接地故障时，若继电保护、重合闸和断路器均能正确动作，则必须保持电力系统稳定运行，但允许损失部分负荷。答案：A

128、当任何线路发生单相瞬时接地故障重合成功时，若继电保护、重合闸和断路器均能正确动作，则必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电。答案：A

129、当省内某一地区或某部分电网与主网解列时，省调值班调度员可根据实际情况确定负责领导调频的某一地调。答案：A

130、当同杆并架双回线的异名相两相同时发生单相接地故障不重合，双回线同时跳开时，若继电保护、重合闸和断路器均能正确动作，则允许导致系统稳定破坏，必须采取措施，防止系统崩溃。答案：B 131、当系统频率降至48答案：B

132、当系统频率降至48.5HZ及以下时，各级值班调度员及发电厂、变电所的运行值班人员可不受“事故拉（限）电序位表”的限制，自行拉停馈供线路或变压器，使系统频率在15分钟内恢复到49.0HZ以上。答案：B

133、当系统频率降至48.5HZ及以下时，各级值班调度员及发电厂、变电所的运行值班人员可不受“事故拉（限）电序位表”的限制，自行拉停馈供线路或变压器，使系统频率在15分钟内恢复到49.0HZ以上。答案：B 134、当线路出现不对称断相时，因为没有发生接地故障，所以线路没零序电流。答案：B

135、当线路发生故障后，保护有选择性的动作切除故障，重合闸进行一次重合以恢复供电；若重合于永久性故 障时，保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器，这种方式称为重合闸后加速。答案：A 136、当线路容抗大于发电机和变压器感抗的时候，发电机易发生自励磁。答案：B

137、当执行220千伏电压曲线与110千伏、35千伏电压曲线有矛盾时，可在220千伏电压不超过合格范围的前提下，尽量满足110千伏、35千伏母线电压曲线。答案：A 138、当直流发生接地时，禁止在二次回路上工作。答案：A

139、当主变、母联、分段采用三相操作的断路器时，应配置断路器非全相运行保护。答案：A

140、当主变、母联、分段断路器本体没有设置非全相保护时必须配置外加的非全相运行保护。答案：A

141、倒闸操作票应根据调度的操作指令或已经批准的电系设备停役申请书或用户停电申请单等填写。答案：A 142、低频自启动是指汽轮机、水轮机和燃气轮机在感受系统频率降低到规定值时，自动快速启动，并入电网发电。答案：B

143、低周减载装置投入时，若系统频率确已低于动作值，而该轮装置未动作，现场人员应立即手动切除该线路，并报告地调值班员。答案：A

144、地调调度员可直接接受和执行本局领导人发布的一切有关调度业务的指令，但事后应尽快向地调领导报告。答案：B

145、典型操作票的操作步骤由运行单位执行操作的人员编写；编写人员应根据调度部门所提出的操作任务和任务顺序编写，并对操作步骤的正确性负责。答案：A

146、典型操作票的操作任务和任务顺序应根据设备的调度管辖范围划分，由所属调度部门或由调度部门和运行单位协商后确定；调度部门应对操作任务及任务顺序的正确性负责。答案：A 147、电厂装设小型发电机是电厂保厂用电的措施之一。答案：A

148、电磁波沿线路单方向传播时，行波电流与行波电压绝对值之比称为波阻抗。答案：B

149、电磁环网是指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。答案：A

150、电缆线路停役检修，挂接地线前，必须多次放电，才能接地。对备用中的电缆应充电运行。答案：A 151、电力企业职工违反规章制度部分、违章调度或者不服从调度指令，造成重大事故的，特殊情况下，经本单位处分后可以免于刑事处分。答案：B

152、电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备应在保护范围内，且所有保护装置不允许失去选择性。答案：B

153、电力生产的实时性是指电网事故发展迅速，涉及面大，需要实时安全监视。答案：A

154、电力网络，简称电网，是指由输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体。答案：A

155、电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。答案：A 156、电力系统不接地系统供电可靠性高，但对绝缘水平的要求也高。答案：A

157、电力系统的电压特性与电力系统的频率特性都与网络结构（网络阻抗）关系不大。答案：B

158、电力系统的电压稳定性是电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力，它与电力系统中的电源配置，网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。答案：A

159、电力系统的暂态过程有三种：即波过程、电磁暂态过程和机电暂态过程。答案：A

160、电力系统调度员在操作时应遵守：操作命令票、重复命令制度、监护制度、调度值班制度。答案：B 161、电力系统发生振荡时，距离保护可能误动，故对距离I、II段采用振荡闭锁元件来闭锁保护出口，其距离III段主要靠延时元件来躲过振荡。答案：A

162、电力系统监视控制点电压超过电力系统调度规定的电压曲线数值的±5%并且延续时间超过1h，或超过规定数值的±10%并且延续时间超过30 min构成一类障碍。答案：A

163、电力系统静态安全分析指应用N-2原则，逐个无故障断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否因此过负荷和电网低电压，用以检验电网结构强度和运行方式是否满足安全运行要求。答案：B 164、电力系统稳定运行是指系统有足够的有功备用容量。答案：B

165、电力系统稳定运行要求系统有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量，在正常负荷波动和调节有功、无功潮流时，均不会发生自发振荡。答案：A

166、电力系统振荡过程中的振荡周期始终不变。答案：B

167、电力系统直接接地系统供电可靠性低，对绝缘水平的要求也高。答案：B

168、电力系统中性点非直接接地系统发生单相接地故障时，接地点将通过接地线路对应电压等级电网的全部对 地电容电流。答案：A

169、电力系统中重要的电压支撑节点称为电压中枢点，对电压中枢点的选择有它自己的原则，而电压监测点的选择可以随机进行，没有什么原则。答案：B

170、电流差动纵联保护原理上不受振荡的影响。答案：A 171、电流互感器二次侧可以短路，但不能开路。答案：A 172、电流互感器二次侧可以开路，但不能短路。答案：B

173、电炉、电热；整流；照明用电设备的有功负荷：与频率变化成正比。答案：B 174、电气设备发生事故后，拉开有关断路器及隔离开关，即可接触设备。答案：B

175、电气设备状态分四种，即运行状态，热备用状态，冷备用状态，检修状态。答案：A 176、电容式的重合闸可以多次动作。答案：B

177、电网的解列、并列操作前后，调度员必须通知有关单位及调频厂，调压任务的开始或结束。答案：B 178、电网故障与重大操作时，不应启动故障动态记录设备。答案：B

179、电网合环操作时，要求开关两侧的电压相等，当调整有困难时，允许电压差不大于本网规定。答案：A 180、电网合环操作时，要求开关两侧的频率相等，当调整有困难时，允许频率差不大于本网规定。答案：B 181、电网继电保护的整定原则是：为保证电网继电保护的准确性，上、下级之间的继电保护装置的整定值应遵循逐级配合的原则，以保证电网发生故障时有选择性的切除故障。答案：B

182、电网监视控制点电压降低超过规定范围时，值班调度员可以投入无功补偿电容器。答案：A 183、电网频率过高对汽轮机运行没有影响，过低则有较大影响。答案：B 184、电网无功补偿的原则一般是按全网平衡原则进行。答案：B

185、电网无功补偿以“分层分区和就地平衡”为主要原则，并要求能随负荷或电压进行调整，其目的是为了保证系统各枢纽点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，从而保证电能质量和减少系统损耗。答案：A 186、电网系统频率越限与频率变化率越限，不应启动故障动态记录设备。答案：B

187、电网中的相间短路保护，有时采用距离保护，是由于电流（电压）保护受系统运行方式变化的影响很大，不满足灵敏度的要求。答案：A

188、电压调整方式一般分为逆调压方式、顺调压方式。答案：B 189、电压互感器的二次侧可以开路，但不能短路。答案：A

190、电压互感器二次回路通电试验时，为防止由二次侧向一次侧反充电，只需将二次回路断开。答案：B 191、电压互感器正常工作时的磁通密度接近饱和值，系统故障时电压上升。答案：B

192、电压监视和控制点电压偏差超出电网调度的规定值±5%，且延续时间超过2小时；或偏差超出±10%，且延续时间超过1小时，为一般电网事故。答案：A

193、电压曲线的编制应考虑到系统运行的安全与经济，同时应考虑到上一级电网的调压要求。答案：B

194、电压稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，系统电压能够保持或恢复到一个新的标准，不发生电压崩溃的能力。答案：B

195、电压中枢点一定是电压监测点。答案：A

196、电源通过自耦变压器的容量是由一次绕组与公共绕组之间电磁感应功率和一次绕组直接传导的传导功率组成。答案：A

197、调度操作指令形式有：单项命令、逐项命令、综合命令。答案：A 198、调度管辖、调度许可和调度同意的设备，严禁约时停送电。答案：A

199、调度机构的负责人对上级调度机构的值班人员发布的调度指令有不同意见时，可以向上级电网电力行政主管部门或者上级调度机构提出。答案：A

200、调度机构分为五级：国家调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖地市级调度机构，配网调度机构，县级调度机构。答案：B

201、调度机构是所辖电网的指挥运行者，但对并入电网的电厂只进行业务指导。答案：B

202、调度系统的值班人员认为执行调度指令将危及人身及设备安全的，可自行决定调度指令的执行或者撤销。答案：B

203、调度系统的值班人员玩忽职守、徇私舞弊，而尚不构成犯罪的，将按照《电网调度管理条例》规定给予行政处分。答案：A

204、调度员发布操作指令时，首先发布操作指令，然后发出发令时间。答案：A 205、调度员接班前应先听取交班人员口头讲述交接班项目，如有疑问应立即提出，然后阅读各种记录，以了解上一次下班后的电系变化情况，查看有关簿册，了解本班工作任务。答案：B

206、调度员脱离岗位二个月及以上时需要经业务考试合格才可上岗工作。答案：B 207、调度员在进行事故处理时，可不用填写操作命令票。答案：A 208、断路器失灵保护动作必须闭锁重合闸。答案：A

209、断路器失灵保护由故障元件的继电保护启动，手动跳开断路器时也可启动失灵保护。答案：B

210、对110kV及以下的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用带负荷调压方式。答案：A

211、对按限电序位表限电超计划用电的用户，调度值班员应立即按限电序位表限电。答案：B

212、对容量在3000MW以上的系统，频率偏差超过50±0答案：B

213、对容量在3000MW以上的系统，频率偏差超过50±0.5Hz为频率异常，其延续时间超过1小时为频率事故。答案：B

214、对容量在3000MW以下的系统，频率偏差超过50±１Hz为事故频率，其延续时间不得超过１５分钟为频率事故。答案：A

215、对线路零度起加压时线路继电保护及重合闸装置应正常投入。答案：B

216、对线路零起加压，当逐渐增大励磁电流，三相电压升高而电流不增加说明线路有三相短路。答案：B

217、对线路零起加压时发电机的升压变压器中性点必须直接接地。答案：B

218、对新投产设备是否符合并网条件，地调应组织调度有关专业人员进行现场核查；凡由于资料不全未交接清楚的或在安全上和经济上不具备独立运行条件的新设备，以及不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，地调有权拒绝批准该新设备或工程投入运行。答案：A

219、对已停电的设备，在未获得调度许可开工前，应视为有随时来电的可能，严禁自行进行检修。答案：A 220、对由于设备原因，接地刀闸与检修设备之间连有断路器（开关），在接地刀闸和断路器（开关）合上后，在断路器（开关）操作把手上，应悬挂‘禁止分闸！’的标示牌。答案：A

221、对于220KV的三圈降压变压器，其高压侧阻抗通常比低压侧大。答案：A

222、对于220kV母线配置双套母差保护的厂站，正常时双套母差均投跳闸。答案：B

223、对于发电机不论旋转磁场是正向还是反向，其产生的电抗是没有区别的，所以它的负序电抗等于正序电抗。答案：B

224、对于馈供终端变压器（变压器低压侧无电源）的馈电线路，为满足电网稳定需要，受电端距离、零序、重合闸停用。答案：A

225、对于配置电流差动保护的终端线路保护定值及重合闸方式需要按稳定要求进行调整，两侧保护均投入跳闸。答案：B

226、对于配置双套主保护、双套后备保护的微机主变保护，正常时，双套主保护、双套后备保护均启用投跳闸。答案：A

227、对于输电线路，零序电抗与平行线路的回路数，有无架空地线及地线的导电性能等因素有关。答案：A 228、对于输电线路，一般而言零序电抗要比正序电抗小。答案：B

229、对于同级电压的双回或多回线和环网，当任何一回线发生单相永久接地故障断开重合不成时，若继电保护、重合闸和断路器均能正确动作，则必须保持电力系统稳定运行，但允许损失部分负荷。答案：B

230、对于一条220kV线路，若两侧厂站220kV主结线均无旁路母线或一侧有旁路母线，而另一侧无旁路母线，在具备保护光纤通道的条件下，该线路可配置两套分相电流差动保护作为全线速动主保护。答案：A

231、对中低压侧接有并网小电源的变压器，如变压器的小电源侧过电流保护不能在变压器其它侧故障时可靠切除故障，则应由小电源并网线路保护切除故障。答案：A

232、多电源变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，可不断母线上任何开关，立即报告调度员，等待来电。答案：B

233、二次调频速度快，调整量随发电机组不同而不同，调整量有限，调度员难以控制。答案：B

234、二次系统的直流正极或负极发生一点接地，如回路中再有一点接地造成的后果是一样的。答案：B

235、发变组经单线与系统并列运行时，为避免非同期并列危及发电机安全运行，应电厂要求，允许该并列线停用重合闸。答案：A

236、发电、供电、用电是一个不可分割的完整系统，必须实行上下级调度、分级管理。答案：B 237、发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。答案：A 238、发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部拉开，并设法恢复厂用电。答案：A

239、发电厂母线失电后，应立即自行将所有的断路器全部拉开。有条件时，利用本厂机组对母线零起升压，成功后将发电厂（或机组）恢复与系统同期并列；如果对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源。答案：B 240、发电机的频率特性是反映频率变化而引起发电机出力变化的关系。答案：A 241、发电机的异步运行是指：发电机失去励磁后进入稳定的异步运行。答案：A 242、发电机电容电流较大时，一般采用中性点经消弧线圈接地。答案：A 243、发电机调相运行时，需要消耗有功功率来维持其转动。答案：A

244、发电机发生同步振荡时，发电机仍保持在同步运行状态下运行。答案：A 245、发电机非全相运行时，机组振动增大。答案：A

246、发电机因某种原因受到较大的扰动，其功角δ在0∽360°之间周期性地变化，发电机与电网失去同步运行的状态称为同步振荡。答案：B

247、发电机与系统一相相联，两相断开，断路器断开最大电压将产生2倍的相电压。答案：B 248、发电机中性点不接地方式的主要缺点是内部过电压对相电压倍数较高。答案：A 249、发电机转子发生接地时，会引起发电机的剧烈振动。答案：B

250、发电机准同期并列的条件是并列断路器两侧电压相同、频率相同、相序、相位相同。答案：A 251、发电机准同期并列时，电压差越大，冲击电流越大。答案：A

252、发电机准同期并列时，频率差越大，经历冲击电流的时间越长。答案：A 253、发电机组低负荷运行对锅炉设备没有影响。答案：B

254、发令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误后即可执行。答案：B 255、凡并入本电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应的电力调度机构的调度管辖范围。答案：A

256、凡接入电网运行的新建、扩建或改造工程，必须有地调或相关调度机构参与并网运行有关部分的设计审查工作。答案：A

257、凡属调度管辖的一切设备，如需停止运行或退出备用进行检修（试验）时，均须提前向有关调度提交申请。答案：A

258、反事故措施计划应纳入检修、技改计划。答案：A

259、反映变压器油箱内常见的短路故障的主保护只有差动保护。答案：B

260、方向比较式高频保护的基本工作原理是比较线路两侧各自看到的故障方向，以综合判断其为被保护线路内部还是外部故障。答案：A

261、方向高频保护是比较被保护线路两侧工频电流相位的高频保护。当两侧电流相位相反时保护动作跳闸。答案：B

262、方向纵联保护中的方向元件应满足不受振荡影响，在振荡无故障时不误动，振荡中故障能准确动作、不受负荷的影响，在正常负荷状态下不启动等要求。答案：A

263、非连续性操作，单独从冷备用改为热备用或从热备用改为冷备用时，应检查相应开关在拉开位置。答案：A

264、改变变压器分接头进行调压不会改变有功功率和无功功率的分布。答案：B

265、高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性，即所加的电压与产生的电流不成线性（正比）关系而造成的波形畸变。答案：A

266、高低频解列装置不是与电压回路有关的安全自动装置。答案：B

267、高频保护投入跳闸前，必须交换线路两侧高频信号，确认正常后，方可将线路高频保护两侧同时投入跳闸。答案：A

268、高频保护运行时，运行人员每天要交换信号以检查高频通道。答案：A

269、高频保护在非全相运行中，又发生区外故障此时保护装置将会误动作。答案：B

270、高频闭锁纵联保护的220kV线路在母差保护动作后均应停发高频闭锁信号，以便开放对侧全线速动保护跳闸。答案：B

271、高压耦合电容器的主要作用是隔离工频分量。答案：B

272、隔离开关在运行时发生烧红、异响等情况，可采用合另一把母线隔离开关的方式措施降低通过该隔离开关的潮流。答案：B 273、各地区电网在正常运行方式或正常检修方式下，应严格按照省调及本地区的稳定规定执行，如省调稳定运行规定与本地区稳定运行规定有差异，应以本地区稳定运行规定为准。答案：B

274、各电力用户应遵守无功补偿配置安装、投切、调整的有关规定，保证负荷的功率因数满足规定要求，可向电网倒送无功功率。答案：B

275、各电压监视点的运行值班人员应经常监视有关母线的运行电压，当运行电压超出规定范围时，应立即报告有关调度值班调度员处理。答案：A

276、各发电厂应根据本厂的最优经济运行方案，自行安排出力。答案：B 277、各级调度机构在电网调度业务活动中是平级关系。答案：B

278、根据自动低频减负荷装置的整定原则，自动低频减负荷装置所切除的负荷不应被自动重合闸再次投入，并应与其它安全自动装置合理配合使用。答案：A

279、工频过电压在超高压、远距离输电确定绝缘水平时起重要作用。答案：A

280、固定连接式母线完全差动保护，当固定连接方式破坏时，该保护仍将有选择故障母线的能力。答案：B 281、固定连接式母线完全差动保护，要求任一母线故障时，只切除接于该母线的元件，另一母线可以继续运行。答案：A

282、固定连接运行方式的母线，母差保护在运行中不可以任意改变运行方式。答案：A

283、合环前应将两侧电压差调至最小。500千伏系统电压差不超过额定电压的10%。答案：A 284、合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础。答案：A

285、合理的运行方式是改善保护性能、充分发挥保护装置效能的关键。答案：A 286、核相是指确认一次相序相位的正确性。答案：B

287、后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。答案：A 288、华东电网频率允许偏差为50±0答案：B

289、华东电网频率允许偏差为50±0.2HZ，电钟指示与标准时间偏差不大于1分钟。答案：B 290、火电机组最低技术出力由锅炉的最小负荷决定。答案：A

291、火力发电厂的能量转化过程是化学能－热能－机械能－电能。答案：A 292、火力发电厂的主要设备有锅炉、汽轮机和发电机。答案：A

293、继电保护的“远后备”是指当元件故障，其保护装置或开关拒绝动作时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作将故障切除。答案：A

294、继电保护及安全自动装置、调度通信及自动化系统工况及变动情况是调度员交接班内容之一。答案：A 295、继电保护整定计算时，变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。答案：A

296、继电保护整定计算应以常见运行方式作为依据。答案：A

297、继电保护中的工频变化量仅在故障时出现，且不受负荷变化、系统振荡的影响。答案：A

298、继电保护装置是保证电力元件安全运行的基本装备，任何电力元件不得在无保护的状态下运行。答案：A 299、间隙过压保护在变压器中性点直接接地时才能投入。答案：B

300、监测电力系统电压值和考核电压质量的节点，称为电压中枢点。答案：B

301、监护下发令调度员在监护人不在场而发生的误调度、误操作等事故时，应由监护下发令调度员和监护下发令调度员应各负其责。答案：B

302、交接班必须严肃认真，交班人员要为接班人员创造有利的工作条件。答案：A

303、交接班人员双方一致认为交接清楚后，交接班双方应在交接班记录中各自签名，交接班工作才算正式结束。答案：A

304、交流电压回路断线时，应停用振荡解列装置。答案：A

305、接地故障时，零序电流与零序电压的相位关系与故障地点有无过渡电阻无关。答案：A

306、接地距离Ⅱ段定值按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距离Ⅰ段配合。答案：A

307、接地距离Ⅲ段定值按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距离Ⅰ段配合。答案：B

308、接近发生接地的高压设备时，工作人员必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架时应戴绝缘手套。答案：A 309、近后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备的保护。答案：B

310、进相运行时，发电机发出无功，吸收有功。答案：B

311、进行倒母线操作时，应将母联开关的操作电源切断，改为非自动，并应注意电源线路的布置及调整系统潮流，防止母联过负荷。答案：A

312、禁止工作人员擅自变更工作票中指定的接地线位置。如需变更应由工作票签发人征得当值调度员同意。答案：B

313、经考试合格在监护下发令的调度员，在工作中发生误调度、误操作等事故时（包括监护人在场而未进行直接监护的），监护调度员和监护下发令调度员应各负其责。答案：A

314、经消弧线圈接地或不接地的电网发生单相接地故障的运行时间不得超过1小时。答案：B

315、静止元件（线路和变压器）的负序和正序阻抗是相等的，零序阻抗则不同于正序或负序阻抗；旋转元件（如发电机和电动机）的正序、负序和零序阻抗三者互不相等。答案：A

316、具有足够的调峰、调频、调压容量，能够实现自动发电控制，这也是现代电网的特点之一。答案：A

317、开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，应立即切开其余二相开关。答案：B

318、开关遮断容量受限时，应停用线路重合闸。答案：A

319、可靠性是指保护该动作时应可靠动作，不该动作时应可靠不动作。答案：A

320、空载变压器投入运行时，由于仅有一侧开关合上，构不成电流回路通道，因此不会产生太大电流。答案：B

321、空载长线路充电时，末端电压会升高。这是由于对地电容电流在线路自感电抗上产生了压降。答案：A

322、控制收发信机发出高频闭锁信号，闭锁两侧距离保护的原理构成的高频保护为高频闭锁距离保护，它能使保护有一定延时地切除被保护线路任一点的故障。答案：B

323、跨步电压与入地电流强度成正比，与接地体的距离平方成反比。答案：A

324、励磁涌流的高次谐波分量以二次谐波为主。答案：A

325、两台变比不同的变压器并联运行，产生的均衡电流的方向是从二次输出电压高的变压器流向输出电压低的变压器。答案：A

326、两台短路电压不等的变压器并联运行，短路电压大的变压器易过负荷。答案：B

327、两条母线按正常方式运行时元件固定连接式双母线差动保护应投入选择方式运行。答案：A

328、灵敏性是指保护装置应尽快地切除短路故障，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。答案：B

329、零序电流保护常采用两个第一段组成的四段式保护，其中，不灵敏一段是按躲过被保护线路末端单相或两相接地短路时出现的最大零序电流整定的。答案：B

330、没有同期并车装置的联络线开关跳闸只要开关两侧有电，现场值班运行人员就可以自行合闸。答案：B 331、某母线装设有完全差动保护，在外部故障时，各健全线路的电流方向是背离母线的，故障线路的电流方向是指向母线的，其大小等于各健全线路电流之和。答案：B

332、母联短充电保护、长充电保护及母联开关电流保护正常情况下均停用。答案：A 333、母联开关短充电保护启、停用由值班调度员负责。答案：B

334、母线充电保护只在母线充电时投入运行，当充电结束后，应及时停用。答案：A 335、母线电压互感器更换后，应安排核相。答案：A

336、母线一次设备因故检修结束后，应优先考虑用母联开关对空母线设备充电。答案：A 337、判断题（每小题0答案：B 338、判断题（每小题0答案：A

339、旁路开关代线路或主变开关前，应先投入旁路“失灵保护起动压板”。答案：B 340、平行双回线路，切除一回线后另一回线的零序阻抗一定变小。答案：A 341、热备用设备属于运用中的设备。答案：A

342、任何单位和个人均不得干预电力调度工作。答案：B

343、任何情况下，变压器短路电压不相同，都不允许并列运行。答案：B

344、任何情况下，属地调管辖的任何设备只有接到地调调度员的指令后，现场值班人员才能进行操作。答案：B

345、任何情况下变压器均不能过负荷运行。答案：B 346、任何违反调度规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。答案：A

347、容量相同的变压器并列运行时，若短路电压不等时，短路电压大的变压器易过负荷。答案：B

348、如果线路高频保护全停，则会造成线路后备延时段保护与重合闸重合时间不配，这是因为重合闸重合时间的整定是与线路高频保护相配合的。答案：A

349、若将不同连接组别的变压器并联运行，二次侧回路将因变压器各二次侧电压不同而产生电压差。答案：A 350、三绕组变压器低压侧过流保护动作后，不仅跳开本侧开关，还要跳开中压侧开关。答案：B 351、三绕组自耦变压器中性点直接接地主要是继电保护整定配合的需要。答案：B

352、三相重合闸方式：即任何类型故障，保护动作三相跳闸三相重合，重合不成跳开三相。答案：A

353、设备复役是指生产单位将停役或检修的设备改变为具备可以投入运行条件的设备交给调度部门统一安排使用。答案：A

354、省调和上、下级调度管辖范围交界处的设备，在必要时，省调管辖的设备可以委托上、下级调度进行操作，上、下级调度管辖的设备也可以委托省调进行操作；无需对现场值班运行人员说明清楚。答案：B 355、省级电网调度机构分三级，依次为省调，省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县调）。答案：A

356、事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班。答案：A

357、事故处理过程中，为尽快恢复对停电用户的供电，可以采用未装设保护装置的线路断路器对其进行转供，暂由上一级线路后备保护来实现该线路的保护，但应尽快汇报有关人员，尽快调整事故方式。答案：A 358、事故发生后，发现有装设备自投装置未动作的开关，可以立即给予送电。答案：B 359、受端系统是指没有电厂接入的负荷集中地区。答案：B

360、输电线非全相运行时，负序电流和零序电流只会在非全相运行的线路中流通，所以对相连其他线路的继电保护的工作状态没有影响。答案：B

361、输电线路的距离保护能反映线路的各种故障。答案：B

362、输电线路既能产生无功功率（由于分布电容）又消耗无功功率（由于串联阻抗）；当沿线路传送某一固定有功功率，线路上的这两种无功功率适能相互平衡时，这个有功功率，叫做线路的“自然功率”。答案：A

363、输电线路检修时间的计算是从线路转为检修状态（即断路器、隔离开关均断开，出线接地）时起，到值班调度员将线路正常送电为止。答案：B

364、输电线路中的无功损耗与电压平方成正比，而充电功率却与电压平方成反比。答案：B

365、双回线中一回线路停送电前，应将运行中的一回线路的输送电力适当降低，避免出现稳定破坏。答案：A 366、双母线结线双母运行而又因母差保护动作同时停电时，现场值班人员不待调度指令，立即拉开未跳闸的开关。答案：A

367、双母线运行，一组母线失电；失电母线上送终端变的线路开关可热倒至运行母线上供电，但应考虑线路、变压器的潮流及电压水平等情况；失电母线上应保留一电源开关，其它所有开关全部拉开。答案：B

368、双重化是提高继电保护装置可靠性的一种措施；而自动重合闸是继电保护装置无选择性的一种补救措施。答案：A

369、顺调压是指在电压允许偏差范围内，调整供电电压使电网高峰负荷时的电压值高于低谷负荷时的电压值，保证用户的电压高峰、低谷相对稳定。答案：B

370、速动性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。答案：B 371、所谓运用中的电气设备，是指全部带有电压或一部分带有电压及一经操作即带有电压的电气设备。答案：A

372、所有低一级电网中，任何元件（线路、母线、变压器）发生各种类型故障不得影响高一级电压电网稳定运行。答案：A

373、特殊运行方式是指主干线路、大联络变压器等设备检修及其它对系统稳定运行影响较严重的运行方式。答案：A

374、通信中断时，母线故障不允许对故障母线不经检查就强送电，以防事故扩大；经过检查找不到故障点时，应继续查找，不得擅自恢复送电。答案：A

375、同步发电机的内冷包括定子水内冷，转子氢内冷等。答案：A 376、同步发电机的有功特性可用P＝（EdU/Xd）*cosδ表示。答案：B 377、同步发电机发生异步振荡时，一会工作在发电机状态，一会工作在电动机状态。答案：A 378、同步发电机转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动。答案：A

379、同值如两个调度员都可以独立发布操作指令，原则上应由原发布操作指令的值班调度员听取操作人员操作完毕的汇报。答案：A

380、投、切电抗器、电容器的单一操作必须填写操作票。答案：B

381、瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何电气故障，差动保护却不能。答案：A

382、为保证用户受电端电压质量和降低线损，220kV及以下电网电压的调整宜实行顺调压方式。答案：B

383、为便于调度值班调度员迅速、正确地处理系统振荡事故，防止系统瓦解，有条件时应事先设置振荡介列点；当采用人工再同步无法消除振荡时，可手动拉开介列点开关。答案：A

384、为防止失灵保护误动作，失灵保护回路中任一对触点闭合时，应使失灵保护不被误启动或引起误跳闸。答案：A

385、为防止在三相合闸过程中三相触头不同期或单相重合过程的非全相运行状态中又产生振荡时零序电流保护误动作，常采用灵敏I段和不灵敏I段组成的四段式保护。答案：A

386、为加强受端系统的电压支持和运行的灵活性，在受端系统应接有足够容量的电厂。答案：A

387、为了保证继电保护的可靠性，220kV级以上电网的所有运行设备都必须由两套交、直流输入/输出回路相互独立，并分别控制不同断路器的继电保护装置进行保护，但装置和断路器所取的直流电源回路一般不作具体要求。答案：B

388、为了加速系统同期并列，可将频率较低的部分系统的负荷短时停电切换至频率较高的部分系统。答案：A 389、为了降低接地阻抗，避雷器、结构、避雷针等均应至少用两根连线接到地网。答案：A

390、为了使系统频率维持不变，需要运行人员手动操作或调度自动化系统AGC自动地操作，增减发电机组的发电出力，进而使频率恢复目标值，这种调整叫频率的一次调整。答案：B

391、为满足电网各级电压质量要求和无功功率合理分布，确保电网安全经济运行，电网各级运行电压的调整和监视均由地调负责。答案：B

392、为实时调节母线电压在合格范围以内，220kV及以上的变压器，一般宜采用带负荷调压方式。答案：B 393、维持变压器高电压运行可以有效避免变压器过励磁。答案：B

394、未经值班调度人员许可，任何人不得操作调度机构调度管辖范围内的设备（电网运行遇有危及人身和设备安全的情况除外）。答案：A

395、未装重合闸或重合闸故障退出的线路（不包括电缆线路），开关跳闸后，现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次。答案：B

396、无备用接线方式的主要缺点是供电可靠性差，因此这种结线不适用于一级负荷占很大比重的场合。但一级负荷的比重不大，并可为这些负荷单独设置备用电源时，仍可采用这种结线。答案：A 397、无功补偿设备应集中装设在最高等级电网上，以方便控制和节约投资。答案：B

398、无载调压变压器必须在变压器停电或检修的情况下进行变压器分接头位置调节。答案：A

399、系统安全稳定装置动作后所切除负荷的恢复送电，现场值班人员待系统恢复正常后自行恢复送电。答案：B

400、系统的频率和电压都是由有功、无功负荷的供需平衡决定的。答案：B

401、系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班运行人员也不可以将厂用电（全部或部分）与系统解列。答案：B

402、系统短路故障引起有功功率增加，造成频率下降可能引起自动低频减负荷装置误动作。答案：A 403、系统发生事故或异常情况，有关单位值班员应待情况查清楚后再报告调度员详细内容。答案：B

404、系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应迅速正确地向省调值班调度员报告发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护动作情况及频率、电压、潮流的变化等。答案：A

405、系统发生振荡时，不论频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷的规定，最大限度地提高定子电流。答案：B

406、系统发生振荡时，任何发电机都不得无故从系统中解列。答案：A

407、系统发生振荡时，主要变电所电压波动低于额定值的80％，可能引起大量甩负荷；应在适当解列点将系统解列。答案：B

408、系统解列点的设置原则是解列后应满足各地区各自同步运行和供需基本平衡的要求。答案：A 409、系统解列后如解列断路器两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班人员无须等待值班调度员指令，可自行恢复同期并列。答案：A

410、系统内各级调度机构负责管辖自己管辖范围内的设备，彼此之间业务独立。答案：B

411、系统频率超出50±0.2HZ为事故频率。事故频率允许的持续时间为:超过50±0.2HZ，总持续时间不得超过1小时;超出50±1HZ，总持续时间不得超过30分钟。答案：B

412、系统频率超过50±0答案：B

413、系统频率超过50±0.2Hz，持续时间不超过15分钟为事故频率。答案：B

414、系统事故是指系统中个别元件发生故障，使局部地区电压发生变化，用户用电受到影响的事件。答案：B

415、系统事故下限电压值为额定电压值的90％。答案：A

416、系统特殊方式下（如节假日等）母线运行电压可能超过规定电压曲线时，应先考虑投切无功设备，然后再考虑调整变压器分接头等措施。答案：A

417、系统振荡时，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减少。答案：A

418、系统振荡时电流、电压值的变化速度较慢，短路时电流、电压值突然变化量很大。答案：A

419、系统振荡时发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动；发电机、调相机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声。答案：A 420、系统振荡时系统三相是对称的。答案：A

421、系统中发生单相接地故障时，中性点接地系统供电可靠性比中性点不接地系统高 答案：B

422、下列保护操作应在现场运行规程中制定管理办法，由现场运行人员负责操作管理。1．母联、分段、主变断路器非全相保护。2．母联、分段断路器充电保护。3．断路器失灵保护。答案：A

423、现场设备发生异常运行时，各有关单位值班人员应立即报告相关调度机构值班调度员，同时应按现场规程迅速处理。答案：A

424、线路采用双微机保护时，为简化保护与重合闸的配合方式，只启用其中一套重合闸（两套微机保护均启动该重合闸实现重合闸功能），另一套重合闸不用。答案：A

425、线路单侧高频保护投入在线路区外故障时保护将误动。答案：A

426、线路断路器，由于人员误操作或误碰而跳闸，现场运行人员应立即强送并向值班调度员汇报。答案：B

427、线路及母线一起充电可以避免对空母线充电发生谐振。答案：A

428、线路开关跳闸重合或强送成功后，随即出现单相接地故障时，应首先判定该线路为故障线路，并立即将其断开。答案：A

429、线路停电时应在拉开线路两端开关后先拉开母线侧刀闸。答案：B

430、线路纵联保护是当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的后备保护。答案：B

431、线路纵联保护是当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。答案：A

432、相对于二次侧的负载来说，电流互感器的一次内阻很大，以至认为是一个内阻无穷大的电流源。答案：A

433、相对于二次侧的负载来说，电压互感器的一次内阻抗较小，可以认为电压互感器是一个电压源。答案：A

434、相间距离Ⅲ段动作时间应大于系统振荡周期。答案：A

435、谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。答案：A

436、谐振过电压由系统电容及电感回路组成谐振回路时引起，特点是过电压倍数不高，但持续时间长。答案：B

437、新变压器投入系统运行时，一般需冲击五次，大修后的变压器也需冲击五次。答案：B

438、新投入的变压器或大修后变动过内外连接线的变压器，在投入运行前必须进行定相。答案：A

439、新线路的投运以及可能使相位变动的检修，送电时都必须进行核相。答案：A

440、需进行遥控操作的值班调度员必须经专门培训、考试合格，经主管单位总工或运行总工批准。答案：A 441、选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。答案：A 442、验电是指设备停电后，用工具将电荷放去。答案：B

443、遥控操作时如第一次失败，在检查确认无异常情况后，可进行第二次遥控操作，仍然操作失败，遥控操作人必须退出遥控操作界面，安排有关操作人员赴现场操作。答案：A 444、一般变压器充电时只投入瓦斯保护即可。答案：B

445、一般不允许出现高频保护一侧在跳闸同时对侧在停用状态。答案：A

446、一次调频是指由运行人员根据系统频率的变动来调节发电机的出力，使频率保持在规定范围内。答案：B 447、一端投检无压重合闸，另一端投检同期重合闸的线路进行解除重合闸的带电作业时，可只解除检无压重合闸。答案：B

448、一份倒闸操作票内不准填写两个及两个以上互不相关的操作任务。答案：A

449、一切班上的主要工作及重要调度谈话均应有文字记录，交班人员应做到记录内容正确和不漏记，接班人员应做到完全了解记录的内容；漏记、漏交由交班人员负责，对记录内容未弄清楚由接班人员负责。答案：A

450、一条线路有两套微机保护，两套微机重合闸的把手均打在单重位置，合闸出口连片投两套，确保重合闸动作。答案：B

451、因电力运行事故给用户或者第三人造成损害的，供电企业应当依法承担赔偿责任。答案：A 452、用母联断路器对空母线充电前先退出母线电压互感器可以避免谐振的发生。答案：A 453、用母联开关向空母线充电后，发生了谐振，母联开关应可靠跳闸。答案：B

454、用上（投入）××线重合闸，指重合闸合闸压板投入，重合闸方式切换开关位置按调度继电保护装置整定通知书要求由现场执行；重合闸装置为运行状态。答案：A

455、用外部电源对母线试送时，可将试送开关线路本侧方向高频保护改停用。答案：A

456、由发电机调速系统对频率的一次调整是有差调整，必须通过运行人员手动或者通过调度自动化系统自动调节进行二次调频才能完成频率的恢复。答案：A

457、由发电机调速系统频率静态特性而增减发电机的出力所起到的调频作用叫频率的一次调整，通过发电机的一次调频，可以实现频率的无差调整。答案：B

458、由线路的对地电容电流所产生的无功功率称为线路的自然功率。答案：B

459、由于检修、扩建有可能造成相序或相位紊乱者，送电前注意进行核相。答案：A

460、有备用结线中的环式结线，既有双回路干线式等的供电可靠性，又考虑了经济性，是系统中最常见、最佳的接线方式。答案：B

461、有载调压变压器分接头，可以放在高压绕组线端侧，也可以放在高压绕组中性点侧。答案：A

462、有载调压变压器可以在运行中通过调节变压器分接头位置，从而改变变压器变比，实现调压。答案：A 463、与停电设备有关的变压器和电压互感器必须从高、低压两侧断开，防止向停电设备倒送电。答案：A 464、远后备是当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；或当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备的保护。答案：B

465、运行中的变压器滤油、加油以及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时，差动保护应投信号。答案：B 466、运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换，则应先拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀，再合上另一台变压器的中性点接地闸刀。答案：B

467、运行中的母联断路器发生异常（非全相除外）需短时停用时，为加速事故处理，允许采取合出线（或旁路）断路器两把母线隔离开关的办法对母联断路器进行隔离，此时应调整好母线差动保护的方式。答案：A

468、运行中的自耦变压器中性点，可以根据系统运行和保护整定需要，选择接地或不接地方式。答案：B 469、在220千伏线路发生接地故障时，故障点的零序电压最高，而220千伏变压器中性点的零序电压最低。答案：A

470、在变压器中性点装设消弧线圈目的是补偿电网接地时电容电流。答案：A

471、在操作过程中，任何一人（操作人或监护人）不得离开岗位；如特殊原因，其中一人不得不离开时，操作应立即停止，待回来后再进行操作；继续进行操作前必须先核对已完成的项目和现在处在的位置，重新按操作程序核对设备，唱票复诵后执行操作。答案：A

472、在大短路电流接地系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。答案：A

473、在大量采用自耦变压器的系统中，单相接地故障电流可能大于三相短路电流。答案：A 474、在倒母线操作过程中无特殊情况下，母差保护应投入运行。答案：A

475、在地区电网紧急事故处理过程中，地调许可的设备允许县调（配调）调度员不经地调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告地调调度员；省调许可的设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。答案：A 476、在电力系统电压等级较低的系统中，一般就采用中性点不接地方式以提高供电可靠性。答案：A

477、在电力系统中，往往为了减少无功功率的不合理流动，提高局部地区的电压，在负荷侧的变电所母线或负荷端并接静电电容器，用以改善功率因数，减少线损，提高负荷端的电压。答案：A

478、在电气设备上工作，保证安全的组织措施是：停电、验电、装设接地线、悬挂标识牌和装设遮栏。答案：B

479、在电网无接地故障时，允许用刀闸拉合电流互感器。答案：B

480、在电压等级较高的系统中，绝缘费用在设备总价格中占相当大比重，降低绝缘水平带来的经济效益非常显著，一般就采用中性点不直接接地方式。答案：B

481、在发布和接受调度操作指令时，双方必须互报单位、姓名，使用普通话和统一的调度、操作术语，并严格执行发令、复诵、监护、汇报、录音和记录等制度。答案：A

482、在方向比较式的高频保护中，收到的信号作闭锁保护用，叫闭锁式方向高频保护。答案：A

483、在几种有备用接线类型中，环式接线存在运行调度较复杂，且故障时的电压质量差的缺点。答案：A 484、在继电保护、安全自动装置、自动化监控系统等及其二次回路，以及在通信复用通道设备上检修及试验工作，可以不停用高压设备或不需做安全措施。答案：B

485、在交接班过程中发生事故，应立即迅速交接班，并由接班人员负责处理，交班人员应根据接班人员的要求协助处理。答案：B

486、在母线倒闸操作过程中，为了保证在发生母线故障时，母线差动保护能可靠发挥作用，需将保护切换成由启动元件直接切除双母线的方式。答案：A

487、在任何情况下，都允许用刀闸带电拉、合电压互感器及避雷器。答案：B

488、在使用单相重合闸的线路上当母线保护动作时，跳三相如果断路器失灵，母差动作停信能使对侧高频保护动作，快速切除故障。答案：A

489、在事故处理过程中，可以不用填写操作票。答案：A

490、在事故处理情况下，严禁“约时”停电和送电，严禁“约时”挂、拆接地线（合、拉接地闸刀）和“约时”开始或结束检修工作（包括带电作业）。答案：A

491、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的临时检修，值班调度员有权批准。答案：A

492、在我国，系统零序阻抗与正序阻抗之比（X0/X1）≤4～5的系统属于小接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统属于大接地电流系统。答案：B

493、在无危险的情况下现场值班人员可以自己决定在备用设备上进行工作。答案：B

494、在系统内出现有功缺额时，频率就会下降，一旦低于某一临界频率，电源与负荷的平衡将遭到彻底破坏，一些机组相继退出运行，造成大面积停电，这就是频率崩溃。答案：A

495、在消弧线圈接地系统中，补偿后电感电流小于电容电流，则称电网以过补偿的方式运行。答案：B 496、在异步振荡时，发电机一会工作在发电机状态，一会工作在电动机状态。答案：A

497、在应用单相重合闸的线路上，发生瞬时或较长时间的两相运行，高频保护不会误动。答案：A 498、在运行和操作中，旁路母线原则上不允许同时有两组以上旁路刀闸在合上位置。答案：A 499、增加发电机的励磁电流，可增大发电机的无功输出。答案：A

500、闸刀在合上或拉开前必须检查和它相应的开关已在拉开位置，设备停役时先拉开关再拉电源侧闸刀，最后拉开负荷侧闸刀；复役时相反，严防带负荷拉闸刀。答案：B

501、正常情况下，供电企业应连续向用户供电，因故需要停止供电时，可不通知用户直接将电停下。答案：B 502、正常运行时220千伏线路必须保持双高频（含完整后备）运行，否则应退出运行线路或采取临时保护措施。答案：B

503、执行电系操作时，当某一操作需要多个单位配合完成时，值班调度员应按配合顺序填写电系操作票，并严格按顺序进行操作，保证操作安全；不涉及多个单位配合的操作或对电网运行无影响的操作，可按操作任务制一次下达多项操作任务。答案：A

504、值班调度员及运行、操作、检修人员在进行业务工作联系时，必须互报单位和姓名，并应由接听人员先报。答案：A

505、值班调度员经过培训和实习后，即可正式上岗。答案：B 506、值班调度员无权批准设备检修。答案：B

507、值班调度员在独立值班之前应经培训、实习和考试合格，经有关领导批准后，方可正式值班，并书面通知 各有关单位。答案：A

508、值班人员在交接班前及值班时间内应服装整洁，严禁饮酒，值班期间必须坚守工作岗位，不准无故离开调度室。答案：A

509、中性点不接地电网或经消弧线圈接地的电网，发生单相接地时，可以认为电网各处零序电压相等。答案：A

510、中性点经消弧线圈接地系统普遍采用欠补偿运行方式。答案：B

511、中性点经小电阻接地系统也叫做小接地电流系统。答案：B

512、中性点直接接地的变压器，操作过电压幅值一般不超过3倍相电压。答案：A

513、中性点装设消弧线圈的目的是利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的容性电流，使接地故障电流减少。答案：A

514、重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送。答案：A

515、主保护能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设备和线路故障。答案：A

516、主变中性点接地方式应符合大电流接地系统条件，任何一点故障其Z0Σ/Z1Σ≤2。答案：B

517、装设自动重合闸装置可以提高电力系统的暂态稳定水平。答案：A

518、装有RCS-902型保护的220kV联络线线路方向零序保护全线有灵敏度段的是III段。答案：B

519、装有RCS-902型保护的220kV联络线线路相间（接地）距离保护全线有灵敏度段的是III段。答案：B 520、准同期并列操作复杂、过程较长。答案：A

521、自动低频减负荷装置动作，应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49答案：A

522、自动低频减负荷装置动作，应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上，并不得高于51HZ。答案：A

523、自动低频减负荷装置动作，应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上，并不得高于51HZ。答案：A

524、自动低频减负荷装置是防止电力系统发生频率崩溃的系统保护。答案：A

525、自动发电控制（AGC）是指按电网公司的控制目标将指令发送给有关发电厂或机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现对发电机功率的自动控制。答案：B

526、自动重合闸有两种启动方式：断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动方式和保护启动方式。答案：A

527、自动重合闸只应动作一次，不允许把开关多次重合到永久性故障线路上。答案：A

528、自耦变压器的短路电抗是普通变压器的短路电抗的（1-1/K）倍，K为变压比。答案：A

529、自耦变压器的短路阻抗较小，其短路电流较普通变压器大，因此在必要时需采取限制短路电流的措施。答案：A

530、自耦变压器高压侧受到过电压时，会引起低压侧的严重过电压。答案：A

531、自耦变压器若设有第三绕组，第三绕组对自耦变压器运行方式和交换容量不产生影响。答案：B

532、自耦变压器体积小，重量轻，造价低，便于运输。答案：A

533、自耦变压器一次侧与二次侧不仅有磁的联系，而且有电的联系，而普通变压器仅是磁的联系。答案：A

534、自耦变压器一次绕组匝数比普通变压器一次绕组匝数多。答案：B

535、自耦变压器在电网中的大量使用，有利于简化操作方式，使继电保护的整定和配置简化。答案：B

536、自同期并列发电机合闸时冲击电流较小。答案：B

537、自同期并列发电机需要并列前加励磁。答案：B

538、自同期并列是靠原动机转矩、异步转矩、同步转矩等作用下，将发电机拖入同步。答案：A

539、综合重合闸是指，当发生单相接地故障时采用单相重合闸方式，而当发生相间短路时采用三相重合闸方式。答案：A

7.浅谈电网安全调度 篇七

电网调度的首要任务就是确保电网的安全运行, 在电网运行中, 电力调度中心是电网运行管理、倒闸操作和事故处理的指挥机构, 调度员是保证电网安全、稳定和经济运行的直接指挥者, 任何不规范的行为, 都可能影响电网安全运行, 甚至造成重大事故, 调度安全质量对电网安全运行产生直接影响。

1 电网调度存在的安全风险

电网调度人员就是电网系统的指挥者, 他们承担着其管辖范围内的电力供应安全、可靠以及经济之重任。电网调度人员的日常工作就是检查电力系统的运行情况, 发布电力调度指令。如果电网调度管理不合格, 就容易发生事故, 不但会造成用户停电, 甚至会使电力系统的安全性受到威胁, 将会引起供电网络的瓦解, 进而造成大面积的停电, 给集团公司的发展带来严重的影响。因此, 做好电网调度工作, 尤其是安全风险的辨识、以及科学有效的防范措施, 成为保证电网安全调度的关键所在。结合调度工作实际情况, 将调度工作存在的安全风险概括如下:

(1) 调度员安全意识淡薄, 未严格遵守电网的各种规章制度, 交接班不清或未认真了解电网运行方式, 导致误下命令;当工作量大, 操作任务繁重时, 填写调度命令容易出现错误;与现场进行核对操作票的过程中, 由于现场汇报不清或交接班时没有对工作交接清楚, 就下令进行操作;在倒闸操作时, 进行交接班, 导致交接内容不清。

(2) 调度员安全责任心不强, 在下令时使用调度术语不规范或不使用调度术语, 凭经验主观判断, 没有认真核对操作票、对设备运行状态了解不清, 造成误下令。

(3) 调度员安全红线意识不强。未严格按照操作五制进行操作;当线路工作有多个工作班组在工作时, 工作结束时没有全部终结就送电。

(4) 电网发生异常或事故时, 调度员对故障类型或电网方式不熟悉, 有可能对电网异常及事故出现误判断, 造成事故扩大, 延误事故处理;现场人员对调度员汇报事故发生的时间及开关跳闸情况不清;事故主要象征及起因不清, 导致调度员对事故误判。

(5) 在进行设备检修或线路施工时没有安全按技术措施 (施工措施) 进行施工的;在进行倒闸操作时没有严格执行两票制 (操作票、工作票) 。

2 提高电网调度员业务水平

作为电力企业电网运行及事故处理的指挥者和协调者, 在保证电网的安全、优质、经济运行工作中, 具有特殊的地位。电力调度安全管理工作的好坏, 将直接影响着电网的安全和经济运行。为保证调度在安全生产工作中不发生误操作、误调度事故, 把好电网调度安全操作关, 调度员必须做好以下几方面的工作:

(1) 严格执行电办行业规章制度, 坚决抵制一切习惯性违章现象。

电力企业关于安全生产的各种规程制度, 都是以往生产经验血的教训总结出来的。因此, 我们必须把集团公司的安全通报、会议精神、各种规章制度及安全措施等作为学习的重点, 结合本岗位的实际情况, 查找电网安全运行中存在的问题和隐患, 制定措施及时处理。有计划地进行反事故演练和事故预想, 锻炼调度员的事故处理能力和应变能力。

(2) 加强电网运行的操作管理。

为了加强操作管理提高电网运行质量, 减少设备隐患, 结合电网实际操作管理制度, 严格按照《调度规程》执行。切实提高调度人员的安全思想意识, 并严格执行规章制度, 杜绝一切习惯性违章操作, 严格执行“两票”制。

(3) 严格执行交接班制度。

要求调度员交接班时应提前半小时到达调度值班室, 查阅各种记录, 对当日电网系统运行、设备变更、运行方式的改变、设备缺陷及工作完成情况等进行了解, 然后进行交接班。在交接班过程中要做到交得清楚、接得明白。接班后, 调度员要对电网运行方式和当班需要完成的工作, 做到心中有数, 并针对天气情况、电网运行方式和当班的主要工作, 做好事故预想, 提前做好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时果断进行处理。

(4) 养成良好的劳动纪律, 为保证调度工作的连贯性, 保持良好的精神状况。

在下达调度命令时要全神贯注、集中精神、情绪稳定。对变电运行人员的素质和业务水平都要熟悉了解。对有些变电值站班员不但要讲清下令去操作什么, 还要使操作人员真正明白操作的目的和方法。必要时给予特殊提示, 交待操作安全注意事项。这样做, 能增加调度员和变电值班运行人员的自身保护和思想沟通。

(5) 电力调度人员要具备良好的专业素质和较好的心理素质, 处理事故时要正确、迅速、果断。

经常进行反事故演练, 提高处理事故的能力, 做好各种运行方式下的事故预想, 特别是特殊的、薄弱的运行方式下的事故预想。

①要了解掌握本专业的技术技能, 熟悉电气设备的运行情况, 熟悉管辖范围内电网正常运行方式和特殊运行方式, 做好事故预想, 定期进行事故演习, 总结经验。真正树立”安全第一, 预防为主”的思想。

②调度员要对电网运行方式和当班需要完成的工作、电气设备的运行状况做到心中有数, 并针对天气情况、电网运行方式和当班的主要工作, 做好事故预想, 提前做好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时果断进行处理。

③熟悉掌握有关规程, 正确及时处理事故。在处理事故时, 能够做到沉着冷静, 迅速准确。平时不但要学好专业理论知识, 遵循电网管理制度, 还要多积累处理事故的经验。事故处理必须按规程规定进行;事故处理应迅速及时, 本着保人身、保电网、保设备的原则, 在处理过程中, 不能对未停电设备或人员造成影响, 防止事故扩大;下达事故处理操作指令时, 应认真考虑操作对系统的影响, 可能造成的后果, 充分考虑对重要用户供电的连续性;对一些重大事故的处理, 需及时向相关领导汇报。

④对电网设备的运行状况要做到心中有数。调度人员在值班期间必须集中精力指挥电网运行, 应该掌握本地区电网电气设备的健康状况。当电气设备发生异常时, 指挥厂站运行人员及时进行监视和分析, 如不能坚持运行时, 应及时下令将该设备退出运行。如不能退出运行时, 应做好事故预想, 提出反事故措施。有条件的可以转移负荷, 并密切监视, 同时做好事故处理的准备。

(6) 加强技术培训, 不断提高调度人员的业务水平。

随着电网设备的不断更新, 电网的现代化水平越来越高, 同时对调度人员的技术水平也提出了更高的要求。因此, 调度人员应不断学习新技术、新知识, 提高业务技能。调度人员必须达到“三熟三能”的要求。三熟即熟悉管辖范围内电网的一次系统图、主要设备的工作原理;熟悉调度自动化系统的工作原理、电网继电保护配置方案及工作原理;熟悉本地区电网的各种运行方式的操作和事故处理及本岗位的规程制度。三能即能正确下令进行倒闸操作、正确投退继电保护及安全自动装置;能运用自动化系统准确分析电网运行情况;能及时准确判断和排除故障, 尽可能缩小事故范围。调度人员只有通过各种形式的培训学习, 不断提高技术水平, 才能在处理事故时, 做到处变不惊, 沉着冷静。

3 结束语

在运用现行安全规章制度的前提下, 首先要搞好电网安全调度, 必须认真提高调度员安全意识和业务素质, 加强调度安全生产管理, 其次学好专业理论知识, 遵循电网调度管理制度, 最后要多做反事故演习和事故预想, 并要持之以恒, 扎扎实实, 深入研究, 做好安全调度工作就要规范调度工作程序和标准。分析工作过程, 制定切实可行的调度工作的环节和标准, 使调度各项工作规范化、标准化, 从而规范调度员的行为, 使其安全而高效的进行调度工作, 确保电网的安全运行。

摘要：电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网运行, 电网调度值班员是电网运行、倒闸操作及事故处理的指挥者, 按照规定的调度范围行使指挥权, 因此在电网调度工作中对调度员自身的业务水平就提出了更高的要求。

8.电网调度知识 篇八

【摘要】随着科学技术的不断更新和发展，光纤技术正在大力进行推广，目前来看，在电网调度中存在着图形化的“四遥”模式，这种模式对于电网调度自动化水平的提升具有十分重要的作用。文章以电网调度控制一体化以及视频监控为设计目标，针对电网当前的现状，以人员出入信息以及火灾报警信息为功能需求，将所采集到的信息传输到调控中心。该系统结合了当前最为先进的视频监控技术以及各种环境监测技术，实现了电网调度的高度信息化。

【关键词】智能化；电网调度系统；监控平台；设计

一、引言

随着电力市场化的发展，业务流程敏捷性的要求逐渐提高，同时随着智能电网战略的实施，电网一体化特征日益明显，电网调度控制复杂性大大增加，这些都对调度技术支持手段提出了更高的要求。各调度中心必须通过技术手段实现调度中心之间以及调控中心内部信息集成与共享，为电网调度运行人员提供全面细致的电网状态，并提供相应的辅助决策支持、控制方案和应急预案等，实现多维度全景监视、综合智能预警和大电网协调控制。

二、传统电网调度环节存在不足

智能电网调度自动化的出現可以有效的弥补传统电网调度工作存在的不足。传统电网调度主要存在下面四个方面的缺陷：①缺乏相关技术标准，还需要补充制定电力系统安全稳定分析和控制方面的标准，如大规模分布式电源接入和特高压运行特征方面的；②电网调度技术水平低下，无法满足今后电网运行发展的要求，还需要不断的完善并且提高电网在线分析和控制技术，并且还要提高保护装置的数字化、信息化和集成化；③还没有足够的能力对大容量的风电以及太阳能等间歇性电源的出力进行预测和调控，还需要不断的传统电网调度节能环保能力进行提高。

三、监控体系架构

变电站接入智能电网调度控制系统集中监控的体系架构主要包括两大部分，即调度控制系统基础平台、电网运行稳态监控系统，其中还包括AVC（自动电压控制）、WAMS（广域测量系统）和二次设备在线监视等模块。调度控制系统基础平台主要是以电网运行数据为基础，通过服务总线、消息总线提供公共服务与调控一体的警告服务、权限服务，它能实现数据采集、模型和权限管理、人机界面控等调控业务的一体化采集、处理和展示。

在调度控制系统基础平台变电站集中监控的过程中，调控一体模型管理是整个管理的基础，主要包括一次模型和二次模型，前者涉及电网参数、一次参数等内容，后者有保护、测控等二次装置的信息。同时，通过设置权限和责任区可以实现对不同用户的“隔离”，避免出现越限使用、操作的情况，而且还能够减轻监控人员的工作负担。

智能电网调度控制系统基础平台变电站集中监控的作用有以下几点：①通过对运行数据的遥测、实时接收，利用相关逻辑完成遥信、遥测数据的处理，以得到准确、可靠的实时信息；②完成电网设备的操作、控制，在保证电网运行安全的基础上，利用集中监控系统实现电网调度控制中心对电网断路器、档位等设备的远程遥控操作；③完成信息的分析、处理，根据得到的实时数据信息，准确判断一、二次设备的运行状态，并以此作为调度控制的依据，有效提高调度控制的可靠性。

四、电网调度集控一体化技术支持

（一）智能监控技术

当前电力系统中应用了多种监控技术，但是不同监控技术之间主要是独立完成系统监控，例如电网高级应用模块通过分析状态信息和数据信息，可以得出电网的故障点或者异常点；SCADA系统实现了对抖动、异常波动、跳变等异常情况的实时监测。这两个系统之间缺少关联性，并且运行效率较低。随着电网的快速发展，在未来应加大对PAS、SCADA、FES等模块的分析研究，例如，PAS用于分析电网系统的异常点状态，SCADA可以利用跨厂或者全厂分析和计算系统薄弱量，FES主要用于分析单个点异常量。通过全面综合的分析，向电网调度人员提供更加全面、准确的分析结果，便于运行维护人员有针对性地进行管理和处理。

（二）运行管理技术

电网调度集控一体化系统的应用，需要满足运行维护人员、集控人员、调度人员的工作需求。当前，我国电力系统中，不同专业工作人员对电力系统进行调度、操作、监视和维护，主要是利用责任分区技术，按照信号位置、间隔或者电厂将电力设备划分为不同责任区，实现对电力系统设备的控制和监视。

五、智能电网调度自动化系统建设面临的挑战

智能电网调度自动化系统在建设过程中，主要受到以下五个方面的业务方面的挑战：①需要提高调度资源优化配置能力，从而使用节能发电调度和资源优化配置的需要；②提高调度驾驭大电网的能力，从而满足电网快速发展和安全运行稳定的要求；③建设备用调度体系，从而可以从容面对自然灾害的巨大影响；④完善二次系统纵深安全防护体系，有效的应对日益严峻的网络信息安全威胁对电网运行的影响。

六、结束语

综上所述，在电力系统中，电力电网的调度环节是非常重要的，对电力系统的安全可靠运行有着直接的影响。智能电网调度自动化是一个实时动态系统，能够对电力系统进行有效的分析和调控。一旦电力系统存在某些故障，那么智能电网调度自动化系统就能够及时并且准确地对发生的故障进行详细的分析和处理，保证事故处理的及时性，并且能够对电力电网的运行状况有着更加全面的了解。上文主要对智能电网调度自动化的内涵以及智能电网调度自动化技术进行了简单阐述，希望可以给其他电力工作者的对智能电网调度自动化的研究带来一定的参考，从而使得智能电网调度自动化系统变得更加完善，更好的发挥在电力系统中的作用。

参考文献