电网调度操作

2024-05-13

电网调度操作（精选6篇）

篇1：电网调度操作

电网调度操作

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

一、在操作前值班调度员应认真考虑以下问题：

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

②注意线路有无“T”接变电站和用户；

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

④注意防止产生工频、操作和谐振过电压；

⑤注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

⑥根据检修工作范围和安全工作的规定，做安全措施。

二、调度指令可分为下列三种形式：

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

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

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

三、值班调度员必须按照有关规定发布调度指令，并对其指令的正确性负责。

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

②填写操作指令票要以检修工作票、运行方式变更通知单、调度计划等为依据；

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

④操作指令票必须经过拟票、审核、发令、执行四个环节。

⑤发布指令时，应遵守发令、复诵、复核、记录、录音等制度。

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

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

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

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

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

a.设备工作是否结束，设备状态有无变化及主要缺陷；

b.设备可否投入运行；

c.汇报时间×时×分；线路工作人汇报的主要内容:

a.线路所做工作内容是否全部结束；

b.设备有无变化及主要缺陷；

c.相位有无变动；

d.工作人员是否全部撤离现场,现场自挂的接地线是否全部拆除;

e.线路可否送电；

f.汇报时间×时×分。

“汇报时间”作为现场工作结束的依据。

篇2：电网调度操作

【摘要】电力是国家的能源的神经中枢，也是带动国家和社会发展的发动机。因此电网的运行安全与否关乎国家的长治久安和社会的稳定。然而近年来由于气候异常以及操作不当等一些不可抗力或人为因素导致安全事故频发，因此电网调度防误操作的运行管理以及相关研究就变得尤为重要。作者通过本为对电网调度防误操作及其运行管理系统的阐述，希望为该项研究增加一些可参考的材料。

【关键词】电网调度；防误操作；运行管理系统

1.前言

在电网运行过程中，安全生产应该是我们每个电网人摆在首位的。今年来由于人为或自然原因造成的安全事故频频发生为我们敲响了警钟。因为天灾造成的事故也许是我们始料未及但可以提前建立预警机制和应急预案，而对于人为因素导致的安全事故是可以完全避免的。因此，对于电网调度的防误操作和对运行管理系统进行研究是非常必要的。而且随着电网运行规模的不断扩展，调度体系不断完善，设备运行监控不断集中，电力设备操作的不断复杂，防误操作的重要性将变得尤为明显。

2.防误操作管理系统分类

现行的防误操作管理系统总共分为三类，第一类为知识库型防误操作管理系统、第二类为仿真防误型操作管理系统、第三类为专家型防误操作管理系统。三种类型的系统各有特点，也各自存在着不足，接下来作者将为大家逐一对这三种防误操作管理系统进行介绍。企业可以根据自身情况，自主选择防误性好的管理系统进行应用，也可以因地制宜因时制宜将多种系统相结合，在应用中总结和摸索出属于自己的一套防误操作管理体系，在最大程度上降低事故发生率，让防误操作管理系统可以真正做到发挥自己应有的作用。

2.1知识库型

该类型管理系统的特点即为将任务操作归类整理，将操作目的等标注好存入数据库。在调度员作业时可根据标注好的标签进行查询，并根据实际电网调度作业中的实际情况自行作出调整。该系统的优点是，在系统的操作上十分简便，易于上手。然而该系统的不足之处则在于缺乏智能判断性，在防误和辨识操作是否有误上存在漏洞。

2.2仿真防误型

该类型系统对电网系统的接线构造等一些电网结构进行仿真性模仿，并且将技术图形化，调度员可以非常直观地直接从图形上进行操作，并且系统还会对未通过的操作对调度员作出提示。该系统的最大优点在于直观性强，能起到一定的防误作用。然而缺陷却在于网络的局限性，缺乏自动化和智能化的运作，只能对设备进行单独的核查，无法在全网实现联合智能监控，亦无法生成自动筛查机制。

2.3专家型

该类型系统的运行机制依托不同程序分段进行或者逻辑性开关来达到防失误的目的，该系统最大优势在于其智能性优于前两种管理操作系统，在整体依托逻辑运行和推理机制的前提下，可以自行生成操作内容。然而该系统不可避免的也存在着缺陷，因其在开发语言和图形功能上存在的问题，使得系统整体效果失真，而且界面操作较为复杂，可推广性和普遍应用性较差，同样不适于全网推广。

3.防误操作在电网调度中的应用

防误操作在电网中的实际应用对于电网的安全运行和生产、降低人为事故发生率起的作用是很大的。在前文中作者简要介绍了电网调度中几种常用的防误操作管理系统，在下文中作者会继续阐述电网调度实际工作中，中防误操作的应用和意义。

3.1预防调度事故

作为调度人员，首先要认清自己的主要职能是尽最大可能降低错误操作和错误调度事故的发生率。调度人员必须提高安全生产意识，时刻都要把安全操作放在首位，因为工作的重复率强，更要保证工作的严谨性和注意力的高度集中，严禁在工作中进行与工作无关的活动和行为。第二，对规章制度和操作流程要做到严格按照标准执行，不可有一丝一毫的侥幸心理或懈怠心理，企业要建立安全档案和严格的检查监督机制，并将其纳入及绩效考核奖惩指标，以激励员工积极执行安全生产。最后，调度员还要做到熟悉自己所负责辖区的电网运行情况，做好巡检巡查工作，并建立紧急预案，做到有备无患。

3.2预防操作事故

操作事故发生的主要愿意就是当班工作人员并未严格按照章程和安全规范进行运行作业，人为导致的电网安全事故，导致经济损失和人员伤亡的现象。因此，当班调度员必须严格遵照安全准确的流程进行运行作业，对应该作业的项目做到不遗漏、不擅自增加作业项目、不抱有侥幸心理擅自略过或是简化作业项目。作业日志的撰写必须严格遵循术语论述，字迹工整清楚。当值调度员在要对自己的操作填写进行反复背诵确认，做到精准无误。与此同时，每个班次的调度员都要严格按标准进行语音录入和反复背诵内容，对记录监护制度要严格执行。每班次调度员都要结束操作后对设备进行仔细检查和养护，同时督促相关部门同事做好对设备及其相关设施的监控维护。

3.3事故处理

电力部门在国民经济中的特殊地位，就决定了电网事故所带来的的影响性和事故造成后果的严重性。因此在电网事故发生时作为调度员首先要做到镇定，反应迅速。对事故进行冷静分析仔细筛查并且做到在最快时间内找到事故发生的原因。第二部就是在最短时间内对事故进行处理防止其扩大化，排除设备周围可能的所有危险因素，制定快速可行的抢修方案，以最快速度通知相关部门协同配合，分秒必争对事故中的设备进行抢修，以争取最短时间内恢复电网正常运行。

4.结束语

篇3：电网调度操作

随着电网规模的不断扩大, 电网检修及方式调整越发频繁, 调度员所承担的运行操作和工况调整将急剧增加, 传统的调度电话发令模式已无法满足多线式 (多业务协同、多任务并行、多单位协作、多信息共享) 大电网调度实时运行指挥的发展模式及要求。此外, 电话发令模式下语音的歧义、通话环境的嘈杂及可能存在的监护盲点等种种不利因素给电网调度埋下了安全隐患。因此, 从优化调度调控模式和管理模式, 增强调度驾驭复杂大电网的管控能力, 提高电网调度运行水平的角度出发, 研究和应用新的电网调度运行指挥工具将势在必行。

智能电网建设的逐步发展, 对电网调控和运行操作也提出了更安全、更高效的要求, 网络发令技术也随之应运而生。网络发令可实现操作指令的文字传输, 内容清晰明确, 每项操作指令由监护人审批后再执行, 杜绝了电话发令存在的错误记录、谐音误会等危险点, 缩短了接发令时间, 做到了操作全过程信息的自动记录和自动填写, 提高调度系统信息化应用水平, 加强调度机构与调度对象间的沟通协作, 提高调度运行操作效率, 提升电网调度运行水平, 对保障电网安全稳定运行意义重大。广东省调和南网总调分别研发了基于Ukey管理和基于受令资格管理的网络发令系统[1,2], 并投入了实际运行, 但两者都未能有效解决调度指令如何被安全且自动地送至受令单位中具备受令资格人员手中的问题。目前, 云南电网调度运行指挥平台[3] (以下简称“平台”) 已经建成, 依托该平台基础, 研究基于Ukey和受令资格管理的调度操作网络发令系统, 探索调度操作的新模式。

2 云南电网调度运行指挥平台

该平台将调度操作票管理等调度运行业务流程完善到平台各功能模块之中, 以配套的管理制度为纽带, 以可交互的实时消息为媒介, 建设除调度电话外另一条可支持云南电网省、地、县三级调度机构与调度对象之间并行开展调度运行业务的信息化指挥渠道。平台中调度操作票管理模块实现了省、地、县三级调度一体化的写票、审核、通告、执行和查询统计功能, 且平台建设了基于单位和人员的受令资格基础数据库和应用了PKI (公开密钥基础设施) 技术, 平台具有很强的安全性和严密性, 这些为云南电网调度操作网络发令系统的研究和应用提供了强有力的软硬件基础。

3 网络发令系统的主要功能

在平台的基础上, 基于计算机网络构建高效、安全的网络发令功能, 实现调度操作的网络化通告、签收、下令、监护、复诵和回令, 以改变甚至替代传统电话的操作下令和信息沟通模式。网络发令系统需要具备如下主要功能, 且各功能间应形成图1所示的工作流程。

1) 实现调度操作指令票在调度端的通告功能和在厂站端的签收功能;实现调度端对厂站签收状态的实时显示。

2) 实现调度端将调度操作指令的一条或多条操作项目按受令单位分包下达至厂站端。

3) 研究网络发令模式下的调度监护工作, 实现在调度端下达指令后、厂站端接到指令前完成调度端的监护行为。

4) 研究网络发令模式下的调度复诵和厂站复诵工作。实现在调度端下令后厂站端的完整输入复诵和厂站端回令后调度端的整条点选复诵。实现复诵确认后“发令人”、“监护人”、“发令时间”、“受令人”、“汇报人”及“完成时间”的自动填写。

5) 调度指令的网络回令功能

实现厂站端将调度操作指令票的一条或多条已操作完毕的操作项目回复至调度端。

6) 信息的保存与查询功能

保存调度端和厂站端间进行网络下令、监护、复诵和回令产生的信息, 形成过程记录, 并能方便查询。

4 网络发令系统的技术难点

4.1 安全性

将调度操作指令信息通过调度数据网安全地送至对应的受令单位且由该受令单位具备受令资格的人员接收, 不受调度数据网以外的信息干扰, 避免不具备受令资格人员接令, 避免信息的误发和错发。

为确保网络发令信息传递的安全性, 可采取以下三级安全管控措施。第一, 平台的登陆控制, 即只有调度受令资格的人员才能登陆使用平台;第二设置Ukey[4]授权管理和访问控制功能, 首先将Ukey与受令单位绑定, 实现一一对应;其次, 当受令单位中具备受令资格的人员使用网络发令功能时, 系统需对Ukey进行验证, 验证通过后才可对功能进行正常访问, 才能通过Ukey完成信息的正确传递, 如图1所示;第三, 设置消息加密、解密功能, 通过密钥对网络发令信息进行加密, 利用密文进行网络传输, 目标端在接收到消息后再通过密钥对加密后的信息进行解密, 从而还原原始信息内容。

4.2 实时性

调度端和厂站端的信息交互需要满足实时性要求, 避免因信息的滞后或不对称引起操作的延误。而平台采用响应速度慢的B/S结构设计, 如何在B/S模式下保证信息交互的实时性。

利用平台中已实现的消息总线, 并在消息总线中建立独立的通信通道, 为网络发令过程中需进行的通信提供支持, 实时获取发令信息及状态信息。同时, 将普通消息与网络发令过程中的交互消息分开处理, 避免网络发令过程交互消息对平台普通消息的影响。通信通道示意如图2所示。

4.3 可追溯性

在调度端和厂站端进行网络下令、复诵和回令的过程中, 需要对消息内容、发送时间、指令内容、责任人等实时记录, 并支持事后追溯、查询。

4.4 适应性

随着电网“调控一体化”发展思路的提出, 随着集控模式的不断扩大, 需要保证调度操作网络发令功能充分适应未来的大集控模式。

5 网络发令系统的优势

1) 调度操作网络化通告、签收、下令、监护、复诵和回令的实现, 加强了调度操作的全过程管控, 挖掘和拓展了调度机构并行开展调度运行指挥的潜能, 提高了调度系统信息化应用水平, 提高了调度运行操作效率, 提升了电网调度运行水平。

2) 通过Ukey授权管理、访问控制及加密技术的三级安全管控, 确保网络发令信息传递的安全性, 实现受令单位与可接令人之间的紧密关联, 强化了调度系统运行人员受令资格管理。

3) 通过网络发令, 一是调度员可在同一时间向多个受令单位下达多条操作指令, 极大地提高了调度下达操作指令的效率;二是调度指令的全过程文字传输, 内容清晰明确, 增强了调度与厂站间的沟通协作;三是实现了从调度下令到厂站回令整个过程操作信息的自动记录和自动填写, 极大地减轻了调度员维护票面信息的工作量。上述优势缩短了调度与厂站间的接发令时间, 提高了调度运行操作效率, 减少了设备停复电平均操作时间, 提高了设备可用率。

4) 调度指令的网络监护做到了每项操作指令由监护人审批后再执行, 加强了调度操作时调度员间的监护力度和沟通协作, 提高了调度操作的安全性。

5) 通过网络发令, 有效避免误接令现象。

6 结束语

以网络信息化手段来开辟调度操作下令的新模式, 有效改善或规避传统电话发令模式下的种种弊端, 有效提升电网调度运行水平, 更好地适应大电网调度实时运行指挥的发展需要, 更好地适应智能电网建设的发展需要。

参考文献

[1]陈刚, 林少华, 陈晓东, 等.广东电网调度运行电子发令系统的设计与实践[J].电力系统自动化, 2009, 33 (24) :88-90, 24.

[2]罗煜, 廖旭明.东莞地区调度中心网络发令系统的构建和应用[J].广东电力.2012, 25 (5) :81-85, 92.

[3]刘旭斐, 谢一工, 王珍意, 等.电网调度运行指挥信息化平台的应用[J].现代电力, 2012 (03) :21-26.

篇4：电网运行常见故障及调度安全操作

关键词：电网；故障；调度安全操作

中图分类号：TM734文献标识码：A文章编号：1006-8937（2011）22-0125-01

近些年，由于电网的发展突飞猛进，微型计算机的保护以及高科技的普及与应用，调度管理信息系统与远动的逐步完善，调度技术以及装备水平也得到明显提升，使得电力调度领域的自动化程度愈来愈高，非常有利于电网的安全平稳运行。然而，从实践工作经验方面来看，如果要想保证电网的安全平稳运行，务必牢牢把握调度操作安全以及事故处置两个重要环节。文章就电网运行中的常见故障及调度安全操作方法进行分析。

1线路的开关出现故障

线路的开关出现问题之后的保护性跳闸是因为线路出现单相接地的问题、相间的问题以及三相短路的问题而产生的。线路出现单相接地的问题之后，重合闸的设备会进行动作使得问题开关产生重合，如果重合在无法恢复的故障上，也就是在问题并未获得排除的情形下，重合闸设备会实施动作将三相开关断开。但是在线路相间或者三相开关由于产生故障造成跳闸之后重合闸不会产生动作。出现单相接地的问题之后如果重合成功，于是调度操作人员应该依据护动作的具体状况与有问题的滤波器的相关信息数据，向有关单位报告及时进行事故带电检查线路。线路出现之后单相接地的问题如果重合失败，或者出现相间、三相短路的问题，应该立即对系统潮流进行调整，预防其余线路出现过载状况。并且应在现场查明开关情况，上报有关保护动作的具体状况。当检查开关没有出现异常之后，可以依据实际状况对线路实施一次强行送电，强行送电的时候应该选择准确的强送端并且确保有稳定的速动保护的相关措施。假如开关不正常或者跳闸的次数已经达到，可以利用旁路转代功能以对线路的送电工作进行恢复。若强行送电失败，可以依据具体状况再次实施强行送电或者对线路实施检修，并且及时告知有关单位立即实施抢修。

2开关出现异常

开关出现异常是由于开关自身不动作或者出现错误操作等造成的开关出现失灵。造成该问题的因素比较多，譬如开关的分合闸出现闭锁等等。如果开关的分合闸出现闭锁，要及时对采取断电的措施。凡是变电所安装了专用旁路或者母联代替旁路开关的，可以利用转代的方法停止被锁住的开关。如果双母线运转的厂站难以采取转代进行断电的，可以利用母联开关串联出现问题的线路开关之后，停线路进行处置。针对两条母线之间三个开关串联接线的220 kV的母线模式，可以直接将开关的两边闸刀断开进行隔离。假如母联开关变成了一个死开关，可以利用某个开关的两个母线闸刀跨接的方式联接双母线，然后将母联开关的两边闸刀断开。此外，也能够先变成单母线的接线模式，然后让母联开关进行分隔。如果开关不是全相运转，便在开关出现单相跳闸的时候，若重合闸没有进行动作，可以立刻命令现场进行一次手动合闸，合闸失败就应该拉开其它两相的开关；若两相开关的已经拉开，应该立刻将另外的一相开关拉开；若不是全相开关采用上述动作难以断开或者合上的时候，则立即将断开线路的对侧开关，再到开关机柜就地将开关断开。

3母线出现故障

母线出现故障指的是在保护母差的范围之内出现了设备问题造成母线的电压消逝问题。因为联接母线上的器件非常多，因此母线出现问题产生的影响比较严重。当母线出现问题时，地调人员应该立刻告知事故现场针对一次设备以及二次设备实施检查，如果发现明显的故障点，能够分隔的应该立刻将故障点分隔，并且立即使母线的送电工作得到恢复。故障点比较明显的，但是难以进行隔离的，如果是双母线中出现故障的是一条母线的时候，应该在确定故障母线上面的器件没有问题之后，将其和运转母线连接起来并且进行恢复送电。如果故障点不太明显，可以利用外部电源或者带有充电保护装置的母联开关对尝试对出现问题的母线进行送电，条件允许的话可以利用发电机对出现问题的母线实施零起升压，等到送电恢复正常之后然后复原其余设备。若充电失败，表明问题依然没有得到解决，应该继续进行检查处置。

4变压器出现故障

变压器出现故障造成跳闸之后，应该按照跳闸的时候继电保护以及出现故障的时候外部状况判断故障产生的原因。如果重瓦斯与电流差动保护产生同样的跳闸动作，没有找出原因和排除故障前严禁强行送电；重瓦斯或者电流差动保护其中一个出现跳闸动作，如果并非保护错误操作，在对外部进行检查没有发现明显的故障，通过检测瓦斯气体证实变压器的内部没有发现明显的故障之后，经过主管设备部门的总工程师认可，可以尝试送电一次，条件允许的话可以利用发电机实施零起升压。变压器出现后备保护动作时的跳闸，经过对其外部进行检查发现正常，可以尝试送电一次。

5发电机组出现故障

发电机组出现故障造成跳闸之后将导致联络线路的受电提高，系统的频率减弱。调度人员需要立刻升起备用处理调节联络线路与频率直到符合要求为止，当没有调节能力的时候，可以利用故障限电的方法限制负荷。随时掌握机组出现跳闸的原因之后向相关领导报告。电厂值长等到机组处置正常之后，和地调联络并网的工作。

6二次设备出现故障

①线路出现微型计算机保护的有关故障的情形比较常见，处置的办法也比较简易。若保护线路的高频接发讯机出现故障，对高频通道进行测试发现不正常等，可以将线路两边相应的高频保护取消跳闸；若线路微型计算机保护发出设备不正常的信号，就需要取消本侧微型计算机保护、高频的那部分及其对侧相应的高频保护措施，并且尽快告知相关人员及时处置，应该确保线路最少有一套全线相继速动保护的装置。

②厂站值班人员可以按照运行模式、天气影响因素研判可能出现接地的位置，采用分段处置的方式，以首先对信号照明系统进行检查、然后对操作控制系统进行检查，先对室外部分进行检查、然后对室内部分进行检查，逐级进行检查，再对分割接地点进行处置。

③如果母差保护产生交流电流回路就应该立刻停止实施母差保护，尽快告知相关人员及时进行处置，并且实施好无母差的预防事故发生的安全措施。

参考文献：

[1] 邓慧琼.电网连锁故障的激发因素研究[J].河北科技大学学报,2010,(3).

[2] 邢金友.变电所的常见故障及处理[J].煤炭技术,2009,(8).

篇5：中国电网调度现状

随着我国社会经济的发展和文化的进步，中国的电网调度取得了前所未有的发展，以《电力法》和《电网调度管理条例》(以下简称《条例》)的发布施行为标志，我国的电网调度进入了依法调度的新时期。

3.1.1调度机构及五级电网调度系统

我国现行的调度管理体制是国家电力公司主管全国的电网调度工作，县级及以上电网经营企业主管辖区内电网的调度工作，各级电网经营企业都相应设立了电网调度机构。根据《条例》的规定，我国已初步形成了由国调、网调、省调、地调、县调组成的全国五级电网调度系统，调度机构的设置和层级划分原则已经由法律予以规定。

目前国调代表国家电力公司行使电网调度管理职能，并对直调范围内的电厂、跨大区电网的联络线及有关变电站等进行实时调度。跨省电网内设有四级调度机构，独立省电网内只设三级调度机构。这种层级设置既是我国电网调度实践的科学总结，也是与国际大电网会议39工作组的调查结果相一致的。

3.1.2我国电网调度自身面临的主要问题

篇6：电网调度规程

第一章总则

第1条电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

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

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

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

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

第二章调度管理

第一节调度管理的任

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

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

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

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

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

第7条电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

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

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

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

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

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

8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

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

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

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

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

第11条地调管辖委托县调代管设备划分原则

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

第12条县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

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

第三节调度管理制度

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

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

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

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

第21条进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

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

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

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

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

第四节检修管理

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

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

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

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

1、八小时以内可以完工的检修；

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第42条地调批准的设备检修时间计算：

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

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

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

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

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

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

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

第五节出力管理

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

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

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

第六节负荷管理

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

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

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

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

第七节运行方式的编制和管理

第56条编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项第三章调度操作

第一节操作的一般规则

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

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

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

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

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

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

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位；

3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

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

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

2、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

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

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

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

第二节操作制度

第135条操作指令票制：

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

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

3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备；

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

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

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

第138条录音记录制：

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

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

第三节变压器操作

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

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

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

第143条变压器并列运行的条件：

1、结线组别相同；

2、电压比相同；

3、短路电压相等。

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

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

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

第四节母线、刀闸操作规定

第146条母线的倒换操作，必须使用母联开关。

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

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

第149条母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条刀闸的操作范围：

1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器；

2、在无雷电活动时拉合避雷器；

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

4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；

5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；

6、拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但220kV以上应使用户外三联刀闸）；

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节开关操作

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

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

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

第六节线路操作

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

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

第七节解、并列操作

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

第161条准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条并列时调整频率的原则：

1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

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

1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

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

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

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

第166条解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条闭式网络只有相位相同才允许合环。

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

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

第九节零起升压操作

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

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

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

第173条零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章电网事故处理

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

第200条事故处理的主要任务：

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

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；

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

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

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

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；

4、人身安全和设备运行异常情况。

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

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

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

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；

2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；

4、将已损坏的设备隔离；

5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

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

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205条值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

2、按照规定及时处理异常频率和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

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

第二节线路的事故处理

第209条单电源线路故障开关掉闸时的处理：

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

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

第211条两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

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

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

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

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

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

第218条电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

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

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

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

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

第三节小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条接地故障的处理的一般规定

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

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

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

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

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

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

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

分割电网的方法：

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

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

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

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；