四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(5)

h.现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。

11.1.6.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.1.6.6 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员应得到值班调度员正式发布的“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照预定联系时间进行操作。

11.1.6.7 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。 11.1.7 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关等设备时，应做到：

11.1.7.1 借用设备的值班调度员主动征得直调该设备的值班调度员同意，进行调度关系转移，并明确预计借用期限。

11.1.7.2 直调该设备的值班调度员，将调度关系转移情况通知相关操作人员，由借用该设备的值班调度员下达全部操作指令。

11.1.7.3 借用该设备的值班调度员在设备使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给直调该设备的值班调度员，恢复原调度关系。 11.1.8 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但故障处置或改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班。 11.1.8.1 交接班时。

11.1.8.2 操作现场有雷雨、大风等恶劣天气时。 11.1.8.3 系统发生异常及故障时。 11.1.8.4 系统高峰负荷时段。

11.1.8.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。 11.1.8.6 主、备调调度权转移时。

11.1.9 调控机构可结合直调设备实际情况编制操作规程，明确电气设备的具体调度操作规定。

11.2 监控远方操作原则

11.2.1 调控机构值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作。 11.2.2 下列情况可由值班监控员进行开关监控远方操作： 11.2.2.1 一次设备计划停送电操作。 11.2.2.2 故障停运线路远方试送操作。

11.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。 11.2.2.4 负荷倒供、解合环等方式调整操作。

11.2.2.5 小电流接地系统查找接地时的线路试停操作。 11.2.2.6 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。

11.2.3 输变电设备运维单位按月向调控机构提交具备监控远方操作条件的开关清单，期间如有变更，需及时更新并向调控机构提交更新后的清单，对不具备远方操作条件的，应说明原因。

11.2.4 监控值班长及正值监控员有权接受调度指令，接受调度指令时应严格执行复诵、录音、记录等要求。

11.2.5 值班监控员在进行操作时，必须由两人进行，一人监护，一人操作，监护人应具备正值以上岗位资格。

11.2.6 监控远方操作前，值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，按要求拟写监控操作票，操作票包括核对相关变电站一次系统图、检查设备遥测遥信指示、拉合开关操作等内容。对调度指令有疑问时，应及时询问值班调度员，核

对无误后方可进行操作。

11.2.7 涉及单一开关的操作任务或故障远方试送可不拟写监控操作票，涉及多个开关的操作任务，应拟写监控操作票。远方操作前值班监控员应与输变电设备运维单位核实现场设备具备远方操作条件。

11.2.8 监控远方操作必须采取防误措施，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护等要求，确保操作正确。若电网或现场设备发生异常及故障，可能影响操作安全时，值班监控员应中止操作并报告值班调度员，必要时通知输变电设备运维人员。

11.2.9 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，监控远方操作后的位置检查应满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”，若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备状态。

11.2.10 监控远方操作中，因监控系统或站端设备异常等导致操作无法执行时，值班监控员应终止操作，汇报值班调度员，通知自动化人员或输变电设备运维人员检查处理，并可根据情况联系输变电设备运维单位进行现场操作，现场操作由值班调度员直接下令至输变电设备运维人员。

11.2.11 监控远方操作完成后（除涉及无功、电压调节进行的无功补偿设备和变压器调档操作外），值班监控员应及时汇报值班调度员，同时告知输变电设备运维单位。

11.2.12 设备检修工作许可开工后和设备送电前，输变电设备运维人员应及时告知值班监控员，值班监控员应在监控系统对应检修设备上设置或拆除“检修”牌，并做好相关记录。 11.2.13 遇有下列情况时，不允许对开关进行远方操作： 11.2.13.1 开关未通过遥控验收。

11.2.13.2 开关正在进行检修（遥控传动除外）。

11.2.13.3 开关切除故障短路电流次数或正常操作次数已达规定值。 11.2.13.4 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作。

11.2.13.5 一、 二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。 11.2.13.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。

11.2.13.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。

11.2.13.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。

11.2.14 调控机构应定期对开关远方操作情况进行统计分析，并按时报送上级调控机构。 12 故障处置规定 12.1 故障处置原则

12.1.1 迅速限制故障的发展，消除故障的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。 12.1.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。

12.1.5 按规定及时汇报故障及处置情况，并告知有关单位和提出故障原始报告。 12.2 故障处置要求

12.2.1 电网发生故障时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即将故障发生的时间、设备名称及其状态等概况向值班调度员汇报，经检查后再详细汇报如下相关内容：

12.2.1.1 保护装置动作及通道运行情况。

12.2.1.2 设备实际位置、外部有无明显缺陷及故障征象。 12.2.1.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。

12.2.2 发生以下故障时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报：

12.2.2.1 上级调控机构许可设备故障。

12.2.2.2 影响上级调控机构直调范围内安控装置（系统）切机、切负荷量的。 12.2.2.3 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。 12.2.2.4 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。

12.2.2.5 影响上级调控机构直调范围内保护及安控装置通道正常运行的。

12.2.2.6 其它影响上级调控机构直调系统安全运行或需要上级调控机构协调、配合处理的。 12.2.3 故障处置时，调度控制系统值班人员进行对系统有重大影响的操作前，应取得相应值班调度员的许可。上级调控机构值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知下级调控机构值班调度员。非故障单位应加强运行监视，不得在故障当时向调控机构和故障单位询问故障情况或占用调度电话。 12.2.4 为防止故障扩大，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后应尽快汇报值班调度员：

12.2.4.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。 12.2.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.2.4.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

12.2.4.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，按现场规程规定调整保护。 12.2.4.5 系统故障造成频率严重偏差时，调整机组出力和启停机组协助调频。 12.2.4.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。 12.2.5 设备故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据现场规程规定确认设备是否具备送电条件，并向值班调度员汇报并提出送电时的要求。 12.2.6 故障处置时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助故障处置。相关单位应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联系。

12.2.7 故障处置完毕后，故障单位应整理故障报告，及时汇报有关部门。 12.3 故障协同处置

12.3.1 调控机构值班调度员负责处置直调范围的故障，故障处置期间下级调控机构值班调度员应服从上级调控机构值班调度员统一指挥。 12.3.2 直调范围内电力系统发生故障，值班调度员应按要求立即进行故障处置；若影响非直调电力系统运行时，应及时通报相关调控机构，需上级或同级调控机构配合时，应由上级调控机构协调处理。 12.3.3 跨区、跨省重要送电通道故障后，省调接受国调、分中心统一指挥通过调整机组出力、控制联络线功率等措施，将相关断面潮流控制在稳定限额之内，必要时采取控制受端电网负荷等措施，控制电网频率、电压满足相关要求。

12.3.4 各级调控机构间应建立电网运行信息共享机制，及时通（汇）报故障告警信息及处置措施，提高故障处置协同水平。 12.4 频率异常处置

12.4.1 电网频率的标准是50Hz，超过50±0.2Hz为异常频率。 12.4.2 四川电网与外网交流联网运行发生频率异常时，省调根据分中心的统一指挥进行频率调整。

12.4.3 电网频率降低时按下列办法处理，注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.4.3.1 电网频率低于49.80Hz时，省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组，必要时采取限电措施，使频率恢复正常。

12.4.3.2 电网频率低于49.50Hz时，省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至49.80Hz

以上。

12.4.3.3 电网频率低于49.00Hz时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组等措施；有限电序位表的厂站，应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。

12.4.3.4 电网频率低于48.50Hz时，调度控制系统值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(馈线)。

12.4.3.5 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度员下令不应擅自送电。

12.4.3.6 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度员下令，不应送电或并列。 12.4.3.7 当频率恢复至49.80Hz以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.4.4 电网频率高于50.20Hz时的处理方法： 12.4.4.1 调频厂将出力减至最低。

12.4.4.2 少用网供计划的地调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

12.4.4.3 电网频率超过50.50Hz时，各发电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，各级值班调度员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。 12.5 电压异常处置

12.5.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90％以下时，厂站运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用机组的过负荷能力使电压恢复至额定值的90％以上，并立即汇报值班调度员。值班调度员应采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷）消除发电机的过负荷情况。

12.5.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至480kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免系统发生电压崩溃，值班调度员应立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95％以上，原则上首先对电压最低的地区实施限电。 12.5.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应不待调度指令，拉开装置所接跳的开关。

12.5.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应采取切除电容器、投入电抗器、减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常。

12.5.5 当500kV厂站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即采取措施在20分钟之内将电压降至合格范围。如需拉停500kV线路配合调压，应经调控机构分管领导批准。 12.6 功率越限处置

当电网设备、输电断面功率超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施降至限额以内: 12.6.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

12.6.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。 12.6.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。 12.6.4 在受端进行限电或拉闸。

12.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面，由最高一级调控机构值班调度员统一进行指挥调整。

12.7 系统同步振荡处置

12.7.1 系统同步振荡的主要现象

12.7.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

12.7.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。 12.7.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。 12.7.2 系统同步振荡的处理方法

12.7.2.1 厂站运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。

12.7.2.2 厂站运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意，解列该机组。

12.7.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷，直至振荡消除。 12.8 系统异步振荡处置

12.8.1 系统异步振荡的主要现象

12.8.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。 12.8.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。 12.8.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

12.8.1.4 失去同步的两个系统（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

12.8.2 系统异步振荡的处理方法

12.8.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大故障范围。

12.8.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少操作，在满足下列条件的前提下可以不解列，允许局部电网短时非同步运行，而后再同步：

a.电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备。

b.枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩掉大量负荷。

c.电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能迅速恢复同步运行。

12.8.2.3 对频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。

12.8.2.4 对频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.5Hz以上，直至振荡消除。

12.8.2.5 厂站运行值班人员应不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。

12.8.2.6 各级值班调度员应迅速在频率升高侧（送端）降低机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、故障限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

百度搜索“77cn”或“免费范文网”即可找到本站免费阅读全部范文。收藏本站方便下次阅读，免费范文网，提供经典小说综合文库四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(5)在线全文阅读。