眉山电网调度管理规程
第一章 总则
1.
1为了加强眉山电网调度管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《四川电网调度管理规程》和有关规程、规定，结合眉山电网的具体情况，制定本规程。
1.2 本规程所称电网包括发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通讯设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。
1.
3眉山电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协调配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。
1.4 眉山电力调度系统包括眉山电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。眉山电网内设立二级调度机构，依次为：眉山电力调度通讯中心，简称地调；县级供电局（公司）调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站或监控中心的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。
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1.5 本规程是眉山电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。眉山电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。
1.6 眉山电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及眉山电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。
1.7 本规程由四川省电力公司眉山公司负责修订、解释。
第二章
调度管辖范围及职权
2.1 地调调度管辖范围 2.1.1 220kV变电站主变压器； 2.1.2 110kV电网；
2.1.3 供电局与供电局之间的35kV联络线； 2.1.4 东坡区境内35kV、10kV电网；
2.1.5 电网内装机容量10MW以下的发电厂及其送出系统； 2.1.6 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。 2.2 地调调度许可范围
2.2.1 运行状态变化对地调调度的设备有影响的35kV及以下送出设备；
2.2.2 在不同220kV、110kV及35kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；
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2.2.3 其他运行状态变化对地调管辖电网运行影响较大的县调调度管辖或地调委托调度设备。
2.3 县调调度管辖范围
2.3.1 本地区35kV及以下电网；
2.3.2 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。 2.4 各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。
2.5 属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。
2.6 电网调度运行管理的主要任务
2.6.1 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、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；
2.6.2 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，使电能质量指标符合国家规定的标准；
2.6.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益；
2.6.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。 2.7 地调的职责和权限
2.7.1 在保证四川主网系统安全、优质、经济运行的前提下负责眉山电网的安全、优质、经济运行；
2.7.2 接受省调的调度管理；
2.7.3 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通讯、自
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动化等专业管理；
2.7.4 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.7.5 负责眉山电网电力、电量的统计、考核和结算审核工作；负责并网小水（火）电厂上网电力电量的管理考核工作；
2.7.6 负责所辖电网调峰及调压；
2.7.7 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核；
2.7.8 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表；
2.7.9 负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；
2.7.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动投运方案并组织实施；
2.7.11 负责编制眉山电网设备停电检修计划；
2.7.12 确定管辖电力系统的电压中枢点，编制并下达中枢点电压（无功）曲线，并确定系统内各变电站主变的分接开关位置，指挥所辖设备的无功、电压调整；
2.7.13 按规定和需要对本系统有、无功潮流进行计算；对 本系统进行线损统计分析和理论线损的计算；
2.7.14 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.7.15 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；
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2.7.16 参与所辖电网事故分析和事故调查；
2.7.17 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经四川省电力公司眉山公司批准后执行；
2.7.18 行使眉山公司和省调授予的其他职权。 2.8 县调的职责和权限 2.8.1 接受地调的调度管理；
2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、通信、自动化等专业管理；
2.8.3 负责所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.8.4 负责所辖电网电力电量的考核结算；
2.8.5 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核；
2.8.6 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表；
2.8.7 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动投运方案并组织实施；
2.8.8 负责编制所辖电网设备停电检修计划； 2.8.9 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.10 参与签订所辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；
2.8.11 参与所辖电网事故分析和事故调查；
2.8.12 负责修编所辖电网调度的有关规定，经供电局批准后执行，并报地调备案；
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2.8.13 行使供电局和地调授予的其他职权。
第三章
调度管理制度
3.1 各级调度机构的值班调度员在其值班期间内为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。在调度关系上，下级调度值班调度员、发电厂值长、变电站和监控中心的值班长或正班，必须接受上级调度值班调度员的指挥，执行其调度指令。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。
3.2 任何单位和个人不得违反《电网调度管理条例》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，并将情况及时报告本单位领导和上级调度部门。
3.3 下级调度机构的值班调度员及厂站值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。
3.4 各级调度部门、发电厂、变电站和监控中心的值班人员（值班调度员、值长、值班长），在进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、
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姓名。并严格执行复诵、监护、录音、记录和使用模拟图板（或监控系统）等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。
3.5 如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。
3.6 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班 调度员的许可，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。
3.7 各级调度部门调度管辖范围的设备，当其操作对上级或 下级调度管辖系统的运行方式及继电保护、安控装置等有影响时，只有在得到上级调度部门的许可或下级调度部门的同意后才能进行操作。
3.8 为了保证系统的安全、稳定运行，在紧急或特殊情况下， 上级值班调度员有权直接对下级调度管辖的设备行使指挥权，但事
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后应尽快通知有关调度部门值班调度员。
3.9
值班调度员发布的调度指令，值班人员接受后必须立即 执行。任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。
3.10 发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。
3.1
1值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他命令时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的命令时，值班人员应按上级值班调度员的命令执行。若值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令时，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。
3.1
2上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、调度科（班）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。
3.13 调度指令的执行，是指从值班调度员正式发布指令时开始，至执行人员操作完毕并报告发令值班调度员时为止。值班调度员发布调度指令或进行调度联系时必须严格使用设备的双重命名编号。发令时，一人操作，一人监护，并按调度命令票逐项操作，严禁值班调度员按调度命令票顺序同时对多个相关的单位发布调度指令。
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3.14 当发电厂、变电站或线路等设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。
3.15 在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。
3.16 各级值班人员应按调度部门规定的时间、项目和内容汇报运行数据和情况。值班调度员应随时了解掌握运行情况，根据电网实际情况及时对运行方式，有、无功潮流，电压及安控保护自动装置等进行合理调整。
3.17
各运行单位的值班人员轮值表应每月与值班调度员轮值表互换。有权接受调度命令的值班人员名单，由各运行单位自行审定，并报上级调度部门备案，如有变动应及时报告。非当值值班人员，无权接受调度指令，在上级调度发布指令时，无权接受者应及时申明。非当值值班调度员，无权发布调度指令。
3.18
值班调度员应具有相当的专业知识和现场实际经验，经培训、考核并取得合格证书后，方可上岗，并书面通知所辖系统有关运行单位。
3.19
用户变电站、配电室的值班人员，必须经过四川省电力公司眉山公司有关部门培训考核合格并取得相应证书后方能上岗担任值班工作。
3.20 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，提交有关部门，依据有关法律、
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法规和规定处理。
第四章
运行方式的编制和管理
4.1 地县两级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制定电网特殊运行方式。
4.2 年度运行方式的编制
年度运行方式是保证电网正常运行的年度大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本年度运行方式两部分，包括以下内容：
上年度电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；电网正常运行和特殊运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网低频减负荷整定方案；系统运行中出现的主要问题和改进建议。
地县两级调度应于当年收到上级调度下达的年度运行方式后一个月内编制完成本地区下年度的电网运行方式。
4.
3月度运行方式的编制
月度运行方式也称月电力生产调度计划，应根据省调下达的月电力生产调度计划，会同计划、生技、营销等部门确定的购电计划、检修计划和各供电局的负荷、电量分配计划，编制眉山电网月电力生产调度计划，其内容包括：
系统和地区预计最大用电负荷、电量；直调电厂（网）负荷曲
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线、电量；主要设备检修进度计划；主要新（改）建发输电设备投产计划；其他重要情况说明。
4.4 日方式的编制
日运行方式也称日调度任务书，应根据各供电局、发电厂及有关单位前一日10时前提出的所辖系统次日（星期五为后三日）设备检修安排，负荷预测及发电出力进行综合平衡后，于前一日18时前编制下达，其内容包括：
各直购地方电厂（网）的负荷、电量计划；各供电局供电负荷曲线和日电量计划；发、输、变、配电设备检修安排；主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。
4.5 电网特殊运行方式的编制 电网特殊运行方式应包括下列内容：
发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；各供电局用电负荷计划；继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。
4.6 年度运行方式、月度运行方式和特殊运行方式由四川省电力公司眉山公司领导批准后执行，电网日运行方式由眉山地调领导批准后执行。
4.7
改变运行方式的规定
4.7.1由于运行情况的变化，需较长时间改变局部正常运行方
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式，或采取特殊运行方式，且变动较大时，由眉山地调提出方案，报四川省电力公司眉山公司主管生产领导（包括生产总工）审批后执行；
4.7.2根据检修计划和临时工作制定的运行方式由眉山地调领 导审批后执行；
4.7.3值班调度员在遇有特殊情况、或事故处理需要立即采取 临时运行方式时，应充分考虑到电压潮流变化、设备过载能力、消弧线圈的调整以及对继电保护、安全自动装置的影响，并按规定进行更改，并及时报告眉山地调领导。
4.8 为保证系统结线图的正确性，利于安全调度运行工作， 各县调应每年向地调报送一份电气结线图，如有变动应及时修改并书面报送眉山地调。
第五章
设备的检修管理
5.1 凡并入眉山电网运行且属调度管理设备的定期检修、试验、清扫等工作，必须纳入设备检修计划，检修计划分为年度、季度、月度及日计划。
5.
2设备检修原则
5.2.1设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定；
5.2.2 发、供电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期检修、火电机组检修应尽量安排在平水期及丰水期检修；
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5.2.3 设备检修必须协调配合，避免重复停电。 5.3 地调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。 5.4 系统内设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。
计划检修是指纳入年度、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等。
非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。
5.5 计划检修管理
5.5.1 年度计划检修：每年11月底以前，由发电厂、供电局、生维中心负责编制下一年度的设备检修计划报送地调，地调统一平衡后下达执行。与地调管辖设备相关的各电厂、供电局的下一年度设备检修计划在每年12月10日前报地调备案，地调可在必要时对有关内容进行调整。
5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、供电局、生维中心负责编制下一季度的设备检修计划报送地调，地调根据年度检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行。
5.5.3月度计划检修：地调根据管辖设备的年度、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于25日前随月调度计划下达。
5.5.4 已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1天的上午向地调提出设备检修申请，影响对外停电的计划检修申请至少需提前7天的上午向地调提出设备检修申请，地调于当天下午15：
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00时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。 5.5.5 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告地调值班调度员。计划检修中发现新的重要缺陷必须处理时，在原计划工期内不能完成者，可在原批准计划检修工期过半前向地调申请办理一次延期手续，遇节假日应提前申请。
5.5.6 计划检修确定后，除不可抗拒的原因影响外，一般不予改变工期，如因电网原因引起的变动，地调应重新安排合理的计划时间。
5.5.7 对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。
5.6
非计划检修规定
5.6.
1非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列检修：
5.6.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；
5.6.1.2 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修；
5.6.1.3 在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修；
5.6.2 非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。
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5.6.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向地调补办设备停电检修申请书。
5.7
检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。
5.8
凡变更原结线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的结线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送地调并经地调相关科室批复。凡异动后需进行的试验项目应在申请书中明确提出。
5.9 在地调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向地调当值调度员提出电话申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸后是否可以强送电或其他要求。
地调值班调度员有权批准在当天内完工的带电作业。 5.10 地调调度管辖设备的继电保护、安全自动装置、并车装置、通讯自动化设备、故障录波器等的启用、停运、试验、检修或其他改进工作等，应按规定办理申请手续。
5.11 凡基建施工需要对地调调度管辖的发、输、变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向地调提出申请。系统新（扩）、改建的未正式投运的输变电设备，需要配合做安全措施的，由启动投运委员会决定。
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5.12 凡变更结线方式或设备型号，必须填写《眉山电力系统设备异动申请书》，并将改变前后的结线图及变更设备资料随同“停电检修申请书”一并报送调度部门。凡检修后需核相者，应在申请中明确提出，并确定核相单位。现场变更接线方式或设备间隔的，调度可启用临时的调度命名编号，以示区分。
5.13 设备改变其运行状态，虽已提出申请并经批准，但在操作前仍须得到当值调度员的指令或许可。严禁按检修工作 “约时”开工、完工和“约时”停电、送电。严禁未经申请批复同意，私自在已停电或备用设备（含拉闸限电）上进行任何工作。
5.14 地调调度管辖设备的非计划检修或检修延期，应按《电业事故调查规程》有关规定处理。
5.15 设备的检修时间
5.15.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或提出停用时开始，到设备按调度要求运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内。
5.15.2 输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复送电的报告时止。
5.16 值班调度员在许可输电线路和其他设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断
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开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。
5.17 输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责令厂、站值班员执行，工作现场的安全措施，在许可开工后由检修工作班组自行安装，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。
5.18 发电厂、变电站内电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责（不包括线路停电的安全措施），工作结束后应自行拆除，开关、刀闸均应处于拉开位置，再办理竣工手续。
第六章
新建和改（扩）建设备加入系统运行的
调
度
管
理
6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前二十天向调度部门提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料，详见附录八。
6.
2调度部门在规定期限内收到有关新设备投运的
一、二次图纸资料后，应立即进行启动投运的相关准备工作。调度部门应在保护整组试验前三天提供保护调试定值，新设备投运前二天提供继电保护正式定值，新设备投运前十天下达新设备命名文件，新设备投运前四天提供启动投运方案。
6.3 新设备投入运行前七天，由设备运行单位按《新设备加
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入系统运行申请书》的要求向调度部门提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单； 待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动条件。
6.4 调度部门接到申请后，应在启动投产前五天批复。 6.5 新设备投运前必须具备下列条件，否则调度部门有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请。
6.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度部门已提出新设备投运申请并经批准；
6.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS 功能）、调速器、安全自动装置以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；
6.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；
6.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；
6.5.5 与有关调度部门已签定并网调度协议，相关设备及厂、站具备启动条件；
6.5.6 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪，报、竞价系统完善；
6.5.7 新建发电厂和变电站在加入系统运行前，必须具备两种以上不同方式的调度专用通讯通道；
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6.5.8 生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；
6.5.9 启动试验方案和相应调度方案已批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。
6.6 新设备投产前，相关单位应提前二个月向调度部门报送新设备投产计划，调度根据电网实际运行情况安排、平衡。
6.7 新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。
6.8 投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。
6.9 配网线路发生改接变化时，必须在设备异动申请书上填写清楚装载容量、双电源和重要用户的异动情况（确无变动时填写双电源和重要用户无异动）以及线路改接异动的文件依据，并对其正确性负责。
第七章
有功功率的调度管理
7.1 调度部门编制日负荷曲线的原则是，在满足下列要求的前提下，使整个眉山电网在安全、经济的方式下运行。
7.1.1 严格执行上级调度下达的有功负荷曲线。
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7.1.2 加强对并入眉山电网运行的地方电厂、企业自备电厂的统一调度，以最大限度地合理使用和节约一次能源。
7.1.3 当值调度员根据系统实际情况，有权按《电网调度管理条例》和电力市场营运规则的规定修改日负荷曲线计划，并及时通知有关部门。
7.2 为搞好日负荷管理，各县调应于每日10时前向地调上报次日预计负荷，地调汇总平衡后于11时前上报省调，经省调批准后于18时分解下达给各县调和有关单位。
7.3 各县调应严格按日调度计划用电。当系统频率下降到规定标准时，各级值班调度员应根据上级调度的指令控制负荷，采用有效手段使系统频率恢复到正常值内。
7.4 当系统事故或输变电设备严重超载时，各级值班调度员应迅速主动地采取一切有效手段控制负荷，直到系统运行恢复正常。
7.5 在电网发生发电出力不足的情况下,各地区必须严格按 计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或者电量的地区实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。
7.6 各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。 如果自报送之日起，三十天内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。
7.7 对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电；届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电
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威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。
第八章
无功功率调度管理及其电压调整
8.1 无功电压调度管理要求
8.1.1 电网中的无功功率原则上应实行分层、分区，就地平衡，避免长距离输送；
8.1.2 四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：地调负责110kV电网的无功电压管理，县调负责35kV及以下电网无功电压管理；
8.1.3 各级调度应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。主网的电压控制、监测、考核点由省调设置。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和报省调备案；
8.1.4 各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合部颁无功电压管理的《导则》、《条例》和《规定》的有关要求；
8.1.5 并入电网的各发电厂必须具备《导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实用进相范围。
8.2 无功电压的正常运行与调整
8.2.1 各发电厂的值班人员，应按照电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。
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8.2.1.1高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；
8.2.1.2低谷负荷时，须提高发电机力率运行，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；
8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值；
8.2.1.4当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告上级值班调度员。
8.2.2 各变电站的值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整设备的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿和调压设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行。
8.2.2.1高峰负荷电压偏低运行时，应投入补偿电容器，切除补偿电抗器，提高母线运行电压；
8.2.2.2低谷负荷电压偏高运行时, 应切除补偿电容器，投入补偿电抗器，降低母线运行电压；
8.2.2.3当补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告上级值班调度员；
8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由
22
该站的上级调度下达运行定值，装置的投、退须经上级调度的批准。
8.2.3 各厂站变压器分接头档位的运行调整
8.2.3.1 无载调压变压器的电压分接头，由调度部门从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发 ，规定其运行档位，按值班调度员的指令执行，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；
8.2.3.2 装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录。
8.2.4
电压的质量标准
8.2.4.1
用户受端的电压允许偏差值：
8.2.4.1.1 35kV及以上电压等级供电的用户的电压变动幅值，不得超过系统额定电压的±10%，应在系统额定电压的90%~110%范围内；
8.2.4.1.2 6~10kV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%；
8.2.4.1.3 380V用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%；
8.2.4.1.4 220V用户的电压允许偏差值为系统额定电压的+7%、－10%；
8.2.4.1.5 特殊用户的电压允许偏差值按《供(售)用电合同》商定的数值确定。
8.2.4.2 发电厂和变电站供电电压允许偏差值：
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8.2.4.2.1 发电厂和220kV变电站的110kV、35kV母线电压， 正常运行方式时为相应系统额定电压的－3%∽+7%；事故后为系统额定电压的±10%；
8.2.4.2.2 发电厂和变电站的10kV、6kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0％～+7％，并应满足所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压均符合本条1款中(2)(3)(4)(5)项的规定值。
8.2.5 系统内应有一定的无功备用容量。无功功率应尽量就地平衡，避免地区间的长距离输送。新建、扩建的变电配电设备，必须按规定配足无功补偿容量，并保证与配电设备同步投运，否则调度部门有权拒绝批复新设备加入系统运行申请书。
8.3 电压异常的处理
8.3.
1当发电厂母线电压降低至额定电压90％以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发电机的过负荷能力使电压恢复至额定电压的90％以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况。
8.3.2 当枢纽变电站220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采取拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95％以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电。
8.3.3 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并
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报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员，应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常。
第九章
电网稳定管理
9.1 各级调度部门的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。
9.2 地调应每年对调度管辖地区的电网进行安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，以采取必要的稳定措施。
9.3 并网发电厂应制定保电厂和保发电设备的安全措施，包括在失去系统电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报地调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。并网发电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。
9.4 电网稳定监控
9.4.1 各级调度负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行。 9.4.2 发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录。
9.4.3 当电网出现特殊运行方式时，调度部门应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达
25
给各监控单位执行。
9.5 电网发生系统性事故后，有关单位应尽快收集事故记录和资料报送四川省电力公司眉山公司和地调，并会同四川省电力公司眉山公司和地调及时分析事故，提出相应对策。
9.6 系统稳定的运行规定
9.6.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。地调调度管辖的110kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到四川省电力公司眉山公司主管生产的领导（包括总工程师）批准；并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施。
9.6.2 在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮 流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。
第十章
消弧线圈的运行管理
10.1 消弧线圈运行原则
10.1.1 为减少不接地系统发生单相接地时的电容电流，并防止单相接地转变为相间短路，当6kV网络的电容电流超过30安、35kV网络电容电流超过15安时，应采用消弧线圈进行补偿。（3kV～10kV 不直接连接发电机的系统和35kV、66kV 系统，当单相接地故障电容电流不超过下列数值时，应采用不接地方式；当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式：a)3kV～10kV 钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV 系统，10A。b)3kV～10kV 非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构
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成的系统，当电压为：1)3kV 和6kV 时，30A；2)10kV 时，20A。c）3kV～10kV 电缆线路构成的系统，30A。）
10.1.2 正常情况下，消弧线圈采用过补偿的运行方式。过补偿后的电感电流为：6kV 5~15安 ；35kV 5~10安。消弧线圈经补偿后的脱谐度为：－5% ~－25%。
10.1.3 在特殊情况下需采用欠补偿的运行方式时，应满足消弧线圈脱谐度的要求，并经四川省电力公司眉山公司总工批准。
10.1.4 装有消弧线圈的发电厂和变电站的值班员，当发现消弧线圈中性点位移电压超过相电压的15%（6kV网络为545v；35kV网络为3330v）时，应立即报告值班调度员。特殊情况下，不得超过相电压的20%（6kV网络为726v；35kV网络为4440v）。
10.1.5 消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。在系统中性点位移电压高于0.5 倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。
10.1.6消弧线圈中一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。
10.2 消弧线圈操作原则
10.2.1 消弧线圈的投入、退出及分接头的调整须按补偿网络所辖调度值班调度员的命令执行。
10.2.2 在过补偿运行方式下，其操作顺序为：
10.2.2.1 当网络增加运行线路长度时，应先拉开消弧线圈刀
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闸，调整其分接头至所需档位并投入运行，然后再增加网络运行线路；
10.2.2.2当网络减少运行线路长度时，应先切除线路后，再拉开消弧线圈刀闸，调整其分接头至所需档位并投入运行。
10.2.3 在欠补偿运行方式下（特殊情况采用），消弧线圈的操作顺序与过补偿运行方式的操作顺序相反。
10.2.4 中性点接有消弧线圈的变压器（发电机），应在主变35kV侧开关（发电机开关）断开前，先切除消弧线圈；在主变35kV侧开关（发电机开关）合上后，再投入消弧线圈。
10.2.5 当所操作的线路（切除或投入）与相邻采用消弧线圈进行补偿的网络有电气联系时，应由操作方先与相邻补偿网络所属调度联系后方可进行线路的投入或切除操作，以便对方及时进行消弧线圈的调整。
10.2.6 进行消弧线圈的切换操作时，应先拉后合，禁止将一台消弧线圈同时投至两台及以上的变压器或发电机中性点上运行。
10.3 消弧线圈在网络发生接地时的允许运行时间（或中性点位移电压及允许运行时间），按制造厂家规定执行。若厂家无规定者，可按允许温升不超过55℃、接地运行时间不超过2小时处理。
10.4 网络发生接地时，原则上禁止对消弧线圈进行操作，应设法将故障线路退出运行或与补偿网络分割隔离开运行。
10.5 允许操作消弧线圈时，其中性点位移电压极限值为：6kV网络1750v；35kV网络10000v。
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第十一章 安全自动装置的调度管理
11.1 本章所述安全自动装置是指安全稳定控制装置及低频减载装置，备用电源自动投切装置，其中，安全稳定控制装置的调度管理按《四川电网调度管理规程》规定执行。
11.2 电网低频、低压自动减负荷管理
11.2.1 地调根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。
11.2.2 低频率自动减负荷的整定方案和管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。
11.2.3 在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减载负荷装置。
11.2.4 正常情况下，低周减载装置必须投入运行，不得擅自将装置退出运行。
11.2.5 装置的定期检验和更改定值须经地调值班调度员同意方可进行。
11.2.6 低周减载装置动作后，厂，站值班人员应立即向调度部门汇报，并逐级汇报到省调调度员。各厂站值班人员不得自行恢复送电。
11.2.7 各县调应定期对本地区的各级低频减负荷装置实际控制负荷数量、低频减负荷装置数量及实际投运情况进行统计和分
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析，并报送地调。
11.3 备用电源自动投切装置管理
11.3.1 110kV、35kV双电源的变电站闭环建设，开环运行，需装设备用电源自动投切装置。
11.3.2 双电源的变电站进线一主供一备用，备自投投于备用电源开关，保证可靠动作。
11.3.3 双电源的变电站任一进线停电，需停用备自投装置。
第十二章
倒闸操作
12.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。地调调度管辖设备, 其操作须由地调值班调度员下达指令方可执行；地调许可范围内的设备，在操作前必须得到地调值班调度员的许可。地调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，地调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。
12.2 操作前应认真考虑以下问题: 12.2.1 接线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策。
12.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化。避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况。
12.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况是否正确。
12.2.4 开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、
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带地线送电及带负荷拉合刀闸等误操作。
12.2.5 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确。
12.2.6 注意设备缺陷可能给操作带来的影响，做好操作中可能出现异常情况的事故预想。
12.2.7 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。
12.3 调度操作指令
调度操作指令分单项、逐项、综合三种。
12.3.1 单项指令。只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开、停机炉，加、减负荷，限电，启、停用重合闸装置，设备检修开工，许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或现场运行人员操作。发、受双方均应作好记录并录音。
12.3.2 逐项指令。涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，现场值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。
12.3.3 综合指令。只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由现场运行人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。厂站值班人员对于本单位常见的正常操作，如旁
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路开关代线路开关运行、倒母线等，应预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。
12.4 倒闸操作票制度
12.4.1 电力系统的倒闸操作是指电气设备由一种使用状态转入另一种使用状态（一般分为“运行”、“冷备用”、“热备用”、“停电”、“检修”五种）。
12.4.1.1 运行：指电气设备处于带电状态或带有负荷； 12.4.1.2 冷备用：指电气设备的开关断开，刀闸在断开位置； 12.4.1.3 热备用：指电气设备的开关断开，刀闸仍在合上位置；
12.4.1.4 停电：指电气设备的开关断开，刀闸在断开位置，操作保险取下；
12.4.1.5 检修：指电气设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。
12.4.2 各级值班调度员在操作前应注意以下事项
12.4.2.1执行上级调度下达的电力分配方案，做好本地区负荷的平衡，使系统安全经济运行；
12.4.2.2对潮流、电压、继电保护和安全自动装置、变压器中性点接地方式、通讯和自动化系统的影响；
12.4.2.3停用电压互感器时，应防止对继电保护、自动装置和计量表计引起误动或失去作用；
12.4.2.4注意防止由操作引起的操作过电压和谐振过电压，严禁非同期并列、带接地线送电和带负荷拉、合刀闸等误操作，应作
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好操作中可能出现异常情况的事故预想：
12.4.2.5电气设备（线路）停电检修，必须使所有可能送电到停电检修设备的各方有明显的断开点，并合上接地刀闸或挂上接地线。检修工作全部结束后，送电操作或转入备用前，应断开所有相关的接地刀闸（或拆除接地线），投入电压互感器和继电保护，然后根据情况依次合上刀闸或开关；
12.4.2.6及时核对、更改调度模拟图板，任何时候均应正确而明显地标出所有断路器和隔离开关的断、合状态和接地点的实际情况；
12.4.2.7注意设备缺陷可能给操作带来的影响；
12.4.2.8新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相位紊乱的设备复电，均应测试相序，相位正确。
12.4.3 倒闸操作应填写调度命令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令。
12.4.4 填写调度命令票应以检修申请书、调度任务书及继电保护定值通知单等为依据，对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定调度命令票，进行操作。
12.4.5 填写调度命令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）。
12.4.6 填写调度命令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。调度命令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，
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拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。
12.4.7 为了保证操作命令的正确性，值班调度员对一切正常操作都应事先填写调度命令票，经审核合格，并在模拟屏（或监控系统）上预演核对正确后，将调度命令票预先发给操作单位，操作单位值班人员按同样格式填写一份，并经复诵无误后，自行填写倒闸操作票，预先填写的调度命令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员必须得到值班调度员发布的“调度命令”并填写“发令时间”后，才能进行操作。
12.4.8 严禁未得到调度员的“命令”擅自按照调度命令票中的“预定联系时间”进行操作。
12.4.9 涉及两个及以上单位的操作，值班调度员应先填写“预计倒闸操作程序票”，再填写“调度命令票”。
12.5 厂站现场操作票的有关规定
12.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据调度操作指令或预先下达的调度命令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程规定填写具体的现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式。
12.5.2 值班调度员预先下达的调度命令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作。
12.5.3 在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行。
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12.5.4 在填写操作票时应注意设备停送电的原则：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备。
12.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。
12.6 在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到：
12.6.1借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；
12.6.2 管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；
12.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕拉开后，归还给管辖该开关的值班调度员。
12.7 系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：
12.7.1 交接班时；
12.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 12.7.3 电网发生异常及事故时；
事故处理及需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班。
12.8 系统解并列操作
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12.8.1 并列操作时，要求相序、相位相同； 频率偏差在0.1Hz以内；机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5%以内，事故时，为了加速事故处理，允许经长距离输电线联结的两个系统，在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置。
12.8.2 解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。
12.9 合、解环路的操作
12.9.1 合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，110kV系统一般允许在10％以内，负荷相角差一般不超过30度，有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需计算后经四川省电力公司眉山公司主管领导批准。
12.9.2 解环操作应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。
12.9.3 当无法使用开关时，允许110kV刀闸站内解合环，但应作好事故预想。
12.10 线路停、送电操作规定
12.10.1 充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合
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闸必须停用。
12.10.2 投入或切除空载线路时，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上。
12.10.3 充电端必须有变压器中性点接地。
12.10.4 线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。 12.10.5 线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外。
12.10.6 应考虑电压和潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定限额。
12.11 零起升压操作规定
12.11.1对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速。
12.11.2零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用。
12.11.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地；零起升压用的变压器中性点必须接地。
12.11.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。
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12.12 变压器操作规定 12.12.1变压器并列运行的条件 12.12.1.1 接线组别相同； 12.12.1.2 电压比相差不超过5％； 12.12.1.3 短路电压差不超过5％；
当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。
12.12.2 变压器投入时，一般是先合电源侧开关，停用时，一般是先停负荷侧开关。220kV及110kV变压器停送电，一般从高压侧停电或充电，必要时也可以在中压侧停电或充电。
12.12.3变压器充电时，应有完备的继电保护，灵敏度。并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值。
12.12.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸。
12.12.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸。运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。
12.13 母线操作
12.13.1 母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式。
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12.13.2 母线停、送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。
12.13.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求。
12.13.4双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作直流电源断开。
12.14 开关操作规定
12.14.1 开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡。
12.14.2 开关操作时，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。
12.15 刀闸操作规定
12.15.1 系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 12.15.2 无雷电时，拉、合上避雷器； 12.15.3 拉开、合上空载母线。
12.15.4 拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；
12.15.5 与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流，但在拉合经开关闭合的旁路电流时，应将开关操作电源退出。
12.15.6 拉开、合上励磁电流不超过2安的空载变压器和电
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容电流不超过5安的无负荷线路。
超过上述范围时，必须经过试验并经四川省电力公司眉山公司领导批准。并严禁用刀闸带电拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器。
第十三章 系统异常及事故处理
13.1 系统各级调度机构的值班调度员是系统异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：
13.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁；
13.1.2用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行，
13.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 13.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；
13.1.5 及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。
13.2 当县级电网发生影响地调管辖系统安全运行的事故时，县调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报地调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向地调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。
13.3 事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度
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员的调度指令，凡涉及对系统 有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止事故扩大，地调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽速通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度部门和事故单位询问事故情况或占用调度电话。
13.4 事故发生时,事故单位值班人员应准确、及时，扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象、开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等.。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。
13.5 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作：
13.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 13.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；
13.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 13.5.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按现场规程规定调整保护；
13.5.5 其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。
13.6 在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃
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静。
13.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。
13.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系。确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。
13.9 事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。
13.10 线路事故处理
13.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班员应立即汇报值班调度员，同时,对故障跳闸线路的有关一二次设备进行外部检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到现场“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本级调度机构主管领导同意。如有条件，可以采用零起升压方式。
13.10.2 线路发生故障后，地调值班调度员应及时将可能的故障区段和级别通知有关部门进行事故巡线，有关部门巡线人员应及时将巡线结果报告地调值班调度员。事故巡线时，若未得到地调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
13.10.3 线路一侧开关跳闸后，应迅速用检同期方式合环。如无法迅速合环时，值班调度员应命令拉开引起末端电压过高的另一侧线路开关。
13.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑:
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13.10.4.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施；.尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；
13.10.4.2强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护, 无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；
13.10.4.3若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；
13.10.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值
13.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有关调度提出要求。
13.10.4.6 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸故障, 事故跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送。
13.10.4.7 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送。 13.11 变压器事故处理
13.11.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。如检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，由四川省电力公司眉山公司主管领导同意,可以试送一次，有条件时应进行零起升压。
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13.11.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。
13.11.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压、电流突变，系统有冲击，弧光，声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次。
13.11.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理。
13.11.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。
13.12 母线事故处理
13.12.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开。迅速恢复受影响的厂站用电。
13.12.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处理。
13.12.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；
13.12.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。
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双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；
13.12.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；
13.12.2.4 当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电。
13.12.3 厂站人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。
13.12.4 母线无压时，厂、站值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。
13.13 系统接地故障的处理
13.13.1在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，当发现有接地故障时，应在带接地故障运行的同时迅速寻找接地故障点。
13.13.1.1中性点不直接接地电网发生单相接地故障，可根据下列情况判断。
13.13.1.1.1当一相完全接地时，接地相电压为零，其它两相将升为线电压；当不完全接地时，接地相的电压略有降低，而其它两相电压略有增高；如系持续接地，电压指示值不变，如系间歇性接地，电压指示波动频繁，时增，时减 ，有时正常；
13.13.1.1.2消弧线圈中性点位移电压和接地电流要大大增加
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发出接地信号；
13.13.1.1.3消弧线圈补偿值是否恰当。如无实测值，在处理事故中，一般35kV架空线路其对地电容电流，可按0.133安/公里估算。
13.13.1.2 允许带接地故障运行的时间为
13.13.1.2.1当不接地系统有消弧线圈补偿时，其允许带接地故障运行的时间，决定于消弧线圈的允许运行条件；
13.13.1.2.2当不接地系统由发电机电压母线直接供电时，在系统中发生一点接地的情况下，为防止发电机再发生一点接地而烧坏铁芯，系统带一点接地的运行时间不得超过2个小时；
13.13.1.2.3无消弧线圈补偿的系统，至多不超过3小时。 13.13.2 寻找接地故障，应按下列步骤进行：
13.13.2.1接到值班人员有接地故障的报告后，应先判明是否真实接地，并令值班人员检查设备情况；
13.13.2.2常规站根据现场可靠的报告，选择适当的开关把电网分割成电气上不直接连接的几个部分；综合自动化站应根据采集的运行参数，正确判断并拉开确有接地故障的线路；
13.13.2.3试拉空载线路；
13.13.2.4检查并列双回线路或有其它电源的线路； 13.13.2.5应用保护跳闸重合的方法试拉线路（点熄法）； 13.13.2.6试拉分支最长、最多、负荷最轻和不重要的线路； 13.13.2.7将系统解列，利用两个系统倒换的方法确定故障线路；
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13.13.2.8重要用户的线路最后试停；
13.13.2.9最后一路亦应试停，直至找出故障点。 13.13.3 接地处理的一般原则
13.13.3.1 试停带负荷的线路时，应用保护跳闸重合送出的方式（点熄法）；
13.13.3.2 故障线路经试停找出后应立即将该线路停电； 13.13.3.3 如接地故障线路的停运不影响对外供电，应将故障线路停止运行，并通知失去备用电源的用户；
13.13.3.4 经消弧线圈补偿的系统，经判明是谐振（虚幻接地）时，值班调度员可改变网络参数，适当增加或减少补偿线路予以消除。
13.13.4 分割电网及解列系统时，应注意：分割或解列后各部分的电力平衡及电压情况；有关设备的过负荷情况；继电保护定值及配置是否需要变更。
13.13.5 35kV（10kV）相电压不平衡，最低相电压低于10kV（3kV）时，首先检查电压互感器保险是否熔断，否则按接地故障处理。在寻找10kV接地故障时，允许用变压器一次保险拉315kVA及以下的变压器（应先拉低压保险）查找故障。
13.14 系统振荡事故处理 13.14.1 电网振荡时的现象
发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性地剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内周率变化，一般是送
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端周率升高，受端周率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。
13.14.2 系统振荡事故的处理
13.14.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；
13.14.2.2频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；
13.14.2.3频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷。；
13.14.2.4当系统发生振荡，周率降到49Hz以下，各县调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；
13.14.2.5运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；
13.14.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，
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地调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；
13.14.2.7振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。
13.15 通信联系中断的事故处理
13.15.1 发电厂、变电站与地调的专用通讯中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通讯、邮电系统通讯、经与省地调通讯正常的单位中转、修复通讯设备等方式，尽快与地调进行联系。如不能尽快恢复，地调可通过有关县调的通信联系转达调度业务。
13.15.2 当厂站与调度通信中断时：
13.15.2.
1发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变； 13.15.2.2 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。
13.15.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。
13.15.4 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求
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的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理；紧急情况下按厂站规程规定处理。
第十四章 继电保护装置的调度管理
14.1 一般运行规定
14.1.1 继电保护和自动重合闸装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全运行和保护电气设备的主要装置，各级运行单位应按部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》及其他有关规程和规定执行。
14.1.2 眉山电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理、操作，均按调度管辖范围进行。
14.1.3地县两级调度负责修编各自调度管辖范围的“继电保护整定方案和运行说明”，并配合新建和技改工程予以补充修改。 14.1.4所有带电的一次电气设备，都必须有可靠的保护装置，不允许无保护运行。特殊情况下，需无保护运行的，应经四川省电力公司眉山公司主管领导批准。
14.1.5有关保护的一切操作（如投入、退出、调整保护定值或改变使用方式）均须经管辖该设备的值班调度员批准，并下达调度命令；倒闸操作过程中需投、退的保护勿需值班调度员批准。
14.1.6所有备用状态中的一次设备，其相应保护均应投入。 14.1.7接有交流电压的保护及自动装置，当失去交流电压有可能误跳闸时，在操作过程中，不允许装置失去交流电压，否则应
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