《山西电力系统调度规程》
山 西 电 力 系 统
调 度 规 程
山西省电力公司
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批准：曹福成
审定：张兴国 史更林 审核：陈佩琳 徐红利
会审：边 江 李鸣镝 潘 捷 田俊杰 郭一兵 王瑞奇 编写：田俊杰 郭一兵 边 江 潘 捷 王瑞奇 李玺印
李 明 李宏杰 赵兴泉 侯 亮 刘 洋 谢 毅 包 磊 赵李宏 郝春娟 黄苏蕾 罗 韬 安成万 薛永强
（本规程从批准之日起执行，原调度规程作废）
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目 录
第一篇 电力调度管理规程 .................................................................... 4
第一章 总则 .................................................................................... 4 第二章 调度管理机构 ..................................................................... 5 第三章 电力调度管理的任务 ......................................................... 5 第四章 调度范围划分原则 ............................................................. 8 第五章 电力调度运行管理制度 ................................................... 10
第一节 调度管理制度 ........................................................... 10 第二节 无人值班变电站调度管理 ....................................... 13 第三节 重大事件汇报调度管理 ........................................... 14 第六章 设备检修的调度管理 ....................................................... 14 第七章 系统运行方式的编制和执行 ........................................... 17
第一节 系统运行方式管理 ................................................... 17 第二节 年、月（季）度、日运行方式的编制要求 ........... 18 第八章 电力平衡的调度管理 ....................................................... 20 第九章 电力系统频率、电压的调整 ........................................... 21
第一节 系统频率和联络线潮流的调整 ............................... 21 第二节 无功功率平衡及系统电压的调整 ........................... 22 第三节 自动电压控制系统（AVC）的调度管理 ................. 24 第十章 新建、改建和扩建设备投产的调度管理 ....................... 25
第一节 新设备投产的前期管理 ........................................... 25 第二节 输变电设备基建改造期间的调度管理 ................... 25 第三节 电网新设备投产启动的调度管理 .......................... 26 第四节 电网新设备启动原则 .............................................. 28 第十一章 系统安全稳定的调度管理 .......................................... 28 第十二章 低频低压减负荷的调度管理 ...................................... 29 第十三章 机网协调运行管理 ...................................................... 30 第十四章 继电保护及安全自动装置的调度管理 ...................... 31 第十五章 调度自动化系统运行管理 .......................................... 33 第十六章 电网调度通信运行管理 .............................................. 35 第十七章 自动发电控制装置（AGC）运行管理 ........................ 36 第十八章 水电厂和地区小电厂（含自备电厂）的调度管理 .. 37
第一节 水库及水电厂调度管理 .......................................... 37
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第二节 地区小电厂（含自备电厂）的调度管理 .............. 40
第二篇 调度操作管理规程 .................................................................. 41
第十九章 操作管理 ....................................................................... 41 第二十章 操作制度 ...................................................................... 43 第二十一章 系统并解列操作 ...................................................... 45 第二十二章 线路操作 .................................................................. 46 第二十三章 变压器操作 .............................................................. 47 第二十四章 母线、开关及刀闸操作 .......................................... 49 第三篇 事故或异常处理规程 ............................................................... 51
第二十五章 事故处理原则 .......................................................... 51 第二十六章 线路开关跳闸的处理 .............................................. 53 第二十七章 联络线过负荷的处理 .............................................. 55 第二十八章 发电机事故或异常的处理 ...................................... 56 第二十九章 变压器（高压并联电抗器）的事故或异常处理 .. 57 第三十章 母线故障的处理 .......................................................... 59 第三十一章 系统振荡故障的处理 .............................................. 60 第三十二章 系统通讯及自动化系统异常的处理 ...................... 63 第三十三章 频率、电压异常的处理 .......................................... 65 第三十四章 开关及刀闸异常的处理 .......................................... 67 附录一 电力系统调度术语 .................................................................. 69 附录二 山西电力系统开关设备统一编号管理规定 ........................... 89
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第一篇 电力调度管理规程
第一章 总则
1.1 为适应交流特高压大区联网运行，保障山西电力系统安全、优质、经济运行，提高电力工业能源使用效率，节能环保和可持续发展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，特制定本规程。
1.2 本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电力调度管理条例》、《电力监管条例》、《电网运行规则(试行)》和国家、地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。
1.3 本规程遵循电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律，结合山西电力系统实际情况，按照公开、公平、公正的原则，加强山西电力系统调度管理工作。
1.4 本规程适用于山西电力系统发电、供电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。
1.5 山西电力系统是指由接入山西电网的发电、供电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的调度自动化、电力通信、电力计量装置、电力市场和节能调度技术支持系统、继电保护及安全自动装置等二次设备组成的统一整体。
1.6 电力调度机构是保证电力系统安全、经济、优质运行的组织、指挥和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。
1.7 山西电力系统调度运行管理遵循“统一调度、分级管理”的原则。各级电力调度机构依照国家法律、法规和有关规定，行使本级电力调度管理职能。
山西电力调度系统包括本省各级调度机构和有关运行值班单位。 1.8 本规程是山西电力系统调度运行管理工作的基本依据，凡属山西电网统一调度的发电、供电、用电企业，必须遵守本规程。各运行单位的现场规程、规定等与本规程相抵触者，均应根据本规程予以修订，若有关条款涉及省级电力调度机构管理权限时，必须事先得到相应认定。
1.9 山西电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须熟悉并遵守本规程，其他与电力生产运行有关的管理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。
1.9.1 电力系统生产、计划、基建、检修、设计、科研等非电力调度系统部门在涉及省级电力调度机构业务管辖范围时，须遵守本规程。
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1.9.2 任何单位和个人不得非法干预电力调度活动，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。
1.9.3 任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。
1.10 本规程的解释权属山西省电力公司。
第二章 调度管理机构
2.1 按照国家五级电力调度机构设置原则，山西电力调度机构设置采用三级制，即省级电力调度机构（简称省调）、省辖市级电力调度机构（简称地调）、县（市、区）级电力调度机构（简称县调）。
2.2 本省在太原、大同、忻州、朔州、阳泉、晋中、吕梁、临汾、运城、长治、晋城等市级供电分公司设地区电力调度所，在山西超（特）高压分公司、省调发电企业设立具有调度职能的机构。
2.3 各级电力调度机构原则上应设立调度运行、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、电力通信等专业管理部门，并配备相适应的专职人员。
2.3.1 山西电力系统中的发电厂（直调大用户）应有负责运行管理的职能部门，设立与本省电力调度管理相适应的专业岗位，配备相适应的专职人员。
2.4 山西省调是山西电力系统最高电力调度机构，是山西电力系统调度运行指挥中心，并接受国家电力调度通信中心（以下简称国调）和华北电网有限公司调度通信中心（以下简称网调）的业务指导。
2.4.1 国家五级电力调度机构在调度业务工作中是上下级关系，下级电力调度机构必须服从上级电力调度机构的调度指挥。
2.4.2 山西电力系统内的电力生产运行单位在运行中必须服从与调度管辖相对应的电力调度机构的调度指挥。
2.5 地、县级电力调度机构的工作职责，由相应的供电公司制定，报上一级电力调度机构备案。
2.6 各级电力调度机构的调度室及其相关设施应有两个不同路由电源点供电，并配备不间断电源和事故照明。
2.7 为有效应对严重自然灾害、战争等突发事件，保证提供不间断的电力调度指挥，有条件的电力调度机构应建立备用调度场所。
第三章 电力调度管理的任务
3.1 电力系统调度管理的任务是依法对电力系统运行进行组织、指挥和协调，领导电力系统运行、操作和事故处理，负责电力市
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场运营，履行下列基本职责：
3.1.1 根据电网运行的客观规律和电力生产的特点，运用先进的自动化技术，依靠科学调度手段，不断提高调度运行管理水平，确保大电网安全稳定运行和连续供电。
3.1.2 充分发挥电网内发、输、供电设备能力，最大限度地满足用电需求。
3.1.3 发挥大电网的优势，优化资源利用，实现节能环保，使电网最大限度地处于经济运行方式。
3.1.4 使电网的频率、电压等电能质量指标符合国家标准，为用户提供品质优良的电能。
3.1.5 执行电力市场运营规则，负责电力市场运营。
3.1.6 依法管理电网，按照有关合同或协议，根据“公平、公正、公开”的原则，在维护国家利益的前提下，保证各投资主体的合法权益。
3.2 电力调度管理包括下列主要工作： 3.2.1 省调的主要职能
3.2.1.1 负责编制和执行所辖电力系统的运行方式及调度计划。
3.2.1.2负责指挥调度管辖范围内的设备操作，电网新、改、扩建设备的启动投产工作。
3.2.1.3 负责编制调度范围内的设备检修计划，批准设备检修申请。
3.2.1.4 负责指挥电力系统的事故处理，分析系统事故，制订并组织实施提高系统安全运行的措施。组织全省电力系统的反事故演习。
3.2.1.5 负责指挥山西电网频率调整和电压调整，控制山西电网与其它网、省（市）联络线的送受电力、电量。
3.2.1.6 负责山西电网经济（节能）调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济（节能）调度方案，提出降损措施，并督促实施。负责负荷预测及协调电力、电量短期交易。
3.2.1.7 负责与上级调度机构的业务联系，落实上级调度机构的管理要求,配合上级调度进行电网运行控制与调整以及事故处理。负责山西电力调度系统的专业管理，领导下级调度业务并对有关调度业务进行技术指导。
3.2.1.8 负责编制和组织实施电网“黑启动”方案，负责电力系统安全预案的编制，负责组织或参加系统性试验工作。
3.2.1.9 负责调度管辖范围内的新设备编号、命名；接受上级调度机构委托，对其调度管辖的新设备提出编号、命名建议。
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3.2.1.10 负责本调度机构管辖的继电保护和安全自动装置以及调度自动化设备的运行管理。负责对下级调度机构管辖设备和装置的职能管理。
3.2.1.11 负责调度管辖范围内的电力系统稳定管理。
3.2.1.12 负责编制山西电网年度事故拉闸限电序位和电网超计划用电拉闸限电序位，报政府电力主管部门批准后执行。
3.2.1.13 负责组织继电保护及安全自动装置和电网调度自动化规划的编制工作。
3.2.1.14 负责编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系。
3.2.1.15 负责收集、整理山西电网的运行资料，提供分析报告，负责组织实施提高电能质量、电网运行监控和调度管理水平的措施。
3.2.1.16 负责与并入山西电网的发电企业签订并网调度协议。参加与外省电网的联网方案的制定工作。
3.2.1.17 负责组织调度系统有关人员的业务培训，负责山西电网调度系统值班人员的考核、上岗合格证书颁发等工作。
3.2.1.18 参与电网前期规划设计审查工作，对电力系统的长远规划、初步设计（包括新、扩、改建工程）提出意见和建议，。
3.2.1.19 参加拟定发供电量及电网联络线的送受电量计划、并逐月下达实施。监督发供电计划执行情况，严格控制按计划指标发电、用电。
3.2.1.20 根据电力行政主管部门的用电负荷分配指标，结合电网运行要求，下达并监督地区调度部门执行。
3.2.1.21 参与制定山西电网经济（节能）技术指标，加强电网运行经济（节能）分析，提出改善电网经济（节能）运行的措施。
3.2.1.22 协调调度管辖范围内的涉及电网运行管理的其它工作。
接受上级电力管理部门、调度机构授权或委托的与电力调度相关的工作。
3.2.2 地调的主要职责：
3.2.2.1 负责本地区电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本地区电力系统的有关规章制度和对县调的调度管理办法，并报省调备案。
3.2.2.2 参与制定本地区电力系统运行技术措施、规定。 3.2.2.3 维护山西电力系统和本地区电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同进行发电、供电管理，并按上级调度要求上报信息。
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3.2.2.4 组织编制和执行本地区电力系统的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度批准。
3.2.2.5 负责制定、下达和调整本地区电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。
3.2.2.6 指挥实施并考核本地区电力系统的调峰和调压。 3.2.2.7 负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。负责新设备的投产启动管理。
3.2.2.8 负责划分本地区所辖县调的调度管辖范围。
3.2.2.9 负责制定本地区电力系统事故拉（限）电序位表和超计划用电拉（限）电序位表，经本级人民政府批准后执行。
3.2.2.10 负责实施本地区电力系统和所辖县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。
3.2.2.11 负责本地区电力系统调度业务培训，负责地调调度对象的资格认证。
3.2.3 县调的主要职责：
3.2.3.1 负责本县（区）电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本县（区）电力系统的有关规章制度。
3.2.3.2 维护山西电力系统和本县（区）电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。
3.2.3.3 负责制定、下达和调整本县（区）电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。
3.2.3.4 根据上级调度的指令进行负荷控制和联络线潮流调整；指挥实施并考核本县（区）电力系统的调峰和调压。
3.2.3.5 负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。
3.2.3.6 负责实施本县（区）电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。
3.2.3.7 负责本县（区）电力系统调度业务培训，负责县（区）调调度对象的资格认证。
第四章 调度范围划分原则
4.1 为使电力调度机构有效地指挥电力系统的运行、操作及事故处理，凡并入本电网运行的发电、输电、变电、用电等相关设备，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
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辖范围。
4.2 省调调度管辖范围的设备分为“调度设备”和“管理设备”、“双重调度设备”和“代调设备”。
4.2.1 “调度设备”是指调度机构直接下令操作和调整的设备。 4.2.2 “管理设备”是指某些属下级调度机构调度管辖的设备，其状态(运行、热备用、冷备用、检修)发生变化时对主系统安全运行有重大影响，下级调度机构在下令操作前必须得到上级调度机构的批准或许可的设备。
4.2.3 “双重调度设备”是指电网中某些设备可以由两级调度机构直接下令操作的设备。下级调度机构改变设备运行状态时应得到上级调度机构的许可后方能进行操作。
4.2.4 “代调设备”是指电网中某些属上级（或其它）调度机构调度管辖设备，由上级（或其它）调度机构委托下级调度机构对其行使调度管辖。
4.3 调度管辖范围的划分原则
4.3.1 凡直接接入220千伏及以上电压等级和部分110千伏系统的发电厂（包括火力、水力、风力、燃气、生物质发电），其发电设备(机、电、炉、主变)均属省调调度设备（属上级调度机构调度管辖的除外）。上述发电厂影响发电出力的辅机设备属省调管理设备、发电厂调度设备。
各电厂的厂用电系统和热力网的调度管理，均由电厂自行负责。 4.3.2 省调调度的发电机组励磁系统及其电力系统稳定器（PSS）、调速系统、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）、功角测量装置（PMU）属省调调度设备。
4.3.3 省调调度的发电厂、变电所（开闭站）的220千伏及以上母线（属上级调度机构调度管辖的除外）属省调调度设备。220千伏直配变电站的220千伏母线由所在地区地调调度管辖。
4.3.4 山西电网220千伏及以上的联络线、跨地区直配线路和省调发电厂并网联络线均属省调调度设备(属上级调度机构调度管辖的除外)。本地区220千伏直配线路、省调调度管辖发电厂并网的110千伏及以下联络线、母线由地调调度。
4.3.5 山西电网220千伏与110千伏电磁环网内的联络设备属省调调度设备。
4.3.6 不属总调管辖的省内500千伏输变电设备。 4.3.7 其运行状态的改变影响主系统运行方式的设备。
4.3.8 省调调度的发电厂、变电站的远动装置和远动专用变送器、电量采集装置、电力数据网设备，以及变电站综合自动化、网控电气自动化、机组AGC及DCS接口设备属省调调度设备。
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4.3.9 省调调度管辖的母线和输电线路配置的继电保护及安全自动装置均属省调调度管辖，有关整定值由省调负责整定下达。省调调度管理的发电机、变压器、直配线路的继电保护及安全自动装置整定值由发电厂、地调根据省调下达的限额或运行规定负责整定。
4.3.10 变电站500千伏变压器属省调调度，220千伏变压器由所在地区地调调度，省调管理；若该主变涉及到省调调度管辖发电厂并网运行或影响主网中性点接地方式，需经省调管理。
接入220千伏及以上变电站的无功补偿设备（调相机、电容器、静止补偿装置（SVC）等）属省调调度调度。
500千伏变电站站用变压器属地调调度，省调管理设备。220千伏及以下变电站站用变压器由地调调度管理。
4.4 地区调度管辖范围
4.4.1 除省调管辖设备外，本地区的所有发、变、输、配电设备(包括并网的用户自备电厂)。
4.4.2 跨地区的输、变电设备应由两地区共同制定调度管理细则，报省调备案。
4.4.3 省调委托的代调设备。
4.5 山西电网内的国调、网调调度设备管辖范围根据国调、网调的有关规定执行。
4.6 凡母线与其所联接的分路开关分别由两级调度管理的，其母线刀闸为双重调度设备。（对母线刀闸的调度权规定为：改变接入母线的方式时，由管理母线的调度下令；而分路开关的停送电需拉、合母线刀闸时，由管理该分路开关的调度下令）。
4.7 当用省调调度的母联开关、旁路开关代路地调调度的开关时，在代路期间，代路开关交由地调调度。代路过程的全部操作(包括二次设备)由地调负责操作。
地调应按有关规定向省调提出代路申请，省调调度员于代路前将母联开关或旁路开关转为申请中要求的状态后交与地调值班调度员。代路结束后，地调应将代路的母联开关或旁路开关恢复原状态后交还省调。
省调应定期发布属省调“调度设备”和“管理设备”明细表。
第五章 电力调度运行管理制度
第一节 调度管理制度
5.1.1 省调值班调度员在值班期间，负责指挥山西电力系统的运行、操作和事故处理，按照调度管辖范围行使指挥权，同时接受国
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调、网调值班调度员的指挥，正确执行其调度指令。下级调度机构、并网发电厂、变电站（开闭站、监控中心、操作队）、直调用户的运行值班人员，必须严格尊守调度纪律，服从调度指挥。
5.1.2 省调值班调度员对其调度管辖范围内的联系对象是:地调调度员、发电厂值长，超（特）高压、变电站、监控中心和操作队、直调用户主值及以上值班员。各单位应将有权发布和接受调度指令的人员名单及其变动情况，及时以书面形式报送所属调度机构及有关单位。
5.1.3 地调调度员、省调发电厂、直调用户值长应持有省调颁发的调度系统持证上岗合格证，超（特）高压、变电站、监控中心和操作队人员应持有省公司颁发的上岗合格证。
5.1.4 省调值班调度员与其联系对象之间进行一般调度业务联系、发布（或接受）调度指令时，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。
5.1.5 发布调度指令的值班调度员，对其发布的调度指令的正确性负责。省调调度联系对象应对其汇报内容的正确性负责。
地调值班调度员、发电厂值长、变电站、监控中心值班员和操作队人员在调度关系上受省调值班调度员的指挥，接受并执行省调值班调度员的指令。
5.1.6 各单位调度联系人员在接受省调值班调度员的调度指令时，应互通单位、姓名并复诵调度指令。经核对无误，省调值班调度员允许后立即执行，执行完毕后将指令执行情况报告省调值班调度员。每项(条)调度指令的内容及执行情况均应记入调度日志或操作票中。
5.1.7 各单位调度联系人员不得拒绝或延误执行省调值班调度员的调度指令。当发生拒绝执行正确的调度指令，破坏调度纪律，有意虚报或隐瞒的行为时，省调应立即组织调查，并根据《调度管理条例》对当事人及允许不执行调度指令的领导人作出严肃处理，直至追究法律责任。
5.1.8 各单位调度联系人员在接到省调值班调度员的调度指令或在执行调度指令过程中，认为该调度指令有误时，应立即向发布指令的值班调度员报告，由其决定该调度指令的执行或撤销。如省调值班调度员重复该指令时，调度联系人员必须迅速执行；如执行该指令确会危及人身、设备的安全时，值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告省调值班调度员和本单位直接领导人。
各厂、站调度联系人员接到各级调度值班人员相互矛盾的调度指令时，应暂停执行该指令并向各级调度值班人员分别报告。
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下级调度单位负责人对省调值班调度员发布的调度指令有不同意见时，可向省调提出，但在未作出答复前，现场值班员必须执行该指令。
5.1.9 属省调调度的任何设备（含一、二次设备），未经省调值班调度员的许可，现场值班人员不得擅自操作或改变设备的运行方式（对人身或设备有威胁者，应按照有关规定边处理边向省调值班调度员报告）。
5.1.10 省调调度设备，其运行方式发生变化后对系统有较大影响时，省调应事先通知有关地调和厂站。
5.1.11 属上级调度的设备(包括与省调双重调度的设备)，省内厂、站值班人员在接到上级调度的指令后或在操作前应报告省调值班调度员。
双重调度的设备，下级调度在下令操作前应征得上级调度的许可。
5.1.12 一经操作(如合环倒负荷等)便对系统运行方式有较大影响或引起地区负荷统计口径发生变化的非省调管辖设备，操作前必须征得省调值班调度员的同意。
5.1.13 省调值班调度员在系统重大事故或严重异常时，有权越级发布调度指令，操作非省调调度范围的设备，但事后应通知（汇报）有关调度。
5.1.14 现场值班人员应在接班后主动向省调值班调度员汇报主要设备异常运行状况和特殊问题。当发电厂和电网设备发生异常或遇自然灾害、气候突然变化时，现场值班人员应立即向省调值班调度员汇报；属上级调度管辖的设备发生异常时，有关值班人员在汇报上级值班调度员后，应立即汇报省调值班调度员，以便采取应急措施。
5.1.15 系统内主要发电厂和220千伏及以上枢纽变电站设备损坏或全站失电、300兆瓦及以上机组跳闸、网间联络线跳闸或电网解列、省调所辖各单位发生的重大人身伤亡事故、重大火灾事故、大面积停电事故、中止对重要用户供电及重大自然灾害等，省调值班调度员要及时向相应的上级调度及有关领导汇报。
地调、发电厂调度管辖的设备发生重大事故(如设备损坏、110千伏及以上变电站全站失电、误操作、人身伤亡、重大火灾、中止对重要用户供电等)，值班人员应及时汇报省调值班调度员。
5.1.16 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人(调度中心主任、副主任，调度处长)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。
下级调度单位领导向其运行人员发布的指示如涉及省调调度管辖权限时必须经省调值班调度员许可后才能执行。
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5.1.17 省调调度设备应由省调直接调度，若受通信或其它原因限制时，可按委托调度方式进行调度管理。
5.1.18 调度系统值班人员应由专业技术素质较高、工作能力较强、具有一定的现场实际工作经验和职业道德高尚的人员担任。值班人员在上岗之前必须经过培训和实习，考试、考核合格经批准后方可正式上岗。
第二节 无人值班变电站调度管理
5.2.1 省调调度的变电站经省公司有关部门验收合格、批准后，方可实施无人值班。实施无人值班前应履行有关调度手续。
5.2.1.1 监控中心、操作队的调度业务按照调度管辖范围进行无人值班站的专业管理，无人值班站内的运行操作、事故及异常处理，按照调度管辖范围接受相应值班调度员统一指挥。
5.2.1.2 监控中心负责所管辖无人值班变电所的运行监视、信息记录、设备操作及事故处理等工作，对现场设备运行状态的正确性负责。
5.2.2 正常调度操作
5.2.2.1 凡涉及无人值班站的申请票或操作任务由省调通知监控中心，正式操作指令发至变电站操作队。
5.2.2.2 操作前，操作人员应提前到达变电站，根据现场设备的实际情况，认真审核操作票，确保正确无误，具备操作条件后向省调值班调度员汇报。
5.2.2.3 遇有临时操作时，省调值班调度员应先通知监控中心派人到相关变电站，操作人员到达现场后应立即与省调值班调度员联系。
5.2.2.4 监控中心可进行遥控拉合开关（断路器）的单一操作，其它操作原则上必须到现场操作。
其它未涉及内容按第二篇“调度操作管理”相关规定执行。 5.2.3 异常及事故处理
5.2.3.1 系统发生事故或异常情况时，监控中心值班人员应迅速向省调值班调度员报告无人值班变电站的保护动作、开关跳闸及潮流变化情况，并立即派人去现场检查设备。
5.2.3.2 当危及人身、设备安全时，监控中心值班人员应按现场运行规程或事故处理规程进行事故处理，事后必须立即派人到现场进行检查并报告省调值班调度员。
其它未涉及内容按第三篇“系统事故处理”相关规定执行。
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第三节 重大事件汇报调度管理
5.3.1 各级值班调度员遇有重大事件时，应严格按照上级调度关于重大事件汇报的规定执行。
遇有本地区发生重大事件时，地调值班调度员应立即向省调电话汇报事件的简要情况，不得拖延。并在4小时之内将详细情况以书面形式汇报省调。
在发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，应随时向上级值班调度员汇报恢复情况。
5.3.2 重大事件分为：
5.3.2.1 电网事故：电网非正常解列、系统振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成重要用户停、限电，造成较大社会影响等。
5.3.2.2 厂站事故：110千伏及以上发电厂、变电所发生全厂（站）停电，主要设备损坏。
5.3.2.3 人身伤亡：各生产运行单位在管辖范围内运行中发生的重大人身伤亡事故。
5.3.2.4 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。
5.3.2.5 调度纪律：调度系统（含厂站运行人员）违反调度纪律和规程规定的重大事件。
5.3.2.6 人员责任：发生误调度、误操作等人员责任事故。 5.3.2.7 重要事件：上级领导视察调度中心及发表的重要指示、调度室搬迁、备用调度室启用、调度联系电话变更等。
5.3.3 汇报的主要内容：
5.3.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况。
5.3.3.2 事件经过，保护及安全自动装置动作情况。 5.3.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响。 5.3.3.4 系统恢复情况等。
第六章 设备检修的调度管理
6.1 电力系统的主要设备实行计划检修。设备检修计划应依据设备健康情况和《发电企业设备检修导则》和《架空送电线路运行规程》等有关规程、规范、标准等所规定的检修周期及工期进行编制。
6.2 设备检修计划按时间分为年度、季度、月度和日检修计划。年、月（季）度检修计划应从设备健康水平并结合电力供需平衡的要求出发，由省调会同省公司有关部门组织所辖各发供电单位编制，经省公司领导批准后下达。
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6.3 电网设备的检修分为计划检修（含节日检修）、临时检修（含事故检修）。按检修设备分为：发电、变电、输电、继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信设备等。
计划检修指电网设备列入年度、月（季）度有计划进行的检修、维护、试验等。
临时检修指电网设备非计划性检修，如因设备缺陷处理、设备故障检修、事故后设备检查等。
6.4 各发供电单位的下月度检修计划（包括停、送电方案和措施）建议，应在每月10日前报省调，经统一平衡批准后于25日前下达。
年度检修计划，各发供电单位应在每年10月底前将次年检修计划报省调，经统一平衡批准后于12月25日前下达。
由上级调度管辖的设备的年、月度检修计划，由省调按照上级调度规定的时间和格式报送。
6.5 各地调和发电厂、直调用户应按规定格式报送设备检修计划，主要内容有：停电厂站、停电设备、停电范围、工作内容、停电开始时间、停电结束时间、备注（送电方式和要求：是否要冲击、核相、测向量、带负荷试验等，必要时应报送方案）。
6.6 执行月度检修计划时，产权单位的调度部门或电厂仍需在检修工作开始前两天的11点以前正式向省调提出申请，省调在前一天17点以前答复。双休日和下周一的检修工作应在上周四11点以前提出申请。法定节假日设备检修、500千伏设备或因设备检修需进行复杂的倒闸操作及改变较大的运行方式时，应在检修前三天提出申请，前一个工作日批复。
6.7 设备检修申请和开工、竣工手续，均由设备运行单位所在的调度机构或电厂值长向省调值班调度员办理。
已批准的设备检修，因故不能按期进行时，产权单位的调度部门或电厂值长必须向省调值班调度员办理改期（延期）手续。未经省调值班调度员同意，不得擅自将已批准的设备检修改期（延期）。
6.8 检修申请虽已批准，但在批准的停运时间之前，申请单位还应向省调值班调度员报告该检修项目是否按时进行，下级调度和现场运行人员在得到省调值班调度员的操作指令之后，才能进行相应的操作。
6.9 基建施工单位要求运行设备停运，必须纳入设备所属调度管辖机构的设备检修计划，并经所属调度管辖机构办理设备停运报批手续。
6.10 检修设备恢复送电时，如需进行有关试验(冲击、核相、保护测向量、带负荷试验等)，申请单位除在设备检修申请票中明确
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外，还应将试验方案与试验设备检修申请票一并报省调。
6.11 原定停用的计划检修设备如因某种原因，在预定的时间未转入相应状态，则应将原定检修时间缩短而投入运行的时间不变。如须更改检修内容或延迟设备投入运行的时间，则必须经所属调度机构批准。
已开工的设备检修因故不能按期竣工，产权单位的调度部门或电厂值长应在原批准的计划工期结束前一天12时前办理 (工期一天者，应在当日12时前办理)设备检修延期手续，未经许可不得擅自延期。
6.12 临时性检修申请，产权单位的调度部门或电厂值长可以随时向值班调度员提出。值班调度员有权批准当值可以完工且对系统供电及运行方式无明显影响的设备检修，并作好记录。但对系统有较大影响时必须在6小时前向值班调度员办理申请手续。
事故检修申请，产权单位的调度部门或电厂值长可随时向值班调度员提出，值班调度员可先批准其故障设备检修开工，但应在紧急停运后4小时内补办事故检修申请票手续。
6.13 省调管辖范围的输变电设备带电作业，原则不纳入月度检修计划，但对电网安全运行有较大影响时必须在作业前两个工作日11时之前办理申请票手续。在省调批复并调度员许可后方可进行带电作业。
6.13.1 网调管辖范围的输变电设备带电作业，纳入月度检修计划，在作业前两个工作日11时之前向省调上报申请票。
6.13.2 带电作业应在良好的天气下进行，如遇雷雨、大风、雪、雾或者不符合带电作业要求时应立即停止作业。
6.13.3 带电作业的线路突然停电以后，相关调度应尽快与工作负责人联系，调度部门未与工作负责人取得联系前不得强行送电。
6.14 设备检修的计算时间是从设备从电网中断开开始，到设备重新投入电网运行或转备用时为止。断开设备和投入运行所进行的一切操作时间和机炉停后冷却时间、锅炉点火及汽机冲转时间以及大修后的试运行和其它试验时间等均应算在检修工期内。
电力线路检修时间的计算是从线路转为检修状态（开关、刀闸断开、线路出口处接地后）开始，到值班调度员得到有关线路检修人员离开现场并拆除工作安全措施、“可以送电”的报告时为止。
6.15 发电厂、变电站设备（如开关、刀闸等）检修的安全措施由值班人员负责安装和拆除，只有在值班人员拆除了自行安装的安全措施后，才能向值班调度员报告检修完工。
线路工作时，拉、合线路出口处的接地刀闸（接地线）应按照值班调度员的指令执行。检修现场的安全措施及接地线等由现场工作人
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员负责安装和拆除。
6.16 调度部门已批准的检修工作，必须在得到值班调度员的操作指令后才能进行设备的停运操作。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。严禁在未经申请、批准及下达开工令的停电的设备上工作。设备检修开工后，未经值班调度员的同意不得随意进行申请票中工作内容以外的工作。
6.17 在设备检修期间，因系统特殊需要，省调值班调度员有权终止或缩短检修工期，尽快使设备投入运行或转入备用。
第七章 系统运行方式的编制和执行
省调应根据电力负荷需求、设备检修计划、新(扩、改)建工程进度等，制定年度运行方式和月（季）、日调度计划。其中除日调度计划由省调批准外，其余均需经省电力公司批准后执行。
第一节 系统运行方式管理
7.1.1 电网运行方式的编制和管理应当遵循安全、优质、经济、节能环保的原则，保证电能质量和电网稳定运行，应充分发挥本网内发电、输电、变电设备的能力，满足社会用电需求。
7.1.2 根据统一调度、分级管理的原则，山西电网各级调度机构根据本地区电网调度管辖范围，负责编制电网的年度、月度运行方式，经本单位主管领导批准后执行，并报上级电力调度机构备案。
7.1.3 电网正常运行方式编制应遵循下列要求: 电网具有足够的备用容量。
7.1.3.1 编制运行方式时应留有足够的负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。系统的总备用容量不小于最大负荷的15%。各种备用容量宜采用如下标准：
负荷备用容量：一般为最大负荷的2%～5%，低值适用于大系统，高值适用于小系统；
事故备用容量：一般为最大负荷的10%；但不小于电网中一台最大机组的容量；
检修备用容量：应结合电网负荷特点、水火电比例、设备健康水平、运行及检修队伍素质等情况确定。一般为最大负荷的8%～15%。
7.1.3.2 应满足《电力系统安全稳定导则》的基本要求，保证电网稳定运行。
7.1.3.3 短路电流不超过断路器的额定遮断电流。负荷电流不超过输变电设备所允许的安全电流。
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7.1.3.4 满足电网继电保护、安全自动装置的配合要求。 7.1.3.5 系统内各电压监视中枢点的电压质量符合规定标准。 7.1.3.6 系统运行最大可能的经济性并核定电力市场运营的安全要求。
7.1.4 发电厂的发电负荷曲线以省调核准的机组最大、最小技术出力为依据。当机组技术出力发生变化不能完成电网调峰任务时，电厂应于前一工作日11时前向省调提出申请，否则省调仍视其技术出力不变。
各电厂应严格执行省调下达的日发电曲线。遇到特殊情况需改变发电曲线时，必须征得省调值班调度员的同意。
7.1.5 当系统实际运行方式与调度日计划有较大出入时，省调值班调度员有权修改日调度曲线和机炉开停计划，以保证电网安全、优质、经济运行，并做好相关记录。
7.1.6 地区电网的正常电气接线方式应与主系统的正常接线方式相适应，并经地区分管领导批准，报省调备案。如不适应，则必须事先征得省调的同意。
发电厂高压厂用系统的正常接线方式，应报省调备案
7.1.7 为了准确地掌握系统负荷资料，省调应定期组织电网潮流实测，各发供电单位应积极配合。
第二节 年、月（季）度、日运行方式的编制要求
7.2.1 电力系统年度运行方式应包括：
7.2.1.1 上年度220千伏及以上电力系统新（扩、改）建发、输、变电项目投产情况。
7.2.1.2 上年度220千伏及以上电力系统发、输、变电规模。 7.2.1.3 上年度电网安全生产情况分析。 7.2.1.4 上年度电网存在的主要问题。
7.2.1.5 本年度220千伏及以上电力系统新（扩、改）建发、输、变电项目投产计划及设备规范。
7.2.1.6 主要设备A、B、C、D等检修计划进度表。
7.2.1.7 发电设备可调出力表。网间联络线送受电力计划。 7.2.1.8 根据有关部门提供的年最大负荷预计、新设备预投产日期、发电设备可调出力表、向省外供电计划及设备检修进度表，按月（季）编制本年度有功电力平衡表。
7.2.1.9 本年度系统正常方式、重要检修方式的潮流及安全分析。
7.2.1.10 系统稳定分析及采取的安全控制措施。
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7.2.1.11 系统无功电压及网损计算分析。 7.2.1.12 系统安全自动装置运行方式和低频、低压减负荷整定方案。
7.2.1.13 年度运行方式有关规定及经济调度方案。 7.2.1.14 系统存在的主要问题及改进建议。 7.2.1.15 调度管辖的厂、站母线最大短路容量表和母线正常联接方式。
7.2.1.16 山西电网省调调度和调度管理范围划分。 7.2.2 电网月（季）度运行方式应包括下列内容: 7.2.2.1 月（季）度全网最大用电负荷预测。 7.2.2.2 月（季）度网间联络线送受电计划。
7.2.2.3 月（季）度全网各发电厂机组检修计划和发电量计划。 7.2.2.4 月（季）度全网主要电气设备的检修计划。 7.2.2.5 月（季）度全省发供电力电量平衡方案。 7.2.2.6 电网重大方式和特殊运行方式的安全校核。 7.2.3 电网日运行方式应包括下列内容:
日运行方式应在月（季）运行方式的基础上，综合考虑用电负荷需求、备用容量、经济调度、燃料供应、近期水情、设备能力及检修情况等因素进行编制，内容包括：
7.2.3.1 山西电网96点用电负荷预测和母线负荷预测曲线。 7.2.3.2 网间联络线96点送受电计划曲线。
7.2.3.3 全省各发电厂96点有功出力和日发电量计划。 7.2.3.4 全省各地区正常供电负荷指标和发供电平衡方案。 7.2.3.5 电气设备检修计划(含运行方式安排、继电保护和安全自动装置的定值变更、对电力通信、调度自动化设备的影响、安全措施和预案等)申请的审核、批复。
7.2.3.6 全省各发电厂机炉运行、启停、检修、备用等计划申请的审核、批复。
7.2.3.7 新建、改建、扩建设备投运计划及调度实施方案。 7.2.4 在重要的法定节假日，或电网运行方式或潮流有重大变化时，省调还应编制特殊运行方式：
7.2.4.1 系统负荷(曲线)预测；
7.2.4.2 机炉运行计划与发电功率曲线； 7.2.4.3 系统主要设备检修安排；
7.2.4.4 对重大庆典活动及重要用户的保电措施； 7.2.4.5 重要方式的安全措施和预案。
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第八章 电力平衡的调度管理
8.1 在电力系统运行中省调负责全网发供用电力平衡，以保证电能质量和电网的安全稳定运行。
8.2 省调按照政府电力主管部门下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划、电力系统设备能力和备用容量编制电力平衡计划。
当电网备用容量不能满足要求时，省调应及时进行调整，直至满足备用容量要求。
8.3 山西电网各地区（含直调大用户）用电指标比例由省政府电力主管部门制定，省公司用电管理部门进行用电负荷分配，省调按照用电指标执行。
8.4 当山西电网出现超稳定极限、电力系统故障、持续的频率或电压超下限等事故情况时，应按事故限电序位表进行限电。
电力使用者（用户）有义务按照各级调度机构的负荷控制方案实施负荷控制。
8.4 除紧急事故外，不得将系统备用容量分配使用。
8.5 电力系统运行中发生有功功率缺额时，由省调值班调度员根据电网实际情况，按照用电比例分配用电指标，通知有关地调（含直调用户）执行。通知时必须说明原因，双方均应详细记录。
8.6 地调（含直调用户）要认真做好负荷的监视、统计工作，主动检查并控制本供电区用电负荷，不得超计划指标用电。
省调值班调度员随时监督各地区用电情况，有权对超计划用电的地区按照超计划用电拉闸限电序位表实施拉闸限电，由此造成的一切后果由超计划用电的地区（含直调用户）负责。
各地区用电负荷应以省调自动化系统显示的数值为准，地调（含直调用户）和发电厂应保证遥测数据的准确性。
8.7 省调值班调度员对超计划用电的地区（含直调用户）可采取以下方式：
8.7.1 限电通知：地调调度员（含直调用户）应在15分钟内将本地区用电负荷控制到计划指标。
8.7.2 限电指令：地调调度员（含直调用户）应在10分钟内将本地区用电负荷控制到计划指标。
8.7.3 紧急限电指令：地调调度员（含直调用户）应在5分钟内将本地区用电负荷控制到计划指标或省调值班调度员所要求的数值。
在地调（含直调用户）不能按上述三项之一及时控制本地区用电负荷时，省调值班调度员可按超计划限电序位表直接拉路限电。
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8.8 各级调度系统值班人员在实施拉限电时，如有违反调度纪律者，按照《电网调度条例》和《山西省电力公司违规拉限电责任追究制度》等有关法律、规定追究责任。
8.9 省调越级拉闸限电后，应及时通知地调值班调度员，以免重复限电。
拉闸和拉闸后恢复送电必须执行由同一级调度下令的原则，即：执行哪一级调度拉闸就由哪一级调度送电的原则。
8.10 临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、保电时间等报省调并得到许可。
第九章 电力系统频率、电压的调整 第一节 系统频率和联络线潮流的调整
9.1.1 1000千伏特高压联网运行或山西电网与华北电网联网运行时，网调负责系统频率调整，省调负责调整联络线潮流。山西电网独立运行时，省调负责本系统频率调整。
9.1.2 系统频率标准为50±0.2赫兹，正常情况按照50±0.1赫兹控制。电网联网运行时，系统频率监视以华北网调频率表为准；山西电网独立运行时以省调频率表为准。
9.1.3 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按省调下达的控制要求进行调整，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。
9.1.4 当由山西省调负责调频时，由省调指定若干电厂为调频厂。当系统频率偏离50赫兹时，各调频厂应主动增减功率，使频率保持在50±0.2赫兹以内。
当系统方式发生变化时，省调值班调度员可临时指定某些电厂承担调频任务。
除调频厂外，其他电厂为负荷监视厂，应严格按日调度计划曲线运行。当电厂遇有特殊情况，需改变日计划发电曲线时，必须事先得到省调值班调度员的同意。
山西电网独立运行时，省调值班调度员应及时通知所属调频厂值长和各地调值班调度员。
9.1.5 山西电网与其它网省的联络线功率调整方式和考核要求，按照上级调度的规定执行，省调各并网发电厂的机组AGC功能应按照规定投入运行。
9.1.6 为了防止事故时系统频率急剧变化，要求：
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9.1.6.1 各地区应装设足够容量的低频率减负荷装置。 9.1.6.2 各级调度机构须具有事故限电序位表。
9.1.6.3 山西电网必须具有适当的高频切机容量，由省调负责管理。
第二节 无功功率平衡及系统电压的调整
9.2.1 山西电网的无功管理和电压调整按照调度管辖范围实行分级负责，电网的无功功率应按照“分层、分区、就地平衡”的原则，避免长距离多电压等级输送，应保证系统内发电机组留有一定的动态无功储备。
9.2.2 1000千伏特高压电网运行期间或华北电网独立运行期间，山西电网500千伏系统电压调整按照华北网调的要求执行。
省调各并网发电厂的机组AVC功能应按照规定投入运行。 9.2.3 电压质量控制标准如下：
9.2.3.1 1000千伏特高压电网正常运行方式下，山西电网500千伏系统电压的允许偏差按照华北网调有关规定执行；
9.2.3.2 华北电网独立运行期间，发电厂和变电站500千伏母线在正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%；
9.2.3.3 发电厂和500千伏变电站的220千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5～+10%。220千伏变电站的220千伏母线电压允许电压偏差为额定电压的-3～7%，但每24小时内偏差幅度不应大于5%。
9.2.3.4 发电厂和220千伏变电站的110-35千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为相应系统额定电压的-3%～+7%；事故后为系统额定电压的10%。
9.2.3.5 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直调）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为相应系统额定电压的0%～+7%。
9.2.3.6 特殊运行方式下的电压允许偏差值由调度机构确定。 9.2.4 各级调度机构应在所辖范围内设置电压考核点、监测点，并根据电网的发展进行适当的调整。原则上省调管辖的所有220千伏及以上母线均作为省调的电压监测点和考核点。
9.2.5 调度机构根据系统运行方式、季节性负荷特点及调压设备的调整能力等，每季度编制电压运行曲线和允许偏差范围，下发有关厂、站执行。
调度机构在重要的节假日及电网特殊运行方式期间，还应编制临
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时电压控制曲线并提出相应的措施及要求。
9.2.6 系统电压调整的主要方法
9.2.6.1 调整发电机及调相机的励磁电流（包括发电机进相运行）；
9.2.6.2 投入或停用无功补偿设备；
9.2.6.3 调整发电厂、变电站变压器分头位置； 9.2.6.4 启动备用发电机组或停机备用； 9.2.6.5 调整发电厂间的出力分配； 9.2.6.6 调整系统运行方式；
9.2.6.7 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。 9.2.7 无功电压的正常运行与调整
9.2.7.1 山西电网原则上采用逆调压方法调整母线运行电压。 9.2.7.2 各发电厂应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。
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，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；
低谷负荷时，应降低发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线下限，必要时具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式；
平谷负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线运行电压运行在电压曲线的中间值；
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，应及时报告值班调度员。
9.2.7.3 各变电站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。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投退无功补偿设备，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。
9.2.7.4 1000千伏特高压电网正常运行方式下，山西电网500千伏系统电压调整方式按照华北网调的规定执行。
9.2.8 各厂站变压器分接头档位的运行调整 无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构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，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变。
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、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压。有载调压变压器分接头的调整范围由调度部门制定，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变。
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调整220千伏及以主变分接头超过省调规定允许范围时，需经省调值班调度员许可，并向值班调度员报告调整后的实际档位，做好调整记录。
9.2.9 变电站装设的电压无功自动控制装置（AVC、SVC、VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经值班调度员批准。
9.2.10 有进相运行能力的发电厂，在机组高力率运行的情况下，母线电压仍高于控制曲线上限，则必须安排发电机进相运行。机组励磁系统的低励限制曲线由调度机构按照技术监督部门提供的试验报告以定值单形式下达，各电厂执行。机组实际进相深度由值班调度员根据系统运行情况调整。
9.2.11 风力、煤层气、抽水蓄能发电机组运行时必须按照要求进行无功电压的调整。
9.2.12 为了防止电压崩溃，保证系统安全稳定运行，事故情况下220千伏系统中枢点电压值不得低于210千伏。否则，应采取一切措施恢复系统电压。
第三节 自动电压控制系统（AVC）的调度管理
9.3.1 山西电网自动电压控制系统（AVC）是保证电网安全、优质、经济运行重要措施之一。包括省调的主站系统和电厂、地调的子站系统以及相关的调度数据网络设备。
9.3.2 接入220千伏及以上电压等级的省调发电厂须配备AVC控制装置，所有机组均应参加电网无功电压控制。对于新建机组，投产时要同步具备AVC功能。
接入110千伏及以下电压等级的机组根据电网安全运行需要配备AVC控制装置。
9.3.3 接入220千伏及以上电压等级的变电站均应具备AVC功能，站内无功补偿设备及变压器分接头均应参加电网自动无功电压控制。对于基建新投变电站，投产时要同步具备AVC功能。
接入110千伏及以下电压等级的变电站，根据地区电网安全运行的要求配备AVC功能。
9.3.4 装有AVC控制装置的省调发电厂应实时跟踪省调AVC主站下达的电压目标值。
9.3.4.1 机组AVC功能投入前必须通过系统调试验收。 9.3.4.2 机组AVC调节性能应满足山西电网规定要求。 9.3.4.3 机组AVC功能的投退，应得到省调值班调度员的许可。 AVC子站装置退出期间，电厂运行人员按省调下发的当季电压曲
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线进行电压控制。
9.3.5 当机组因设备缺陷达不到规定要求时，电厂应制定相应整改方案和计划，并上报省调。
9.3.6 AVC子站装置退出运行，必须得到值班调度员的同意或许可。
第十章 新建、改建和扩建设备投产的调度管理
第一节 新设备投产的前期管理
10.1.1 新建、扩建或改建工程的设计方案应事先通知所属调度（各级调度机构、省电力通信中心、地区保护自动化所）参加设计审查。工程批准后应由建设单位及时向所属调度职能部门提供有关设计图纸、设备参数、说明书等技术资料。
10.1.2 新建、扩建或改建工程有关项目的一、二次设备（如发电机、变压器、电流互感器、电压互感器、继电保护及安全自动装置、调度自动化、数据网络、通信等）招标选型等工作，包括确定技术标书、发标厂家、招（议）标、确定合同技术条件、技术谈判等，必须通知所属调度职能部门参加。不符合专业管理要求及规定的设备严禁入网。
10.1.3 新建、扩建或改建工程有关项目的安全自动装置、继电保护、调度自动化（RTU、计算机监控系统、电量采集、调度数据网络、经济调度系统等）、通信设备的出厂验收工作，必须通知所属调度职能部门参加。
10.1.4 调度机构要求发电厂、变电站或电网加装旨在保证主网安全稳定运行的技术装备时，有关单位必须如期完成，其设备技术参数应满足电网的要求。
10.1.5 电力调度通信、调度自动化、继电保护及安全自动装置等电网配套工程，应与发电、变电工程项目同步设计、同步建设、同步验收和投运。
第二节 输变电设备基建改造期间的调度管理
10.2.1 电网输变电设备由于基建改造工程需要而退出运行后，相应的开关间隔及线路转入基建状态。
10.2.2 线路及两侧间隔转入基建状态后，若原产权所属单位（或运行维护单位）没有线路及开关、刀闸配合检修工作，线路侧刀
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闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门管理。
线路及两侧间隔转入基建状态后，若原产权所属单位（或运行维护单位）同时有线路或开关、刀闸配合检修工作，原线路两侧开关及刀闸（包括线路侧地刀闸或地线）仍由原所属调度调度。工作全部结束，线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门管理。
10.2.3 线路及两侧间隔转入基建状态，除线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门管理时间段外，线路两侧运行变电站的线路开关、刀闸及与电网运行部分或备用部分的连接刀闸，仍然归原所属调度调度，未经所属调度的值班调度员许可，任何情况下均不得进行设备运行状态的改变。
10.2.4 线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门前，由产权所属单位（或受托运行单位）向省调提出线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门申请，说明移交的线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）的名称和工作时间，省调调度员通知相关变电站（发电厂）值班人员（值长）和基建工程负责人执行书面移交工作。
线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）移交基建部门工作结束并恢复原状态后，由产权所属单位（或受托运行单位）汇报省调值班调度员，说明线路侧刀闸（包括接地刀闸或地线）的运行状态。双方应做好记录和录音。
10.2.5 发电厂、变电站新建、扩建、改建工程施工涉及运行设备的运行状态改变以及拆除、更换设备，必须按照调度规定提出调度申请票，经批准后方可进行。
10.2.6 在省调下达新建、扩建、改建批准书后才可进行新设备与运行或备用设备接火工作。设备接火工作需向省调提出申请票。在接火工作结束后，连接运行或备用设备的刀闸纳入调度和运行管理，并且有可靠措施确保其在断开位置（包括接地刀闸）。未经省调许可，变电站人员任何情况下均不得进行合闸操作。
10.2.7 发电厂、变电站新建、扩建、改建工程（包括扩建开关间隔、母线、变压器及倒间隔等）在基建过程中的安全工作归基建部门管理。
10.2.8 发电厂、变电站新建、扩建、改建设备施工结束后，由产权所属单位（或运行维护单位）的调度部门向省调报启动申请，由省调安排新设备启动投产工作。
第三节 电网新设备投产启动的调度管理
10.3.1 产权所属单位在新设备投产前应按照有关规定向所属调度职能部门报送有关图纸和技术资料，提出该新建、扩建或改建工
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程加入电网运行的书面申请报告。
10.3.2 所属调度职能部门取得相关资料后，向产权所属单位下达调度批准书。
本网内220千伏及以上变电站和省调调度管辖发电厂的命名和相关设备编号，由产权所属单位的调度机构提出申请经省调批准。其它厂、站的命名由相应调度机构批准。属上级调度机构调度管辖的设备，由上级调度机构(或委托省调)负责命名和批准
10.3.3新设备启动前必须具备下列条件:
10.3.3.1发电企业已与省电力公司已签定购电合同、并网协议及并网调度协议。
10.3.3.2新设备全部按照设计要求安装、调试完毕，且验收、质检工作已经结束(包括主设备、继电保护及安全自动装置、电力通信设施、调度自动化设备等)，设备具备启动条件。
10.3.3.3220千伏及以上设备参数实测工作结束，并经设备运行维护单位确认，于启动前3日报送有关调度机构。
10.3.3.4现场生产准备工作就绪(包括运行人员的培训、考试合格，现场图纸、规程、制度、设备编号标志、抄表日志、记录薄等均已齐全)，具备启动条件。
10.3.3.5电力通信通道及自动化信息接入工作已经完成，调度通信、自动化设备及计量装置运行良好，通道畅通，实时信息满足调度运行的需要。
10.3.4 新设备投运前，工程主管部门应及时组织有关单位召开启动会议，对启动方案、调度操作、试运行计划进行讨论，并取得统一意见，以便有关单位事先做好启动操作的准备并实施。
10.3.5 在基建工程竣工后，现场值班人员应认真检查现场设备运行状况并转为冷备用状态，向值班调度员汇报新设备具备启动条件。一经汇报，该新设备即视为运行设备，未经值班调度员下达指令（或许可），不得进行任何操作和工作。若因特殊情况需要操作或工作时，经启动委员会同意后，由原运行维护单位向值班调度员汇报撤消具备启动条件。
10.3.6 在基建工程或重大技改工程投入运行后三个月内，设备运行维护单位应向相关调度部门上报继电保护及安全自动装置等竣工图纸。
10.3.7 新投产发电机组应具备的自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）等控制功能应在机组移交商业运行时同时投入使用。
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第四节 电网新设备启动原则
10.4.1 新设备启动应严格按照批准的调度启动方案执行，调度启动方案的内容包括：启动范围、预定启动时间、调试项目、启动条件、启动步骤、继电保护要求、调试系统示意图等。
10.4.2 设备运行维护单位应保证新设备的相位与系统一致。有可能形成环路时，启动过程中必须核对相位；不可能形成环路时，启动过程中可以只核对相序。厂、站内设备相位的正确性由设备运行维护单位负责。
10.4.3 在新设备启动过程中，相关运行维护单位和调度部门应严格按照已批准的调度启动方案执行并做好事故预想。现场和其他部门不得擅自变更已批准的调度启动方案；如遇特殊情况需变更时，必须经编制调度启动方案的调度机构同意。
10.4.4 在新设备启动过程中，调试系统的保护应有足够的灵敏度，允许失去选择性，严禁无保护运行。
10.4.5 输变电高压新设备启动过程中应进行全电压冲击试验。母线、刀闸、CT、PT等新设备在启动时一般应进行全电压冲击一次。新开关、新线路启动时应全电压冲击三次，每次间隔时间不少于3分钟。新变压器启动时应全电压冲击五次，每次间隔时间不少于5分钟。
新机组的升压变压器在全电压冲击前应先进行零起升压等相关试验。
第十一章 系统安全稳定的调度管理
11.1 省调根据《电力系统安全稳定导则》和《山西电网安全稳定运行管理规定》的要求，对调度管辖范围内的220千伏系统及网调委托的500千伏相关系统进行稳定计算分析或校核。根据计算分析结果提出电网运行控制极限、制定提高稳定水平的技术措施，并对系统继电保护提出要求。
11.2 调度部门应结合年度新（扩、改）建设备投产计划、用电负荷情况、电网运行方式变化，对系统稳定进行校核，检验运行控制极限、稳定措施和继电保护是否满足要求，并对不满足要求的进行修改。
11.3 由于新设备的投入而引起电网结构变化时，调度部门应根据新设备建设、运行单位提供的数据，对新设备投运后的系统进行校验计算，滚动修订稳定运行极限和提高电网稳定的措施。
各发供电企业和用户必须按照调度部门提出的安全稳定运行的要求，落实有关技术措施和安全稳定控制装置的配置。
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11.4 为保持电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应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潮流时，均不应发生自发振荡。当系统失去主要电源或与系统解列产生功率缺额时，均不得导致频率崩溃。在负荷集中地区不得因失去无功电源而导致电压崩溃。
11.5 为保证系统稳定性，防止发生系统瓦解和大面积停电事故，电网继电保护装置、线路自动重合闸、振荡解列装置、低频低压解列（减载）装置、发电机失磁保护、强行励磁、自动励磁调整装置（含PSS装置）、稳定控制装置（包括切机、切负荷、解列装置等）等，未经所属值班调度员同意，不得停用。对系统稳定有影响的110千伏母线和线路保护纳入省调管理范围，220千伏及以上联络线至少有一套全线速动保护投入，否则应限制电网运行潮流或请示领导后处理。
11.6 系统联络线潮流必须严格按照运行控制极限运行。
第十二章 低频低压减负荷的调度管理
12.1 为保证电网的安全稳定运行，各地区电网必须配置足够的低频、低压减负荷装置，接入足够的可切除负荷。
12.2 省调应结合系统的发展变化，每年编制或修订一次全系统低频低压减负荷方案，必要时应及时作适当调整；各地调根据省调下达的低频低压减负荷方案，结合本地实际运行情况，具体整定本地区的低频低压减负荷定值的实施方案，报省调备案。
12.3 对投入运行的低频低压减负荷装置，由各发、供电单位继电保护所（班或工区）按有关规程或规定进行检验。
12.4 每月15日10时、20时各地应对本地区低频低压减负荷装置所控制各分路的负荷进行实测记录，并对实际控制负荷数量、装置数量及实际投运的情况进行统计分析，于25日前由各地调整理后报省调。如装置所控制的负荷不能满足整定方案的要求时，应及时调整。
12.5 低频低压减负荷装置的投入、停用、校验、改变定值等操作均必须按值班调度员的指令进行。当停用的装置所切除的负荷达一万千瓦以上或虽不足一万千瓦但停用时间在24小时以上时，（需按规定报申请票），并经省调值班调度员的同意。严禁任何单位（包括用户）任意拆除和停用低频低压减负荷装置。
12.6 必须保证低频低压减负荷装置有效的切除负荷数量，不允许备用电源自动投入装置对所切除的负荷恢复供电；当装置所控制的线路检修或因故停用时，原则上应安排负荷大小相近的线路代替。
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12.7 凡因频率、电压下降致使低频低压减负荷装置动作切除线路开关时，各地调值班调度员在送电前必须与省调值班调度员联系。
12.8 系统事故后，发电厂、变电站值班人员应将低频低压减负荷装置动作的时间、切除的线路开关号和负荷数、轮次作详细的记录并报告地调值班调度员，地调值班调度员将汇总的情况立即报告省调值班调度员。
12.9 各地调应在事故后次日内将低频低压减负荷装置动作的详细分析以书面形式报送省调。
12.10 事故期间如低频低压减负荷装置实际投运容量低于调度规定量的10%以上，则有关发电厂、供电分公司各定事故一次；所切除负荷数量和轮次不符合整定方案的要求，引起系统频率、电压下降幅度过大或扩大事故，则该地调应负扩大事故责任。
12.11 在新建、扩建和改建工程（包括220千伏、110千伏变电站）的设计中，应装设独立的低频低压减负荷装置并与建设工程同时竣工。
12.12 对于用电负荷为0.5万千瓦及以上的用户变电站必须安装低频低压减负荷装置。对拒不按要求安装并投入低频低压减负荷装置的电力用户，地区调度部门可会同用电部门在该用户与系统联络线的系统侧安装低频低压减负荷装置，同时将有关情况报送省调及当地的电力主管部门，所造成的一切损失由用户自负。
12.13 各并网运行发电厂的低频低压解列保厂用电方案应与主管调度部门协商制定，报省公司和电厂主管部门批准后执行。
第十三章 机网协调运行管理
13.1 根据电网安全稳定运行的需要，50MW及以上火、水力发电机组应配置电力系统安全稳定器（PSS），以改善系统阻尼特性。
13.2 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定,满足电网安全稳定要求。
13.3 并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
13.4 发电机组在正式并网生产前，必须进行汽轮发电机组、励磁系统（包括PSS）、调速系统参数实测工作，并将试验报告报所属调度部门。
机组的励磁系统及PSS参数不得擅自更改。当励磁系统需要更换
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时，需提出申请，并重新安排励磁系统及PSS参数测试。
PSS装置的投运与退出，按照调度部门的有关规定执行。
13.5 并网运行发电机组应具备进相运行能力。100MW及以上容量新建火电机组、90MW及以上容量水电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.95进相能力。
13.6 并入主网的火力发电机组应具有不低于50%的调峰能力，在正式并网生产前进行试验予以确认。
第十四章 继电保护及安全自动装置的调度管理
14.1 电网继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）是保持电力系统安全稳定运行的重要装备之一。凡属山西电网统一调度的发、供、用电企业必须执行《山西电网继电保护与安全自动装置运行管理规程》，各级调度运行人员必须严格执行有关继电保护装置运行规程及现场规定，保证保护装置的完好率和投入率。
14.2 山西省电力公司调度中心是全省电网继电保护专业主管部门，负责山西电网保护装置的技术及运行管理工作；负责全省继电保护专业的技术监督工作，作为省公司继电保护技术监督常设机构，对全省继电保护工作实行全过程监督管理；对全省供电分公司、超（特）高压公司和省调调度的发电企业的继电保护专业工作进行考核，落实安全经济责任制；负责全省继电保护装置入网选型原则的制定及入网资格的审查；负责全省电网继电保护的一般技措、大修工程项目的提出；参加二次设计审查、设备招投标及施工验收管理工作。
14.3 各级电网管理单位和省调并网发电企业均应建立相应的继电保护专业管理机构，负责所辖继电保护设备的运行维护工作。
14.4 凡由省调调度的设备继电保护及安全自动装置的运行、停用和定值改变，必须取得省调值班调度员的指令或许可后，方可对有关保护装置进行操作。当保护装置本身故障有误动可能时可紧急停用，但停用后应立即报告省调值班调度员。
14.5 地调、电厂调度管辖设备保护装置的投停影响到省调调度管辖的保护装置时，应征得省调值班调度员的许可后方可进行操作。
14.6 省调调度范围和省调继电保护处的整定范围不对应的厂站（如漳泽电厂、榆社电厂、安平电厂110千伏母线等），其二次设备纳入所在地区调度管辖范围，该设备的保护定值通知单等由所在地区的地调值班人员核对，并报省调继电保护处备案。
14.7 若在保护装置回路内进行工作或定期校验时，应按设备检修调度管理的有关规定由电厂、地调值班人员向省调值班调度员办理
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申请手续。
14.8 新建或已投行的保护装置定值调整完毕，在投入运行前，发电厂、变电站值班人员应向省调值班调度员汇报保护整定值的变更情况。省调值班调度员必须与现场值班人员核对保护定值及有关注意事项，无误后在定值单上签写日期和双方姓名，方可投入运行，现场应加盖“已执行”章。
14.9 新设备起动或二次回路变动，现场使用充电保护时，向量测试正确、起动完毕后，现场必须根据起动方案或运行规定，核查充电保护压板是否退出，并向有关调度值班员汇报压板投退情况。必要时，由现场保护维护人员打印定值清单进行定值核对和压板投退核查，核查结果汇报有关调度值班员。
14.10 任何电气设备和线路均不得在无保护状态下运行（包括热备用）；保护校验工作，一般应配合一次设备停电检修进行，或用旁路开关、母联开关代路；当线路具有两套直流回路独立的快速保护时，可停用一套保护进行校验。
14.11 现场运行人员或操作队人员必须按保护运行规程的规定，对继电保护装置、低频低压切负荷装置和安全自动装置等装置及回路进行定期巡视、检测和保护通道对试；监视交流电压回路，以免保护装置失压造成误动或拒动；还应经常监视一次设备的负荷电流不得超过保护装置允许的最大运行值。
14.12 保护装置动作后，现场或监控中心值班人员应详细检查和准确记录保护信号、光字牌信号，并将保护装置名称及动作情况、故障相别、重合闸装置、故障录波结果及时报告省调值班调度员。必要时操作队人员需赶赴现场进行保护动作信号核实检查。
14.13 当保护装置发生异常时，现场或监控中心值班人员应立即报告省调值班调度员，并按规定先行处理后，通知保护专业人员前往现场处理。处理结果及异常原因及时报告省调值班调度员。保护动作后，所属公司、电厂的保护专业人员应迅速与省调保护部门联系，以便及时进行动作行为确认，同时将现场保护动作报告、录波文件及时上报省调保护处。
14.14 在改变系统运行方式前，值班员或操作队人员应根据保护、安自装置的有关规定，对保护、安自装置做相应的变更。运行中出现特殊运行方式，应及时与保护、系统负责部门联系，确定处理办法，必要时请示有关领导。
14.15 为便于对继电保护、安全自动装置定值实施管理，各发、供电单位的保护和安自检修、调试部门，将保护定值调整完毕后，除记录改变的定值外，还应给出现场记录完整的保护和安自定值。
14.16 各级调度室应具备下列资料：
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14.16.1 调度管辖范围内保护装置配置图（附整定说明）； 14.16.2 调度管辖范围内保护及安自装置运行规程； 14.16.3 调度管辖范围内保护及安自装置原理结线图； 14.16.4 调度管辖范围内保护及安自装置定值通知单； 14.16.5 调度管辖范围内保护装置允许最大负荷电流表； 14.16.6 其它有关保护及安自的规定和必要的资料。
14.17 发电厂和变电站、监控中心的控制室应具备下列资料： 14.17.1 继电保护及安自定值台帐； 14.17.2 继电保护及安自运行规程；
14.17.3 继电保护及安自原理结线图〔包括原理结线修改图〕； 14.17.4 继电保护及安自工作记录簿〔包括整定值更改，接线更改等〕；
14.17.5 保护及安自装置的运行和事故动作记录（包括掉牌、信号及其它异常情况等）；
14.17.6 高频通道测试及其它定期测试记录簿；
14.17.7 其它有关保护及安自的规定和必要的资料。
第十五章 调度自动化系统运行管理
15.1 电网调度自动化系统(以下简称自动化系统)是确保电网安全、优质、稳定运行，提高调度运行管理水平的重要手段。各级调度必须设置相应的调度自动化机构，发电企业及变电站运行维护单位必须设置负责调度自动化设备运行维护的部门及专责人员。自动化系统运行管理工作应统一领导、分级管理。
15.2 各级调度部门应装备先进、可靠的调度自动化系统，接入电网运行的发电厂和变电站应装备可靠的调度自动化设备，满足《电力二次系统安全防护规定》。调度自动化系统设备的运行，严格执行国家电网公司《电网调度自动化系统运行管理规程》。
15.3 各级调度自动化系统直接采集和管理的信息，应与本调度机构直接管辖的范围及承担的任务相适应。直接管理的远动信息应直接传至该调度机构。由于应用软件开发的需要，省调、地调除需要直接管理信息外，还必须掌握间接管理的信息（非直接调度管辖的厂、站及相邻系统的有关信息），采用计算机通信方式实现。
15.4 为保证调度自动化系统的稳定运行，各级调度自动化系统或设备增加新的应用功能时，必须进行充分的方案论证，并报上一级调度自动化主管机构批准后方可实施。为保证新的应用功能的实用，必须制定相应的运行管理规程，并报上一级调度自动化主管机构批准后方可投入运行。
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15.5 自动化系统中采用的各种设备必须符合现行的国家标准、行业标准，必须符合本网自动化系统所规定的通讯规约及接口技术条件。
各级调度自动化系统的功能和性能应符合《电网调度自动化系统实用化要求》以及各自电网调度生产的特殊要求。
15.6 在新、改、扩建工程中，调度自动化设备及电力二次安全防护设备，必须保证与一次系统同步投产。远动设备的远动信息增加或改变，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。
各单位应保证调度自动化设备的正常运行及信息的完整性和准确性。发现设备故障或接到设备故障通知后应及时进行处理。投入系统正式运行的设备，由上级管理部门进行考核。
15.7 各级调度自动化运行管理部门应认真做好设备及系统运行工况的巡视及信息正确性测试，并逐月向上级调度部门报调度自动化系统运行报表。
15.8 新设备投入运行或运行中设备退出运行，均应事先填写申请票,并经所属调度部门专业主管领导批准后方可进行。一发多收设备，应在有关调度协商后再作决定。
15.9 当各调度范围内的一次电网发生变化时，自动化运行部门应根据调度方式部门提供的书面通知按规定及时修改各运行系统的数据库、画面、报表、模拟盘等。
15.10 自动化发、收两端设备定期校核遥测精度和遥信的正确性。每日进行一次遥测数据正确性分析，每季度进行一次遥信传动，填写记录。若遥信误动或拒动，遥测误差大于±1.0%，要查明原因并及时处理。
15.11 调度数据网络各接入节点应保证至少2个不同路由的链路接入骨干节点，通过网关系统及时监视链路通断情况，对于模拟通道应定期测试通道电平值，发现问题及时与通信部门取得联系。
15.12 调度自动化所用变送器应纳入各级技术监督部门的监督范围，各级调度部门负责所辖范围内变送器和厂站交流采样测量装置的运行及检修管理，并按《电工测量变送器运行管理规程》和《交流采样装置运行检验管理规程》进行检验及核定。
15.13 保护、通信部门更换或检修设备，涉及自动化运行设备状态时，应事先通知自动化运行管理部门，取得相应的配合后方可实施。
调度自动化系统设备检修、试验需停运时，现场专业人员在检修前一天11点前向所属调度自动化运行值班人员提出申请，运行值班员16点前答复。停运前应通知所属调度值班调度员。
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第十六章 电网调度通信运行管理
16.1 电力通信网是电网重要的、不可分割的组成部分，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。其重要任务是为电力调度、继电保护和安全自动装置和调度自动化系统提供可靠的信息传输通道。
16.2 山西省电力通信中心是全省电网通信主管部门，负责全省电网通信的日常运行管理。各级电网管理部门和并网统调的发电企业均应建立相应的通信机构，负责所辖通信设备的运行管理。
16.3 根据《电力系统通信调度管理条例》规定，省、市（供电分公司）均要设立通信调度机构，代表各级电力通信部门执行通信指挥调度业务。各级通信调度必须实行24小时值班。省电力通信中心通信调度（简称省通信调度）是全省电力通信日常运行管理的指挥中心。凡山西电网并网统调企业的各通信站在业务上必须接受省通信调度的调度管理。省通信调度要对与省调业务有关的通信设备和电路进行统计和考核。
各级通信调度必须执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则。在电路故障情况下处理原则是先主网后局部，先生产后行政再其它。在紧急情况下省通信调度有权指挥到并网统调企业各通信站的运行维护人员。
16.4 并网统调的发电企业，必须按规定向省电力通信中心上报接入电力通信网的有关资料，由省电力通信中心根据有关规定审核批准。凡拟联网的电路、设备，应满足主网统一结构、制式和设备合理配置的要求，规划、设计和设备选型方案须报省电力通信中心批准。联网设备、电路接入和退出的时间、方式必须以省通信调度工作方式票为准。
16.5 为了保证电力生产和电网安全运行，省调对各地调、调度范围内的变电站及并网统调发电企业必须有两个及以上完全独立的通信传输通道。
220千伏及以上厂站在接入系统时，必须具备电力安全生产专用的调度、继电保护、自动控制、调度自动化等实时信息通信传输通道。
16.6 通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统，通信电源设备必须稳定可靠。通信电源不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。
对于电力调度机构或重要厂站的通信设备应采用分散供电的方式，配置多套（两套及以上）通信电源系统为通信设备供电。
16.7 直接与电网安全稳定运行有关的复用继电保护安全自动装置等实时信息通道，应符合第1.131条的配置原则。
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16.8 同一条线路的两套继电保护、安全自动装置复用通信设备应配置两套独立通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全隔离。
16.9 复用继电保护及安全自动装置（简称复用保护）的通信设备的检修维护和运行管理按照《山西电网继电保护及安全自动装置复用通信设备管理规定》执行。
16.10 电厂、变电站运行人员发现保护及稳定装置（包括其辅助设备）通道告警、保护用PCM光字牌告警时应立即报告所属调度的电力调度值班人员及所属单位继电保护和通信部门。省电力调度值班人员接到报告，除通知调度中心继电保护人员外还应及时通知省电通中心通信调度。省通信调度根据维护界面通知复用保护通信设备的维护单位通信部门，由通信人员和继电保护人员按规定共同对通道设备进行检查处理。
16.11 电网或并网统调发电企业所辖的通信设备（含通信电源系统）应具备完善的通信监测和必须的声光告警装置。
16.12 新改扩建工程的通信接入，应由建设单位委托运行单位，根据有关设计向省通信调度提出电路使用申请，省通信调度进行批复后建设单位按照批复执行。
16.13 通信部门为各类终端用户提供高质量的传输通道。通信调度接到用户通信质量的申告后，应积极主动联系处理，并将处理结果及时通知用户。通信设备计划内检修，若对其它专业用户有影响时，通信调度应提前与电力调度、继保、自动化专业及其它用户联系，并办理电路检修批准手续。遇有突发事件影响电路正常运行，若判明在30分钟之内不能修复时，通信调度应采取临时措施将影响电网正常运行的重要电路予以转接。迂回转接有困难时，应向相关部门说明情况。
第十七章 自动发电控制装置（AGC）运行管理
17.1 自动发电控制（以下简称AGC ）是保证电网安全经济运行、调频、调峰、调整联络线潮流的重要措施之一。凡统调发电厂装设的AGC装置均属省调调度设备，未经省调值班调度员的许可不得擅自退出运行。
17.2 发电机组的AGC装置必须经省调组织系统调试后，由省调下达AGC定值通知单，并经省调值班调度员下令方可投入运行。
17.3 机组AGC主要有调频(山西网孤立运行时)、调整网间联络线潮流(按“∑P”的整定差值调整)和按有功负荷曲线调整等运行方式，均由省调值班调度员根据系统具体情况确定。发电机组AGC运行
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方式变更前，省调应通知有关电厂运行人员，确认无误后方可执行。
17.4 当投入AGC的发电机组发生异常或发电机组AGC装置不能正常运行时，发电厂可停用该AGC装置，改为电厂就地手动控制，然后汇报省调调度员及有关部门处理。异常处理完后，应及时向省调汇报并根据调度指令恢复其AGC装置运行。
17.5 当系统发生故障影响AGC正常运行时(系统振荡、解列、甩负荷等事故)，发电厂可先将发电机组改为手动调节方式，然后汇报省调调度员。
17.6 当AGC机组负荷进入AGC调整控制范围内时，省调应选择适用方式投入其AGC功能，运行人员应加强监视，保证该机组运行在AGC控制范围之内。
17.7 所有具备投运发电机组AGC的发电厂，应参照本规定编写现场规程，并报省调备案。
第十八章 水电厂和地区小电厂（含自备电厂）的调度管理
第一节 水库及水电厂调度管理
18.1.1 水库调度是保障电网和水电厂安全、稳定、经济运行，实现能源资源优化配置和水资源综合利用的重要工作，主要内容包括水库调度运行、防汛管理、水文气象预报管理、水调自动化管理和水库调度专业管理等。
水库控制运用的基本原则：安全第一，预防为主，顾全大局，科学调度，充分利用水能资源。
18.1.2 水电调度的基本原则：在确保电网和水电厂安全运行以及满足水库防洪和综合利用要求的前提下，依据设计文件及用水计划，严格按照国家有关节能发电调度的政策和规定开展水电节能发电调度和水库优化调度工作，科学利用水能资源。
18.1.3 水库调度的主要工作：
18.1.3.1 按电力系统和水库综合利用部门的要求，编制年、月（季）、日（周）水库控制运用计划，编制水库优化运行方案。
18.1.3.2 经常与气象部门、水文部门联系，及时掌握雨情、水情、凌情，做好水库水情分析，合理安排水电运行方式，根据水情变化及时提出修正意见。
18.1.3.3 建立和维护好水情自动测报系统、水库调度自动化系统，保证测报数据正确、传送及时，保证与山西电网调度综合管理系统（OMS）通信畅通。
水电厂必须加强水库水文资料分析，逐步提高中、长期水情预测
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精度和运行管理水平。
18.1.3.4 编制水库调度运行月、年报表，进行节水增发电量、弃水调峰电量、弃水电量等计算，做好水库调度经济分析，提出年度总结。
18.1.3.5 按规定向有关单位、部门报告水库运行情况，向自动传输系统输入规定数据。
18.1.4 水库发电调度原则：
18.1.4.1 日（周）调节或径流式水库应利用水文预报，及时调整方式，维持水库高水位运行。
18.1.4.2 在确保电网和水电厂安全的前提下，编制发电计划时以水定电，统筹兼顾，合理利用水能资源，充分发挥水库的综合效益和水电厂在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用；
18.1.4.3 水电厂年发电计划一般采用70%～75%的来水编制，同时还应选取其它典型频率的来水计算发电量，供电力电量平衡时参考；
18.1.4.4 月、日发电计划应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。遇实际来水与预计值偏差较大等特殊情况时，应根据电网运行情况，及时对发电计划进行调整。
18.1.5 省调应会同省调水电厂、有关单位和部门，结合生态保护、水库水工建筑物及上、下游河道工程施工等其它要求，制订相应的水库调度方案及应急处置预案，明确具体控制要求、可能配合的条件及可靠的联系方式，控制好水库水位及出库流量。
18.1.6 省调应参与省调水电厂（含新建并网）水调自动化系统（含水情自动测报系统）建设、技术改造方案的审查，对上传信息的及时性、完整性和准确性提出明确要求。
省调应监督指导省调水电厂水调自动化系统计算机网络安全防护措施的制订和实施。
18.1.7 年度的水库排洪、排冰方案，应由水库所在流域水电厂负责编制报主管部门批准后由水电厂执行，在上报有关部门时应送省调备案。
18.1.8 水库水位应保持在正常变化范围内，并尽可能在高水头运行，以降低水轮机耗水率。当水库运行方式有重大变化或水库水位有较大变化时，水电厂值长应及时通知省调值班调度员。当与水电厂有关的主系统有较大变化时省调值班调度员应及时通知水电厂值长。
18.1.9 水库控制运用的基本原则：保证水工设施安全，力争较大的经济效益。当安全与经济发生矛盾时，必须服从安全。
18.1.10 省调水电厂应实时传输以下信息 18.1.10.1 水雨情信息：
18.1.10.1.1 流域内重要雨量站实时雨情
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18.1.10.1.2 控制性水文站实时水情 18.1.10.1.3 水情气象预报信息 18.1.10.2 水库运行信息
18.1.10.2.1 水库坝上下水位，出、入库流量及发电引用流量 18.1.10.2.2 泄洪设施运行信息及相应泄流量 18.1.10.2.3 综合利用供水信息
18.1.11 水电厂冲沙、凌汛排冰要降低水位使用泄洪闸排泄，降水位应根据水情灵活掌握。
18.1.12 水电厂应在每年的十一月底以前根据历史水文资料和气象预报，提出下年度发电计划上报省调；每季前一月和每月五日前应向省调报送下季和下月水情预报和发电量预计。
18.1.13 处于备用状态的水轮机组应在接到调度指令后在规定时间内开出并接带负荷（应能实现低频自起动）。
18.1.14 万家寨水电厂水库运行控制在： 18.1.14.1 最高蓄水位：980
18.1.14.2 正常高水位：977米（按系统需要调峰发电）； 18.1.14.3 汛期限制水位：966米（以安全度汛为主）； 18.1.14.4 死水位（不能发电）948米 18.1.14.5 排沙运行水位：952～957米； 18.1.14.6 下游最低水位：898米； 18.1.15 天桥水电厂水库运行控制在：
18.1.15.1 正常高水位：834米（按系统需要调峰发电）； 18.1.15.2 汛期限制水位：830米（以安全度汛为主）；
18.1.15.3 排沙运行水位：826米（拉沙时间根据来水情况而定，最好采用蓄水拉沙）；
18.1.15.4 设计洪水位：835.1米； 18.1.15.5 下游最低水位：813.8米； 18.1.15.6 下游设计洪水位：822.1米。 18.1.16 西龙池抽水蓄能电站运行控制： 18.1.16.1 上库容量
18.1.16.2 正常蓄水：468.97万立方米 18.1.16.3 死库容：55.82万立方米
18.1.16.4 调节库容：413.15万立方米（正常调峰发电所需库容）
18.1.16.5 下库容量
18.1.16.6 正常蓄水：502.99万立方米 18.1.16.7 死库容：70.79万立方米 18.1.16.8 调节库容：432.2万立方米
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18.1.16.9 额定扬程：640米
18.1.16.10 上库死水位：1467米（不能进行发电） 18.1.16.11 下库死水位：798米（不能进行抽水）
第二节 地区小电厂（含自备电厂）的调度管理
18.2.1 除省调调度管辖范围的电厂外，凡与省网并列运行的地区小电厂（含自备电厂）一律由所属供电区的地区电力调度机构统一调度，双方应签订并网调度协议并报省调审查备案。
凡需并入山西电网运行的小电厂在工程设计、设备选型方面必须满足电力系统调度、方式、继电保护、调度自动化及通信各专业有关技术和运行管理规定。
18.2.2 地区小电厂与省网并列运行前，应根据有关规定向有关调度机构办理并网运行申请手续，经审查符合并网条件并经批准后方可并列运行。
各地调要按照节能环保、公平、公正、公开的原则加强所辖小电厂的调度运行管理。在地区电力系统调度规程中要明确保证电厂和电网安全、优质、经济运行的各项管理规定和措施。
各地区小电厂必须服从地区调度部门的统一调度。参加电网的检修平衡和电力电量平衡计划，按照调度计划安排机组的开、停或检修，机组调峰能力必须满足国家有关规定和电网调峰要求，并按照调度指令参与调峰。
18.2.3 地区小电厂应严格执行并网调度协议的各项条款，加强调度、方式、继保、自动化及通信各专业的管理，加强设备运行维护、运行分析，按时报送有关表报。保证与地区调度之间的通讯、远动信息设备完好的畅通，保证与电网安全稳定运行相关保护、安全自动装置的投运率。
为保证发电机组的运行安全，并网运行的地区小电厂，应在适当的地点装设低频、低压解列或稳定控制装置，报所属地调审核批准。
18.2.4 地区小电厂并入电网，对于其110千伏及以上中性点直接接地系统内的变压器中性点接地点的配置，以及继电保护和自动装置的设计，应保证在各种操作和自动跳闸使系统解列时，不致造成部分系统转变为中性点不直接接地运行。为此而设立的涉及省调管辖电网的中性点接地点由所属地调报省调审核批准。
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第二篇 调度操作管理规程
第十九章 操作管理
19.1 电力系统的运行操作分为一次设备操作和二次设备操作。一次设备操作包括运行状态变更和运行参数调整；二次设备操作包括二次装置的运行定值更改和状态变更。
19.2 电力系统的运行操作，应按其调度管辖范围进行管理。凡与国调、网调配合的操作，省调按照上级调度的指令进行。凡省调调度设备的一切操作，必须按省调值班调度员的指令或许可方可执行（遇有特殊情况除外），非省调调度设备因其方式变更或运行操作影响主网安全稳定时，须经省调值班调度员许可后进行。
19.3 省调调度管辖范围内的设备因其方式变更或运行操作而对上、下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前征得上级调度机构值班调度员许可和通知相关下级调度，并在操作后通知相关单位。
下级调度管辖的电网与省调调度管辖的电网需要进行合解环操作前，下级值班调度员应得到省调值班调度员的同意（未出现过的环路操作应事先进行计算，并报省调备案），方可进行操作。
下级调度管辖的设备需省调管辖的旁路开关旁带，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关旁带，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。
19.4 调度模拟显示屏（或模拟图板）及计算机在线模拟的画面上所标示的电气结线、设备名称编号、运行状态、接地点位置、母线运行方式等应随时保持与实际情况相一致。
19.5 值班调度员在决定倒闸操作前，要对电网进行安全分析，充分考虑以下内容：
19.5.1 做好保证系统安全运行的组织措施和技术措施，按时完成预定的操作任务；
19.5.2 系统运行方式改变是否正确、合理和安全可靠，系统的有功、无功出力与负荷是否平衡,一次设备的相序、相位的正确性以及短路容量是否满足设备（系统）的要求；
19.5.3 因操作所引起潮流、电压、频率的变化，应采取防止系统稳定破坏和设备的严重过电压、过负荷等的措施；
19.5.4 继电保护和安全自动装置以及变压器中性点接地方式是否满足《山西电网继电保护与安全自动装置运行规程》的要求以及有关规定；
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19.5.5 操作后对通讯、自动化装置的影响； 19.5.6 对其它调度管辖的设备有影响时，应事先通知有关单位值班人员并做好记录；
19.5.7 操作前应通知有关单位注意监视。
19.6 操作前，值班调度员应做好下列准备工作：
19.6.1 充分理解系统操作的目的，将操作范围、工作内容、工作单位、实际运行结线方式与现场核对清楚，要特别注意挂、拆地线地点和拉、合地刀的顺序，防止带电挂地线或合地刀，带负荷拉刀闸及向未拆地线或未拉地刀的设备送电；
19.6.2 将有关方式、继电保护及稳定极限规定等资料查看齐全，全面考虑操作内容，并根据调度模拟显示屏（模拟图板）和计算机画面标示的实际运行情况模拟操作步骤，以保证操作程序的正确性；
19.6.3 操作前要预先通知有关单位，与现场核对运行方式，将系统运行方式的变化、事故处理原则及对策等通知有关单位。
19.7 特殊情况下（如通讯中断等），省调可委托地调或厂、站的运行值班人员对省调调度管辖范围内的设备发布调度指令，但这种委托应按正常要求逐级下达，并做好记录。
19.8 省调值班调度员指挥操作的主要内容有： 19.8.1 联络线和联络变的运行状态改变； 19.8.2 系统间和发电厂与系统的并、解列； 19.8.3 发电厂、变电站(或开闭站)的调度管辖母线结线方式的改变；
19.8.4 系统有关电压的调整； 19.8.5 系统有关潮流的调整；
19.8.6 系统中性点接地方式的调整；
19.8.7 系统有关继电保护及安全自动装置运行状态的改变和定值调整；
19.8.8 有关新建、改造设备的启动； 19.8.9 系统运行方式的改变的操作； 19.8.10 网间联络线潮流的调整； 19.8.11 独立网运行的频率调整等。
19.9 调度操作尽量避免在交接班和高峰负荷时进行，不能避免的重大操作应在操作完毕或操作告一阶段后再进行交接班；
19.10 严禁约时进行操作；雷雨、大风等恶劣天气时禁止进行室外倒闸操作；电网发生事故时应停止正常操作。
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第二十章 操作制度
20.1 山西电力系统内的运行操作，应根据调度管辖范围划分，实行分级管理。省调调度和管理设备的运行操作，由省调通过调度指令进行操作管理。省调副值及以上值班调度员有权发布操作指令。
20.2 为了保证倒闸操作的正确性，省调值班调度员对一切正常操作应预先填写调度操作票(单项指令除外)。
20.3 调度操作指令的形式： 20.3.1 综合指令：值班调度员给下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员发布的不涉及其他厂站配合的综合性操作任务的调度指令。其具体的操作票步骤和内容，以及安全措施，均由下级值班调度员或运行值班员自行按规程拟订并执行。
20.3.2 逐项指令：一般适用于两个及以上单位的操作。值班调度员向下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员逐项按顺序发布的操作指令，要求下级值班调度员或运行值班员按照指令的操作步骤和内容逐项按顺序进行操作，或必须在前一项操作完成并经调度许可后才能进行下一项的操作指令。
20.3.3 单项指令：值班调度员向下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员发布的单一一项操作的指令，包括机或炉的启动、并列、解列；紧急事故处理；继电保护及安全自动装置的临时投、退等。
20.4 为了保证倒闸操作的正确性，省调值班调度员对一切正常操作应事先填写综合指令操作票或逐项指令操作票。单项指令可不填写调度操作票，但发令、受令双方要认真做好记录并使用录音。
20.5 调度操作票的填写要求：
20.5.1 调度操作票应按统一的规定格式和调度术语认真填写； 20.5.2 调度操作票应包括执行任务本身的操作以及由此引起系统运行方式改变，继电保护及安全自动装置变更的操作内容；
20.5.3 调度操作票由负责指挥操作的值班调度员填写，经该操作任务的监护调度员审核签字；
20.5.4 操作指令的顺序应用阿拉伯数字1、2、3......标明操作的序号，不得颠倒序号下令和操作；
20.6 值班调度员在开始操作前，应按调度管理规程规定完成必要的联系手续。调度指令只下发达给下级调度值班调度员、发电厂和变电站（集控中心）有权接受调度指令的值班人员。
20.7 各地调、厂、站的值班人员应根据省调值班调度员的操作指令内容，按照“电气设备倒闸操作一般方法”和《山西省电力公司电气、线路操作票和工作票制度执行程序的补充规定》填写倒闸操作票。
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执行综合指令的操作，一般不需与省调值班调度员核对操作票内容。但必须核对操作任务，省调值班调度员只对操作任务的正确性负责，各执行单位对操作票的填写及操作的正确性负责。
执行逐项指令的操作，应与省调值班调度员核对操作票，但只核对与系统有关的主要操作程序。如开关、刀闸的拉、合；线路接地刀的拉、合；线路侧接地线的装、拆；规程规定的由省调值班调度员执行的继电保护及安全自动装置的调整与投、退等。省调值班调度员对整个调度操作票所列的操作任务有关系统的主要项目的正确性负责，其余项目的正确性应根据现场规定由接受操作任务的各执行单位负责。
执行单项指令的操作，省调值班调度员对指令的正确性负责，各执行单位对操作的正确性负责。
20.8 值班调度员在发布调度指令时，要严格执行操作监护制度和指令复诵制度，应做到以下要求：
20.8.1 联系操作时应互报单位和姓名；
20.8.2 发布调度指令时应冠以“时分”及“令”字；在发布和接受调度操作指令时，双方必须使用统一的调度、操作术语。发令、受令双方应明确“发令时间”和“完成时间”，以表示操作的始终。
20.8.3 值班调度员在发布调度指令时，应征得当值值长的许可，并在监护调度员的认真监护下发布调度指令，执行操作监护制度；
20.8.4 发令调度员要严格执行指令复诵制度，认真听取受令人复诵调度指令，在核对指令操作内容无误后才许可其进行操作；
20.8.5 发布的调度指令只有在得到受令人完成指令的报告后，才算执行完毕。值班调度员在听取受令人的报告时，也要执行复诵制度，确保调度指令正确完成。操作完毕后，省调值班调度员应立即校正调度模拟图板（模拟显示屏）和计算机在线画面；
20.8.6 调度操作的全过程必须录音并做好记录； 20.8.7 严禁单凭记忆发布操作指令；
20.9 操作指令的接受人应充分理解调度指令的含义，若有不解之处应及时向发布调度指令的值班调度员询问。受令人在接受指令后或操作中，若听到省调电话铃响时，应立即暂停操作，迅速接电话，以防止出现差错。省调值班调度员也应认真监视系统潮流及其他运行设备，及时听取汇报。
20.10 系统操作时执行监护任务的值班调度员对发布操作指令的调度员进行监护的重点是：
20.10.1 在发布调度指令进行操作前，检查系统潮流及电压是否允许，有关单位是否已通知；
20.10.2 在发布“许可工作”指令时，检查该操作任务要求的接地线及应合的接地刀闸（隔离开关）是否已全部就位；
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20.10.3 在发布调度指令结束检修状态前，检查所有申请检修、配合的工作确已全部结束；
20.10.4 联络线转检修时，在发布合接地刀闸或装设接地线指令以前，检查可能带电的各侧的刀闸确已在拉开位置；
20.10.5 联络线转备用或转运行时，在发布合上刀闸指令以前，检查各侧的接地刀闸确已拉开或接地线确已拆除。
20.11 当调度通讯中断时，省调值班调度员可将调度指令通过有通讯联系的单位进行转达。按通讯中断的的情况处理，有关单位应做好记录。
20.12 联络线的T接变电站的操作：
20.12.1 省调调度管辖的联络线进行检修，所有T接在该线路上的变电站的进线刀闸线路侧须合上接地刀闸或装设接地线；
20.12.2 省调调度管辖的联络线上，地调调度的T接变电站的工作，不需要线路转检修时，地调指挥T接变电站的操作，但必须报告省调；
20.12.3 T接变电站进线刀闸工作或T接线路工作需联络线转检修时，该T接变电站的进线刀闸和进线刀闸联络侧的接地装置由省调值班调度员发布调度指令给地调值班调度员，再由地调值班调度员转达给T接变电站执行，T接变电站内部的操作由地调负责。
第二十一章 系统并解列操作
21.1 系统间的并列操作：
正常情况下的系统并列操作通常采用准同期并列方法，不允许采用非同期并列方法。系统间并列的条件为：
21.1.1 相序、相位必须相同； 21.1.2 频率应接近一致； 21.1.3 电压应接近。
21.2 进行两系统间的并列操作时，若频率无法一致，原则上地区系统应调整频率与主系统一致，如地区系统无调整能力时，主系统也可以调整。两系统的频率差在不大于0.3赫兹，且在50±0.2赫兹内，允许系统并列。处理事故时，为加速并列过程频率差在0.5赫兹内也可以同期并列。
21.3 220千伏及以下系统并列时，若无法将待并的系统电压调整到基本接近，电压差在不超过15%时，允许同期并列；处理事故时，电压差在不超过20%时，允许同期并列。
500千伏及以上系统并列操作，两系统频率、电压的调整按照国调和网调规程规定执行。
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注：有条件时系统应尽量利用自动准同期并列装置进行并列。 21.4 系统间的解列操作：
21.4.1 系统间解列操作前应考虑解列后两系统的有功和无功功率的平衡情况，并指定两系统的频率调整电厂；
21.4.2 调整系统的有功、无功功率，使解列点的有功、无功功率或电流接近于零，以使解列后的两个系统频率、电压均可保持在允许范围之内。
注：两系统分界点不应长时间处于热备用状态。 21.5 系统解列点的设置，应满足解列后的各系统各自同步运行及供需基本平衡的要求。解列点的设置不宜过多，一般情况下，应能实现自动解列。解列点的选择原则：
21.5.1 电力系统的弱连线路；
21.5.2 主要由主系统供电的带有地区电源的终端变电站； 21.5.3 电源与主系统的并网点； 21.5.4 事故时专带厂用电的机组；
21.5.5 暂时未解环的高低压电磁环网的低压侧适当地点。 21.5.6 系统之间的联络线适当地点。
21.6 电网解列点有系统振荡解列、低频率、低电压解列、高频解列、过负荷解列等装置。
第二十二章 线路操作
22.1 改变线路运行状态的操作原则： 22.1.1 线路转检修时操作顺序为：
先拉开线路受端侧的开关，再拉开线路送端侧的开关（3/2结线的开关先拉开中开关，再拉开母线侧开关），后拉开各侧开关的两侧刀闸（先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸，3/2结线的刀闸同样执行），在线路可能来电的各侧合接地刀闸或挂地线。
22.1.2 线路转检修应注意：
双回线或环网中的任一回线路检修时，应充分考虑另一回线路设备的送电能力（如开关、刀闸、继电保护定值允许电流及电流互感器变比等），以避免引起线路过负荷掉闸或其他事故。防止线路一端拉开后，线路充电功率引起发电机自励磁。正确选择解列点或解环点，以减小电压的波动。
22.1.3 线路转运行时的操作顺序为： 先拉开线路两侧的接地刀闸或拆除接地线，在确定线路及开关在冷备状态时，再合开关两侧刀闸（先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，3/2结线的刀闸同样执行），然后选择合适的开关给线路充电，
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再在对侧合环或并列。
22.1.4 线路转运行应注意：
尽量避免由发电厂侧向线路充电；尽量避免用小电源向线路充电，以防止小机组发生自励磁现象；必须充分考虑充电功率可能引起的电压波动或线路末端的电压高于允许值，以免造成并列或合环困难；线路充电开关必须具备完善的继电保护装置，并保证有足够的灵敏度。
22.2 220千伏及以上线路转检修或转运行的操作，线路末端不允许带有变压器。
22.3 线路长时间充电运行时，该线路自动重合闸应停用。 22.4 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行。
22.5 系统的解、合环操作：
22.5.1 合环：原则上环形系统的相位相同才允许合环操作，合环前应调整电压，使合环点的电压差至最小（一般允许在20%以内，事故时允许在30%以内），相角差小于30度。合环前应考虑到环网内的有关设备有无过负荷、过电压的危险；继电保护和安全自动装置是否适应；系统是否满足稳定运行的要求。新设备投入运行或设备因检修等可能使相位、相序紊乱，并列或合环前应进行相序、相位的核对。
22.5.2 解环：解环前应考虑到解环后环网各元件不能有危险的过负荷；联络线不超过稳定极限；电压不发生异常情况等等。解环后，应注意变为单电源供电的设备，应相应的改变继电保护及自动装置的运行方式，现场运行值班人员应按单电源供电的有关规定进行处理。
22.6 操作500千伏线路前，应充分考虑充电功率对系统电压的影响，操作过程中应注意保持500千伏电压在正常范围内，防止线路末端电压超出规定值。线路末端最高电压不得超过550千伏。
为防止发生自励磁，未经批准不允许用发电机单带长线路零起升压。 22.7 线路开关需要代路时，代路开关必须有与被代线路相应的保护，在判断代路开关确已接带负荷时，才能拉开被代路开关；恢复本开关供电时亦一样。
第二十三章 变压器操作
23.1 变压器并列运行条件：
23.1.1 联结组标号(结线组别)相同；
23.1.2 电压比(变比)相等（允许差值不超过5%）；
23.1.3 短路阻抗(阻抗电压)相等（允许差值不超过10%）； 23.1.4 容量比不超过3倍。
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23.2 改变变压器运行状态的操作原则： 23.2.1 单电源变压器：转检修或备用时，应先拉开负荷侧开关，再拉开电源侧开关，最后拉开各侧刀闸（先拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀闸），转检修时再在可能来电的各侧合上接地刀闸或装设接地线；转运行的操作顺序与此相反。
23.2.2 双电源和三电源变压器：转检修或备用时，一般先拉开低压侧开关，再拉开中压侧开关，然后拉开高压侧开关，最后拉开各侧刀闸（先拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀闸），转检修时再在可能来电的各侧合上接地刀闸或装设接地线；转运行的操作顺序与此相反。特殊情况下，该类变压器的操作顺序必须考虑保护的配置和潮流的分布情况。
23.2.3 变压器充电前，应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证充电后各侧电压不超过规定值。
23.3 在进行变压器倒换运行操作时，应检查投运变压器确已带负荷后，才能将待停变压器退出运行。
23.4 220千伏及以上长距离输电线路末端变压器的操作，应考虑线路末端电压可能过高的情况，因此在操作时，应采取措施降低电压。
23.5 新安装及大修更换线圈的变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击试验，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行，有关保护应投入跳闸位置。变压器与发电机单元连接者，第一次投入时，一般应做零起升压试验。
23.6 110千伏及以上系统变压器中性点接地刀闸的操作原则： 23.6.1 变压器在投运或停运前，必须先投入其中性点接地刀闸；对于正常运行中规定中性点接地刀闸断开的变压器，当其投运或停运时，中性点接地刀闸必须合上，变压器投入后再拉开其中性点接地刀闸；
23.6.2 并列运行的变压器，如接地变压器故障跳闸后，应迅速将未接地的变压器的中性点接地刀闸合上。
23.6.3 并列运行的变压器在倒换操作时，中性点接地刀闸的操作原则为先合后拉，即允许变压器在倒闸操作过程中同时接地，但操作时间应尽量缩短；
23.6.4 如需使用不接地系统的开关进行变压器充电时，充电前应先合该变压器的中性点接地刀闸。当有中性点接地刀闸侧的开关在断位时，其中性点接地刀闸亦应合上。
23.6.5 110千伏及以上电压的发电机－变压器组在并列操作前，必须合上变压器中性点接地刀闸，并列后再按规定改变中性点接地方式。
23.7 变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。
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23.8 变压器开关被代路时，应能够保证变压器保护跳开代路开关；若变压器后备保护不能跳开代路开关，则应变换中性点接地运行方式。
23.9 电抗器的操作
没有专用开关的500千伏高压电抗器的停、送电操作必须在本线路处于无电状态下进行，禁止带电用刀闸(隔离开关)进行电抗器的拉、合操作。
第二十四章 母线、开关及刀闸操作
24.1 母线操作原则：
24.1.1 用开关向不带电的母线充电时，应使用充电保护，用其他保护代替时，保护方向应指向被充电的母线或短接保护的方向元件，必要时，应调整保护定值；
24.1.2 由一条母线倒换部分或全部元件至另一条母线，应先合上母联开关，再取下母联开关操作电源保险，方可进行倒闸操作，必要时改变母线保护运行方式，操作完毕后投入母联开关操作电源保险。
24.1.3 倒母线操作时，应注意采取措施，防止电压互感器二次反充电，避免运行中电压互感器保险熔断而使保护失压误动。
24.2 使用开关操作的原则： 24.2.1 检查开关可以分、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流能力。
24.2.2 操作前应按照现场规程对开关进行检查，确认开关性能良好。 24.2.3 合闸前，应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认其三相均已接通。
24.2.4 拉、合开关前，应考虑因开关机构失灵可能引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相联动操作。
24.2.5 开关使用自动重合闸装置时，应按现场规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关允许切断故障电流的次数仅有一次时，应停用该开关的自动重合闸装置。
24.3 使用刀闸操作的原则：
在有负荷电流、充电电流、励磁电流的情况下，禁止使用刀闸进行该设备的拉开和合上的操作。允许刀闸进行的操作范围：
24.3.1 无接地警示指示时，拉合电压互感器和避雷器；
24.3.2 拉合空载母线及直接连在母线上的设备（500千伏刀闸必须经过试验）；
24.3.3 在系统无接地故障时，拉合变压器中性点的接地刀闸及
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中性点的消弧线圈装置；
24.3.4 拉合开关闭合情况下的旁路电流；
24.3.5 拉合110千伏及以下且电流不超过2安培的空载变压器，用于切断20千伏及以上变压器的刀闸，必须三相联动且装有消弧角；装在室内的刀闸必须在各相之间安装耐弧的绝缘隔板。若不能满足上述规定，又必须用刀闸操作时，须由本单位总工程师批准。
24.3.6 拉合有三个及以上完整串的3/2开关接线的变电站的母线环流，但应将所拉刀闸本串的开关闭锁。
24.3.7 用经试验许可的500千伏刀闸拉合母线环流及旁路电流时，须远方控制操作。刀闸是否可以拉合空载母线，需经过试验并由本单位总工程师批准，列入现场规定中。
严禁使用刀闸拉、合运行中的500千伏线路并联电抗器、空载线路、空载变压器。
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第三篇 事故或异常处理规程
第二十五章 事故处理原则
25.1 电力系统各级调度机构值班调度员为其调度所辖系统事故处理的指挥者，并对事故处理的正确性和迅速性负责。
25.2 在处理电力系统事故时，值班调度员应做到： 25.2.1 迅速弄清系统情况，作出准确判断，尽速限制事故发展，消除系统事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁；
25.2.2 用一切可能的方法保持设备继续运行，保证对用户的正常供电；
25.2.3 尽速对已停电的用户和设备恢复供电，对重要用户应尽可能优先恢复供电；
25.2.4 尽速调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。 25.3 系统发生事故或异常时，有关单位的运行值班人员必须迅速准确地向值班调度员汇报有关事故或异常的情况，主要内容应包括：
25.3.1 事故发生的时间、设备的名称和编号、事故现象，开关动作情况等；
25.3.2 继电保护和自动装置动作情况； 25.3.3 重合闸动作后的高压断路器、变压器、电容器、电抗器、母线的外观情况；
25.3.4 频率、电压、负荷及潮流变化情况； 25.3.5 事故波及的范围及其他现象和情况。
25.4 发生事故单位的值长或值班长应留在主控室进行全面指挥，并与省调调度员保持联系，如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。非事故单位不得在事故当发生时向值班调度员询问事故情况，而应坚守岗位，密切监视本单位设备运行情况，防止事故范围的扩大。
25.5 各级调度、发电厂、变电站和集控中心运行值班人员在处理调度管辖范围内的设备事故时，凡涉及到对系统运行有重大影响的操作（如改变系统结线方式或变动负荷等），均应依照省调值班调度员的指令或经其许可后方可进行。
25.6 系统发生事故时，各级运行值班人员应根据现场的报告，并参照遥测、遥信等信息判断事故，确定事故处理方案并指挥处理事故，应及时将事故情况向有关领导汇报。
25.7 处理重大系统事故时，值班调度员可以邀请有关专业人员及领导到调度室一同协商解决有关事故处理的对策，并要求一切与处
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理事故无关的人员迅速离开调度室。
在调度室的调度中心主任、调度处长应指导值班调度员处理事故，确保事故处理的正确性。必要时，有关专业人员可以给值班调度员以相应的提示，以利事故处理。调度值班人员应集中精力处理事故，以保证处理事故的正确性。凡在调度室的其他人员应保持肃静，不得干扰值班调度员处理事故。
25.8 统事故时，各级运行值班人员必须严格执行下令、复诵、记录、录音、监护和汇报制度。处理事故时的操作，可以不填写调度操作票，但必须使用统一的调度术语和操作术语，发布指令和回复指令的内容要简明扼要，下指令、接指令和回复指令者应由值班调度员、电厂值长（电气班长）、变电站值班长亲自担任。
25.9 事故处理期间，省调值班值长作为事故处理的主要指挥者，应全面分析和处理事故，并对其他调度值班员进行有效的监护，其他值班调度员必须听从值班值长的指令，并将有关情况及时汇报值班值长。
25.10 在处理事故期间，有关单位的值长，值班员及运行人员应坚守岗位，并保持与省调值班调度员的联系，优先听取省调的调度电话，以防止在事故处理时不能及时接受调度指令而影响事故处理或扩大事故。如确有必要离开岗位而无法与省调保持联系时，应指定合格人员接替，任何人不得占用调度电话。
25.11 系统发生事故时不得交接班。如在交接班过程中发生事故，而交接班手续尚未完成，则应由交班调度员负责处理事故，接班调度员应根据交班调度员的要求协助处理，待事故处理告一阶段后方可进行交接班。
25.12 值班调度员在处理事故时应特别注意：
25.12.1 事故发生后要做到忙而不乱，有条不紊，防止联系不周，情况不明或汇报不准确而造成误判断；
25.12.2 维持系统频率、电压在允许范围内；。 25.12.3 防止设备过负荷跳闸；
25.12.4 尽快按照计划恢复外送电力，必要时申请上级调度减少送电计划或提供事故支援。
25.12.5 严防带地线合闸或用刀闸拉合负荷（包括线路充电电流），非同期并列，系统稳定破坏等恶性事故的发生。
25.13 为了迅速处理事故和防止事故扩大，如有必要，值班调度员有权向下级值班人员发布调度指令，操作系统内的任何设备，各级值班人员应立即执行，但事后应尽速通知有关单位。
25.14 在下列紧急情况下，为防止事故扩大，地调、厂、站运行值班人员无需等待值班调度员的指令可先行处理，然后立即报告值
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班调度员：
25.14.1 危及人身安全和扩大事故范围时，可将该设备立即停止运行； 25.14.2 根据现场事故处理规程的规定隔离已损坏的设备； 25.14.3运行中的设备有受损伤的威胁时，根据现场事故处理规程的规定，进行紧急处理；
25.14.4 当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开； 25.14.5 当厂（站）用电全部或部分失电时，恢复其电源； 25.14.6 全厂或部分机组无故障与系统解列时，在具备同期并列条件时与系统并列，并列后根据省调值班调度员指令接带负荷；
25.14.7 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能引起误动的保护退出运行；
25.14.8 安全自动装置(如切机，切负荷，低频、低压解列，低频、低压减载装置)应动作而未动时应采取手动措施；
25.14.9 线路开关由于误碰跳闸，应立即恢复供电或进行联络线检同期并列；
25.14.10 本规程及现场规程中规定的其他操作。
25.15 现场运行人员和检修人员以及线路维护人员应切记：设备事故停电后，随时有不经事先通知而突然来电的可能，故未经值班调度员许可不得触及任何事故停电的设备。
25.16 设备事故跳闸时，伴有明显的短路象征，如变电室内外冒火光，有强列的爆炸声，引起系统振荡等，不应立即强行送电，应检查或试验后，再考虑恢复运行。
25.17 设备在发现有危急情况而必须退出运行进行处理时，以现场的汇报和产权所属单位（委托维护单位）的要求为准，由值班调度员批准其处理。
25.18 开关允许切除故障电流的次数应在现场规程中规定，开关实际切除故障的次数应记入现场设备台帐，开关跳闸后能否恢复运行或是否停用重合闸，由现场运行值班人员按现场规定决定，并向省调值班调度员汇报并提出要求。
25.19 事故处理完毕后，当值调度员应及时填写事故简报，并按事故汇报规定逐级向有关单位和领导汇报。
第二十六章 线路开关跳闸的处理
26.1 线路开关跳闸后，在现场值班人员对开关进行外部检查无异常，且不属于列情况之一时，值班调度员可立即下令强送电一次：
26.1.1 遮断容量不满足一次重合闸要求的开关； 26.1.2 有带电作业的线路。
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26.2 强送电时要正确选择送电端，一般原则如下：
26.2.1 应尽量避免用发电厂或重要变电站侧的开关强送； 26.2.2 强送端的开关必须完好，且具有完备的继电保护； 26.2.3 强送端宜保留一台变压器中性点接地； 26.2.4 强送侧应远离故障点； 26.2.5 强送侧短路容量较小；
26.2.6 开关切断故障电流的次数少和遮断容量大； 26.2.7 有利于事故处理和恢复系统正常方式； 26.2.8 系统稳定规定中有规定的一侧强送。 26.3 单电源线路开关跳闸的处理原则：
26.3.1 线路开关跳闸后，若重合闸拒动或无（或未投）自动重合闸，厂、站值班人员检查线路确无电压，无须等待值班调度员的指令可自行强送一次（遮断次数已够或有特殊规定者除外），然后再汇报省调值班调度员并进行开关外部带电检查。
26.3.2 单电源线路开关跳闸，而自动重合不成功时，值班调度员应根据开关检查结果，决定是否强送一次。
26.3.3 若经过线路巡线检查仍无发现故障点，允许省调值班调度员试送一次。
26.3.4 单电源线路开关跳闸如系人员误操作或误碰时，现场值班人员可不必报告，应立即强送并向值班调度员汇报。
26.3.5 单机容量为20万千瓦及以上大型机组所在母线及相邻不超过3KM变电站母线上的单电源线路不得投三相重合闸，若线路开关跳闸，厂、站运行值班人员不得自行强送，须汇报值班调度员后，再根据情况听取值班调度员的指令处理。
26.3.6 单电源分段（或有T接）运行的线路故障重合闸未动作（或未投）时，应全线强送一次，强送不成功再根据保护动作情况分段强送。若自动重合不成功时，应分段强送。
26.4 联络线路开关跳闸的处理原则：
26.4.1 当联络线路开关跳闸且线路侧仍有电压时，厂、站值班人员可边汇报值班调度员，边进行检同期（具有检同期装置）与系统并列或合环。
26.4.2 当联络线路两侧开关跳闸后，值班人员一律不得自行强送，厂、站值班人员应将开关、保护及自动装置动作情况及时向值班调度员汇报，值班调度员应根据规程规定和系统情况选择适当端强送一次，成功后用对侧开关与系统并列或合环。
26.4.3 联络线未装（投）重合闸或自动重合闸未起作用，线路开关跳闸后，值班调度员可根据保护动作情况及当时的具体情况，选择适当的一端强送一次。对于投有重合闸的线路开关跳闸后重合复
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跳，根据开关检查情况决定强送与否。对于220千伏及以上线路需要强送时，应请示主管处长及以上领导决定。
26.5 路开关故障跳闸后，无论是否重合或强送成功与否，省调值班调度员均应将有关保护和自动装置动作情况及故障测距通知有关调度，及时派人进行查线，同时说明线路是否带电。若线路系永久性故障，如有必要为缩短线路检修时间，值班调度员应将线路转为检修状态，并通知有关调度进行事故抢修。
有关调度必须及时将查线或抢修结果汇报省调值班调度员。 26.6 本调度管辖的线路倒闸操作，若系与其他调度管辖的线路并列，应事先通知有关的调度，如遇并列的线路跳闸，应立刻通知有关调度停止操作，以防止造成非同期并列。
26.7 各厂、站应明确规定线路开关遮断短路故障的允许累计次数，并列入现场规程。每次检修后的实际遮断短路故障次数由各厂、站值班人员负责统计掌握。当开关遮断短路故障累计次数达到现场规定次数时，是否将其重合闸装置停用，由现场值班人员决定。
26.8 低频低压自动减载装置动作后切除的线路，值班人员不得自行送电，应立即报告值班调度员听侯处理。
26.9 当500千伏线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前，线路不得带高抗进行强送。在线路允许不带高抗运行时，可退出高抗对线路强送。
第二十七章 联络线过负荷的处理
27.1 各厂、站及调度的运行值班人员应经常监视联络线的潮流状况，若接近有关规定值时，应立即报告值班调度员。
27.2 联络线过负荷时，值班调度员应采取如下措施：
27.2.1 受端系统发电厂应增加有功、无功出力，送端发电厂应适当降低出力；
27.2.2 提高送、受端运行电压； 27.2.3 改变系统结线方式；
27.2.4 将受端地区的负荷倒走；
27.2.5 在受端地区采取相应的限电措施等。
27.3 联络线过负荷采取一般措施无效时，可按下列规定处理： 27.3.1 线路电流互感器过负荷达10％或线路过负荷达15％时，省调应发出指令在受电地区限电或直接拉闸限电，消除过负荷现象，上述过负荷时间不得超过15分钟。
27.3.2 继电保护和稳定极限按规定的数值掌握，不允许超过所
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规定数值运行。
第二十八章 发电机事故或异常的处理
28.1 发电机和调相机的事故处理，按照国家电力行业颁发的“发电机运行规程”及本规程的有关规定处理。
28.2 发电机跳闸应先查明继电保护及自动装置动作情况，分别进行处理：
28.2.1 外部故障引起发电机过电流保护动作跳闸且其他保护未动，没有发现不正常现象，经值班调度员同意发电机即可并入电网；
28.2.2 发电机差动保护动作或保护发电机内部故障的保护装置动作跳闸时，应按现场规程进行详细检查和试验。如对发电机及其回路进行一系列的检查和测量定子线圈的绝缘电阻后并未发现故障，则可以进行零起升压检查。升压时，如发现有不正常的情况，应立即再进一步详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常的现象，则发电机可并入系统运行。
28.2.3 发电机无保护动作亦未发现短路象征，系非故障性跳闸（如系人员误碰等），经值班调度员同意可立即并入系统运行。
28.2.4 水轮发电机由于甩负荷，转速升高而使过电压保护动作跳闸时，应立即并入系统并迅速接带负荷。
28.3 发电机发生剧烈地振荡或失去同期时（如由于系统发生短路、发电机突然减少励磁等），电气值班人员应采取降低发电机有功出力和尽可能增加其励磁电流的措施使发电机恢复正常，如仍不能恢复同期时，则根据现场规程规定，按规定的时间将发电机或发电厂的一部分与系统解列。
28.4 发电机定子系统发生一点接地时，应立即查明接地点：
28.4.1 如接地点在发电机内部，应立刻采取措施，迅速将发电机解列；
28.4.2 如接地点在发电机以外，亦应迅速查明原因并将其消除，在未消除前允许发电机在一点接地情况下短时间运行，但最长不得超过2小时，单元结线的发电机变压器组寻找接地的时间最长不得超过30分钟，但容量为15万千瓦及以上的汽轮发电机及接地电容电流为5安培及以上系统，当发电机定子系统发生单相接地时，应立即将发电机从系统解列。
28.5 隐极发电机转子线圈发生一点稳定性金属接地时，允许继续运行。但应投入两点接地保护，横差保护加0.5秒的时限。对于10万千瓦及以上的转子内冷发电机，应尽快安排停机处理。
水轮发电机或调相机转子线圈一点永久接地时，应迅速停机检
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查，不允许继续运行。
28.6 系统或其他并列运行的发电机发生事故，引起电压下降，发电机的励磁由自动励磁调整装置和强行励磁装置增加到最大时，对于空冷和氢表面冷却的发电机，在一分钟内电气值班人员不得干涉自动调整励磁装置或强行励磁装置的动作，在一分钟以后，则应立即根据现场规程的规定采取措施，以减低发电机定子与转子电流到正常运行所允许的数值。
对于内冷发电机，应遵照制造厂的规定，制造厂无规定时，强行励磁时间不允许超过20秒。
28.7 5万千瓦及以上汽轮发电机经过无励磁运行试验、领导批准或其它允许无励磁运行的汽轮发电机，在失去励磁时，如系统控制点及监视点电压不低于90%时，则不必立即将发电机解列，按现场规程规定减有功出力至允许值，并立即采取措施恢复励磁，非同期运行时间允许为30分钟或经现场试验后所规定的时间运行，否则应从系统解列。
水轮发电机和有拖动的调相机失去励磁时，应立即从系统解列。 装有失磁保护的发电机组，应进行无励磁运行试验后决定是否投入发电机组的失磁保护。
28.8 发电机或调相机不平衡电流超过允许值，应报告值班调度员采取措施，若无效时，可采取降低定子电流的办法降下来。
发电机持续允许不平衡电流值，应遵守制造厂或现场规程的规定，如无特殊规定，则按下列规定处理：
28.8.1 在额定负荷连续运行时，汽轮发电机三相电流之差，不得超过额定电流的10%。水轮发电机和凸极调相机，三相电流之差不得超过额定电流的20%，同时任何一相电流不得超过额定值。
28.8.2 在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可以超过上述数值，具体数按现场规程规定执行。
28.8.3 不平衡电流允许运行时间按现场规定或执行国家的有关标准。 28.9 在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时间内过负荷运行，同时也允许转子线圈有相应的过负荷，短时过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。若无规定时，则按现场规定或执行国家的有关标准。
第二十九章 变压器（高压并联电抗器）的事故或异常处理
29.1 变压器故障跳闸后，值班调度员应根据保护动作情况，分别进行处理：
29.1.1 重瓦斯和差动（或速断）保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送。重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，应检
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查保护、变压器外部，若无明显故障或经瓦斯气体检查（进行色谱分析和测直流电阻），证明变压器内部无明显故障后，经设备主管部门、厂领导同意，可以申请试送一次，有条件者，应先进行零起升压。
29.1.2 后备保护动作跳闸：
29.1.2.1 未发现明显短路现象（电压下降、冲击、弧光、声响等），应检查继电保护装置，如是误动作或过负荷所至，变压器可不经检查即行投入运行。
29.1.2.2 发现明显的短路象征，应对变压器外部及继电保护装置进行检查，如未发现异常可试送一次，试送时应详细观察表计，如无异常可继续运行，否则应立即停运进行详细检查。
29.1.2.3 无差动、重瓦斯（或速断）保护或这些保护因故停用时，除对变压器进行外部检查外，还需进行绝缘测定检查和色谱分析。
29.1.2.4 如判断为越级跳闸，可不必检查变压器，具体分析情况后即可投入运行。
29.2 变压器故障跳闸，可能造成系统解列，在试送时要防止非同期并列。
29.3 变压器有下列情形之一者，应立即停运进行检修： 29.3.1 变压器内部音响很大，有爆裂声等；
29.3.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度非正常上升； 29.3.3 储油柜或安全气道喷油；
29.3.4 严重漏油使油面下降、低于油位计的指示限度； 29.3.5 油色变化过甚，油内出现碳质等； 29.3.6 套管有严重的破损和放电现象。 29.4 变压器事故过负荷时，应立即采取以下措施使变压器在规定的允许时间内降低所带的负荷：
29.4.1 应迅速投入备用变压器（要防止非同期并列）； 29.4.2 改变系统结线方式转移变压器所带负荷； 29.4.3 无上述条件时可按事故限电序位拉限负荷。 29.5 当并列运行中的一台变压器跳闸时，首先应监视其他运行变压器过载情况，并及时调整；如有备用变压器，值班人员应迅速将其投入运行；如无备用变压器，应立即报告值班调度员。
29.6 变压器事故过载能力和允许过载时间，应遵守制造厂的规定。若无规定时，按现场规定或执行国家的有关标准。
29.7 油浸风冷变压器，当冷却系统发生故障切除全部风扇时，允许带额定负荷运行的时间应遵守制造厂规定，无规定时，按现场规定或执行国家的有关标准。
29.8 高抗主保护动作跳闸，未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电。
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29.9 高抗后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。
第三十章 母线故障的处理
30.1 母线电压故障消失的原因是： 30.1.1 因母线本身故障所致； 30.1.2 因系统发生故障所致。
母线电压消失，现场人员要根据现场情况、仪表指示、继电保护和自动装置动作情况、开关信号及其他现象，正确判断故障原因，及时向值班调度员汇报。
30.2 现场值班人员处理母线故障的原则： 30.2.1 母线电压消失，现场值班人员应不待调度指令立即将可能来电的开关（包括母联开关）拉开，并检查失电母线开关场内外、仪表指示、继电保护和自动装置动作情况、开关信号等现场情况，及时向值班调度员汇报。现场值班人员不得自行恢复母线运行。
30.2.2 装有备用电源自投装置的变电站，其母线电压消失后，其备用电源自投装置应动而拒动时，现场值班人员应根据现场相关规定，不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关。如合上备用电源开关后母线仍无电压，则拉开母线上所有开关，并依照上条规定，检查设备、汇报所属调度。
30.3 值班调度员处理母线故障的原则：
30.3.1 值班调度员应首先确认现场值班人员将失电母线上所有开关全部在断开位置。
30.3.2 值班调度员可根据现场汇报内容综合判断母线失电原因：当母线上因某开关拒动导致失灵保护动作，使母线失电时，可迅速将该拒动开关隔离，检查母线及其它元件无异常后即可恢复母线运行；当母线因母差保护动作而失电，则可能该母线存在故障，不允许对故障母线不经检查即强行转入运行，以防对故障点再次冲击而扩大事故；
30.3.3 母线故障跳闸后，值班调度员应尽速检查中性点接地运行方式，保证各部分系统有适当的中性点接地。
30.3.4 双母及多母结线的母线发生故障，在处理故障过程中要注意母线保护的运行方式，必要时应短时停运母线保护。
30.3.5 若故障母线有明显的故障点且，应迅速将故障点隔离，恢复母线的运行；
30.3.6 属于双电源或多电源的母线发生故障后，在恢复元件运行时应注意不可把两个及以上的电源同时在本母线上投入，以防止非同期合闸。
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30.4 当故障母线有明显的故障点但无法迅速隔离时：
30.4.1 若系单母运行发生故障，需切换到非故障母线时，一定要注意确定非故障母线在备用状态且无任何工作时，才可进行切换。若非故障母线在检修中，应视情况令其停止检修工作迅速转运行。
30.4.2 若系运行双母中的一条母线发生故障时，应迅速检查故障母线上的各个元件，将确认无故障的元件转冷备后倒至运行母线上恢复运行；
30.4.3 若找不到明显的故障点，则应优先选择合适的外部电源对故障母线进行充电；电厂母线故障时，有条件的可采用发电机对故障母线进行零起升压；其次选用有充电保护的母联开关进行试充电。一般不允许用变压器向故障母线充电。
30.4.4 3/2结线方式的母线发生故障，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，但故障母线的母差保护必须可靠投入。
30.4.5 母线无母线保护（或因故停用中），母线失去电压，应联系值班调度员后，按以下办法处理：
30.4.5.1 单母线运行时，应立即选择适当的线路电源充电一次，若不成功可切换到备用母线进行充电；
30.4.5.2 双母运行时，应先拉开母联开关，选择适当的电源分别进行充电一次。
30.4.6 母线因母线保护动作而失去电压时，应先检查母线，在确认母线无永久故障后，按以下办法处理：
30.4.6.1 单母线运行时，应选择适当的线路电源充电一次，若不成功可切换到备用母线进行充电；
30.4.6.2 双（或多）母运行而又同时失去电压时，应立即先拉开母联开关，选择适当的电源分别进行充电一次；
30.4.6.3 双（或多）母运行一条母线失去电压时（母线保护有选择动作），应选择适当的线路电源充电一次。尽量避免用母联开关充电。
第三十一章 系统振荡故障的处理
31.1 系统的静态或暂态稳定破坏后，系统间或发电厂间将发生异步振荡。引起系统异步振荡的主要原因是：
31.1.1 联络线输送功率超过规定的极限值造成系统静态稳定的破坏。 31.1.2 系统暂态稳定破坏（发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变等）。
31.1.3 电源间非同期合闸，未能拖入同步。 31.1.4 大型发电机失去励磁等。
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31.2 低频振荡通常出现在远距离、重负荷输电线上，或者互联系统的弱联络线上，在采用快速响应高放大倍数励磁系统的条件下更容易出现。其持续振荡的频率很低，通常在0.1－2.5赫兹之间。引起系统低频振荡的主要原因是：
31.2.1 系统在负阻尼时发生的自发功率振荡。 31.2.2 系统在受到扰动后，由于弱阻尼导致功率振荡长久不能平息。
31.2.3 系统振荡模式与系统中某种功率波动的频率相同，且由于弱阻尼，使联络线上该功率波动得到放大，产生强烈的功率振荡。
31.2.4 由发动机转速变化引起的电磁力矩变化和电气回路藕合产生的机电振荡。
31.3 系统异步振荡的一般现象为：
31.3.1 失去同步的发电机的功率表、电流表周期性地剧列摆动，发电机、变压器发出不正常的、有节奏的轰鸣声。
31.3.2 失去同步的系统间联络线或发电厂间的输送功率往复摆动。
31.3.3 系统中电压表指针周期性波动，照明灯光忽明忽暗，振荡中心附近的变电站电压表波动最大，并周期性地降低到接近于零。
31.3.4 发生振荡时系统没有统一的频率，失去同步的系统虽还有电气联系，但一般送端系统的频率升高，受端系统频率降低，并略有摆动。
31.4 低频振荡的一般现象为: 31.4.1 系统频率发生小幅变化。
31.4.2 部分发电厂、变电站上报线路功率发生周期性摆动、母线电压发生小幅摆动，可能出现电压越限报警。
31.4.3 省网间或大区联络线功率发生周期性摆动。 31.5 各发电厂、变电站及地调运行值班人员发现上述现象应立即报告省调值班调度员。
31.6 系统振荡事故的处理原则：
系统振荡事故处理的方法，一般先采取措施，用人工恢复同步，若不能实现同步时，再选择适当的解列点解列系统，待系统振荡消除后，再恢复系统并列。系统低频振荡的处理方法是采取各种措施，尽快消除振荡。
31.7 系统振荡事故的处理措施：
发现全网或部分地区出现潮流周期性摆动，发电厂、变电站上报有功功率、母线电压波动时根据现象判断振荡类型为低频振荡、异步振荡以及其他不能确定的振荡。分类进行处理。
31.7.1 低频振荡处理措施：
31.7.1.1 首先判断出现波动地区间送受端关系，并令送端机组减少出力，受端机组增加出力。
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31.7.1.2 令振荡地区的机组退出AGC、AVC，并令相关机组在不超电压运行控制上限条件下尽量增加机组无功功率。
31.7.1.3 令出现振荡的厂站严密监视设备运行情况，发现异常立即上报。
了解有关厂站有无解列情况，并对解列后系统进行调整。
如涉及联络线的振荡，应立即上报上级调度机构，并听从上级调度机构的统一指挥。
31.7.2 异步振荡的处理措施:
31.7.2.1 振荡时所有发电厂运行值班人员应不待省调值班调度员的指令，立即主动采取恢复正常频率的措施。
31.7.2.2 振荡时各发电厂以及有调压设备的变电站，应不待省调值班调度员的指令，尽快利用设备的过载能力提高系统电压到振荡消除或到最高允许值为止，禁止停用电压调整装置和强行励磁装置（在现场规程规定的允许时间内），并迅速报告省调值班调度员。
31.7.3 省调值班调度员根据各厂、站报告的情况判断振荡属于系统间的振荡时，应按以下办法发布调度指令：
31.7.3.1 振荡时频率降低系统的发电厂，应将有功出力按现场规程所允许的最大加出力速度和过负荷能力增加机组有功出力，直至振荡消除为止。
31.7.3.2 振荡时频率升高系统的发电厂，应迅速减少机组有功出力，使与受端系统频率一致，但频率最低不得低于49.5赫兹。
31.7.3.3 振荡时频率降低系统，除低频减载装置动作切除部分负荷外，必要时，省调值班调度员还可按事故拉闸顺序拉闸限电，以尽速恢复频率，使系统恢复同步运行。
采取上述方法后，消除异步振荡的成功标志是受端和送端系统间的频率差减至零，表针摆动消除，系统已拖入同步。
31.8 从系统发生非同期振荡时起，在采取人工恢复同步的方法后 （一般大约为3至4分钟），若异步振荡仍未消除，而振荡解列装置又不动作时，则省调值班调度员应在事先规定的（或视当时具体情况选择）适当解列点解列系统。解列点的选择应使失去同期的系统分离，并使解列后的系统供需电力尽可能平衡。解列点的开关应装有同期装置，以便振荡消除后，易于进行系统并列操作。
31.9 系统异步振荡已消除或解列后又重新并网后，省调值班调度员应尽快发布指令将自动跳闸或手动拉限的负荷恢复供电。
31.10 大型发电机组失磁引起系统振荡时，应立即将失磁的机组解列，防止扩大事故范围。
若失磁系运行人员调整不当所至，引起系统振荡时，则运行值班人员应立即加起励磁，消除振荡，并报告省调值班调度员。
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31.11 凡因投入运行的设备，操作不当引起振荡，1分钟不能拖入同步，应立即拉开该设备。
31.12 系统发生异步振荡时，各厂不得自行解列发电机组，除非机组本身故障或因频率严重降低威胁厂用电的安全时，可按保厂用电措施的规定解列部分机组以保厂用电。
31.13 为保证系统稳定运行，防止系统瓦解和大面积停电事故，所有保证系统安全稳定运行措施的继电保护及安全自动装置，如快速保护装置、自动重合闸装置、发电机的自动励磁调整装置（包含PSS）、强行励磁装置、失磁保护装置、自动电压调整装置、联切（切机或切负荷）装置、水轮机的按频率自启动再同步装置、系统振荡或低频低压解列装置、低频减载装置等均应正常投入运行状态，未经省调值班调度员同意不得擅自停用。
第三十二章 系统通讯及自动化系统异常的处理
32.1 系统正常运行时，发电厂、变电站和地调与省调的通信联系中断时，现场值班人员均应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知相应的通信值班人员处理。
凡能与省调取得通信联系的地调、厂、站，均有责任转达省调值班调度员发布的调度指令和联系事项及有关厂、站的回复调度指令（转达调度指令和回复调度指令时，要求做好记录，复诵和使用录音）。
通信中断时，有关通信人员应按《山西电网通信调度管理规定》的要求，积极抢修，优先恢复调度生产电话。
32.2 与省调失去通讯联系的厂、站，应尽可能保持系统的电气结线方式不变，并按原来给定的调度出力曲线和电压曲线运行，且按本规程的调频、调压和事故处理的有关规定处理。
32.3 省调值班调度员正在发布调度指令、调度指令虽已发布但受令人未重复调度指令、虽已重复调度指令但未经省调值班调度员同意执行操作前，通讯突然中断，受令人不得执行该调度操作指令。
调度指令发布后，经省调值班调度员同意执行时，通讯突然中断，该调度操作指令可全部执行完毕。
省调值班调度员在未得到受令人员完成调度指令的回令汇报前，通讯联系中断时，应视为该调度指令仍在执行中。
32.4 通讯中断时，省调值班调度员应停止涉及到系统或两个及以上厂、站的倒闸操作。在与省调失去通讯联系期间，各单位要做好系统及本单位的有关记录，在通讯恢复后应尽快向省调汇报。
32.5 系统发生事故或异常时，厂、站和地调与省调通讯联系中断时，值班运行人员可根据现场事故处理规程和本规程的有关规定进
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行必要的和慎重的分析处理，但要严防非同期合闸，并采取一切可能的办法与省调恢复通讯联系。凡与省调中断通讯联系，按规程规定自行处理的事故或异常的单位，事后应在通讯恢复后向省调值班调度员详细汇报情况。
32.6 系统事故解列成几部分，与省调通讯联系中断时，解列部分的所有发电厂均应负责调频、调压工作，一般由省调事先指定的地调负责频率调整。如因出力不足导致频率和电压过低，有关地调按本规程中频率降低或电压降低的事故处理规定进行。
32.6.1 解列的联络线如线路带有电压，现场值班人员应从解列点迅速进行检同期并列。待通讯恢复联系后，向省调值班调度员详细汇报。
32.6.2 解列的联络线外侧无电压时，现场运行值班人员应迅速将进线开关拉开，并对设备进行检查，待从联络线另一端来电后进行检同期并列。若设备有故障应将故障点隔离，并想办法代路进行检同期并列。待通讯恢复联系后，向省调值班调度员详细汇报。
32.6.3 省调值班调度员在确认解列的联络线已无电压时，可选择有通讯联系的一端强送。
32.7 双电源或多电源的变电站，当全站无电且通讯中断联系时，应迅速拉开电源开关并对设备进行检查，若本站有故障，应迅速将故障点隔离。每隔5分钟轮流试合电源开关一次（切记不可同时合上两个及以上的电源开关）。若本站有备用电源，查受电开关确已拉开，再合备用电源开关。变电站有电后，值班人员按频率、电源情况恢复直配负荷。
32.8 系统终端变电站全站无电且通讯中断时，现场运行值班人员在检查母线无故障或倒备用母线后，应每隔5分钟试合受电开关一次，有电后再根据频率、电压情况恢复供电。若该变电站只有单母线时，且由于母线故障停电，值班人员可根据现场规程规定自行处理，处理完毕后再按上述办法进行受电和恢复供电。若故障发生在受电开关的线路侧时，不得触动设备。
32.9 值班调度员在判明某变电站全站无电后，可选择一个电源开关向变电站试送电。若试送不成功，可再由另一电源试送。
32.10 当自动化系统异常并影响到值班值班调度员对数据统计及管理时，值班调度员应与自动化管理人员联系，及时采取人工统计数据，保证发供电的管理。
32.11 自动化系统异常并使机组AGC系统无法正常运行时时，值班调度员应立即令受影响机组退出AGC，退出AGC的机组应根据所属调度下达的计划曲线或值班调度员的口头命令来严格调整出力。
32.12 自动化系统异常并影响到值班调度员正常系统操作或事故处理时，值班调度员应暂缓正常的系统操作，对于改善系统运行方
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式的重要操作及事故处理应及时进行，但此时应与现场仔细核对运行方式。
第三十三章 频率、电压异常的处理
33.1 大区联网运行时的频率异常处理：
33.1.1 当电网频率降低到49.80赫兹及以下，值班调度员应尽可能增加备用发电出力，并根据上级调度值班调度员的调度指令控制省网用电负荷，直至频率恢复正常值。
33.1.2 当电网频率高于50.20赫兹，省调值班调度员应立即指令发电厂迅速降低发电出力，特殊情况下，省调值班调度员可指令发电厂投油降低发电出力，直至频率恢复至正常值。
33.1.3 电网频率异常，但联络线送、受电在规定的计划值范围内时，应听从上级调度的指令处理。
33.2 山西电网独立运行的频率异常处理： 33.2.1 省调、地调、发电厂运行值班人员应时刻监视系统频率，采取一切必要的手段使频率保持在合格范围以内。
33.2.2 系统频率超出50±0.20赫兹为事故频率，允许持续时间30分钟，系统频率超出50±0.5赫兹，允许持续时间不得超过15分钟。
33.2.3 系统频率低到49.50赫兹至49.80赫兹之间时，允许持续时间为30分钟。处理办法如下：
33.2.3.1 调频厂立即主动参加调频，直至频率恢复正常或达到允许过负荷值。
33.2.3.2 省调值班调度员应指令各发电厂增加发电出力值直至系统频率恢复正常，必要时应启动备用机组。
33.2.3.3 上述办法无效时，省调应指令地调拉闸限电，必要时，省调值班调度员可以直接按“事故拉路序位表”进行拉闸，直至恢复频率到正常值。
33.2.4 系统频率低到49.50赫兹以下时，允许持续时间不得超过15分钟，处理办法如下：
33.2.4.1 各发电厂立即将发电出力升至最大允许值或系统频率恢复正常。
33.2.4.2 省调值班调度员指令备用机组投入运行，将调相运行的发电机组改为发电运行状态，抽水蓄能机组由调相、抽水状态改为发电运行状态。
33.2.4.3 省调值班调度员指令各地调事故拉路或进行直接事故拉路。
33.2.4.4 发电厂、变电站运行值班人员应检查低频减载装置动
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作情况，若相应轮级装置拒动（或装置停用）应立即手动拉开应切除的开关。
33.2.4.5 当频率降低到危及厂用电安全时，且频率无恢复趋势，各厂可根据事先制定的保厂用电措施(调度机构审定、备案)，将部分机组解列或全部机组连同本区域负荷与系统解列，并汇报值班调度员。
33.2.4.6 系统频率高于50.20赫兹时，各电厂应立即降低发电出力直到频率恢复正常或发电出力至最小技术发电出力。若频率仍不能降低至正常范围，值班调度员可指令电厂机组投油降出力或停机、炉备用，抽水蓄能机组由调相、发电状态改为抽水运行状态。
33.2.4.7 当系统频率恢复正常后，省调值班调度员应及时调整系统运行方式，恢复事故拉路或低频减载装置动作所切的供电线路，将解列机组（或系统）并列。
33.3 系统电压异常的处理：
33.3.1 为保证电能质量、系统静态稳定和安全经济运行，系统内各中枢点电压及发电机母线电压应在省调规定的范围内运行。当电压偏离规定曲线时，所在电厂或装有调相机和无功补偿装置的变电站运行值班人员无须等待省调值班调度员的指令，立即自行调整励磁或投切补偿装置。
33.3.2 如系统电压仍超出规定范围时，省调值班调度员应采取改变系统运行方式、起停机组或利用机组事故过负荷能力维持电压水平。
33.3.3 与1000千伏特高压电网有关的500千伏系统电压超出规定范围时，省调调度员应按照调度运行规定和要求，指挥有关发电厂、变电站进行无功调整，恢复500千伏系统电压在合格范围内。如采取措施后仍无法满足要求，省调调度员应立即向上级调度汇报。
33.4 根据《发电机运行规程》的规定，结合系统发电设备实际运行情况，当发电机运行电压低于额定值的90%或中枢点电压低于额定值的85%（事故时也不得低于上述规定），省调值班调度员采取一般调压措施无效时，应通知地调在低电压区域附近采取限电或拉路的办法，使发电机运行电压或中枢点电压在30分钟内恢复到规定范围。
33.5 系统因电压过低而拉路限电的一般顺序是： 33.5.1 拉限电压低且又超用电地区的负荷；
33.5.2 拉限电压低且设备过载的供电区域的负荷； 33.5.3 拉限受电端功率因数低的负荷； 33.5.4 按“事故拉路序位表”拉限。
33.6 发电机和调相机不允许由于运行电压低而将其强行励磁装置停用。
33.7 严禁由于运行电压低而解列发电机组，在最不利情况下，限制负荷仍不能解除发电厂厂用电系统安全运行的威胁时，电厂运行
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值班人员可根据事先规定的解列点解列部分机组带厂用电和部分负荷。解列机组保厂用电的措施，应报调度机构审定、备案。
第三十四章 开关及刀闸异常的处理
34.1 开关异常是指由于开关本体机构或其控制回路缺陷而造成的开关不能按调度或继电保护及安全自动装置指令正常分合闸的情况，主要考虑开关远控失灵、闭锁分合闸、非全相运行等情况。开关的液压、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。
34.2 开关远控操作失灵时，如现场规程允许，可以对开关进行近控分相和三相操作时，应确认所操作设备(线路、变压器、母线等)为空载状态，并确认即将带电的设备(线路，变压器，母线等)无故障。（待了解现场规程规定）
34.3 开关出现合闸闭锁时，应将该开关停用，如该开关为线路开关且无法停用时，应退出其重合闸。
34.4 开关出现分闸闭锁时，应采取以下措施：
34.4.1 凡有旁路开关的厂站，可以采用旁路开关旁代故障开关，闭锁旁路开关后，断开故障断路器两侧刀闸，之后解除旁路开关的闭锁。
34.4.2 具有母联开关的厂站，可采用母联开关串代故障开关，故障开关以闭锁方式继续运行，应保证该故障开关的失灵保护投入，否则母联开关应投入合适的充电保护；或母联开关串代故障开关后，将负荷转移，用断开母联开关再断开故障开关两侧刀闸的方式将故障开关隔离。
34.4.3 3/2接线的开关出现分闸闭锁时，保证故障开关所在串与其它串并联运行时，可用其两侧刀闸隔离。具体方法为：有3串及以上成串运行的情况下，将故障开关本串所有开关闭锁后，拉开故障开关两侧隔离开关；仅有2串成串运行的情况下，须将环路内所有开关闭锁后，拉开故障开关两侧隔离开关；隔离故障开关后尽快解除对正常开关的闭锁。
34.4.4 直馈线路的受端开关出现分闸闭锁时，将负荷转移后，用断开对侧电源开关的方法，使故障开关退出运行。
34.4.5 母联开关出现分闸闭锁时，可采用倒闸等方式腾空一条母线，再断开母联开关的两侧刀闸。
34.4.6 无论上述何种方式中，对刀闸的操作必须符合刀闸的操作规定。
34.5 开关出现非全相运行状态时，应采取以下措施：
34.5.1 开关在正常运行中发生两相断开时，应立即拉开该开
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关；开关在正常运行中发生一相断开时，应立即合上断开的一相；现场值班人员可不待调度指令直接执行上述内容，并报告值班调度员；
34.5.2 联络线的开关在进行拉开操作时，开关只拉开一相或两相，现场值班人员应立即将开关合上，并报告值班调度员，值班调度员尽快将该开关停用。
34.5.3 联络线的开关在进行合闸操作时，断路器只合上一相或两相，现场值班人员应立即将开关拉开，并报告值班调度员。若不能拉开时，应立即报告值班调度员，值班调度员尽快将该开关停用。
34.5.4 开关非全相运行时，值班调度员应设法尽量降低通过该开关的电流，必要时可设法切断开关所带负荷。
34.5.5 非全相保护动作使开关跳闸时或保护动作而开关机构失灵不能跳闸时，现场值班人员应立即报告值班调度员。
34.6 刀闸出现异常时，应采取以下措施：
34.6.1 刀闸在操作过程中发生分合不到位的情况，现场值班人员应首先判断刀闸断口的安全距离。当刀闸断口安全距离不足或无法判断时，则应根据值班调度员指令，在确保安全情况下对其隔离。
34.6.2 刀闸在运行时发生烧红、异响等情况，值班调度员应采取措施降低通过该刀闸的电流，必要时应停用该刀闸后进行处理。
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附录一 电力系统调度术语
一、一次设备名称调度术语
1、机：
汽轮、水轮、燃气轮、风力发电机组的统称。 2、炉： 锅炉。
3、调相机： 调相机。
4、主变：
发电厂、变电所的主变压器。 5、联变：
发电厂母线联络变压器（限于发电厂中不带发电机，只起联络不同电压等级母线作用的变压器）。
6、厂变： 发电厂（站），厂（站）用变压器。 7、所用变：
变电所所用变压器。 8、母线： 母线。 9、刀闸：
各种形式的隔离开关的统称。 10、开关：
空气、真空、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。 11、线路： 输电线路。
12、架空地线：
线路架空地线（避雷线）。 13、OPGW
光纤复合架空地线 14、ADSS
全介质自承式架空光缆 15、电缆： 电力电缆。 16、避雷器： 避雷器。 17、CT：
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电流互感器（按英文字母读音）。 18、PT：
电压互感器（按英文字母读音）。 19、接地电阻：
变压器中性点接地电阻器。 20、消弧线圈： 消弧线圈。 21、静补： 静止补偿器。 22、电容器： 并联补偿电容器。 23、串联电容器： 线路串联补偿电容器。 24、串联电抗器： 线路串联电抗器。 25、电抗器：
并联电抗器（包括A、B、C三相及中性点电抗器）。 26、结合滤波器： 结合滤波器。 27、耦合电容器： 耦合电容器。 28、阻波器： 阻波器。
29、电气制动： 电气制动装置。 30、保护：
电力系统继电保护装置。 二、继电保护装置调度术语
1、发电机保护
（1）发电机纵差保护： 纵联差动保护装置。
（2）发电机横差保护： 横联差动保护装置。
（3）发电机定子接地保护： 定子绕组接地保护装置。
（4）转子一点接地保护： 转子一点接地保护装置。 （5）转子两点接地保护：
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转子两点接地保护装置。 （6）发电机过流： 过电流保护装置。
（7）发电机低压过流保护： 低电压过电流保护装置。
（8）发电机复合电压过流保护：
复合电压（负序电压、低电压）过流保护装置。 （9）发电机负序电流保护： 负序电流保护装置。
（10）发电机失磁保护： 失磁保护装置。
（11）发电机失步保护： 失步保护装置。
（12）发电机阻抗保护： 阻抗保护装置。
（13）发电机逆功率保护： 逆功率保护装置。
（14）发电机频率异常保护： 频率异常保护装置。
（15）发电机过负荷保护： 过负荷保护装置。
（16）发电机过电压保护： 过电压保护装置。
（17）发电机励磁过流保护： 励磁回路过负荷保护装置。 （18）发电机启停机保护： 启停机保护装置。
（19）发电机变压器大差动保护： 发电机变压器组差动装置。 2、电力变压器保护
（20）变压器差动保护： 差动保护装置。
（21）变压器零序差动保护： 零序差动保护装置。
（22）变压器速断保护： 电流速断保护装置。 （23）瓦斯保护：
重（轻）瓦斯保护装置。
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（24）变压器过激磁保护： 过激磁保护装置。
（25）变压器阻抗保护： 阻抗保护装置。
（26）变压器过负荷保护： 过负荷保护装置。
（27）变压器压力保护： 压力突增保护装置。
（28）变压器中性点零序过流保护： 中性点零序电流保护装置。
（29）变压器中性点零序过压保护： 中性点零序过压保护装置。
（30）变压器间隙电流电压保护： 间隙电流电压保护装置。
（31）变压器低压过流保护： 低电压过电流保护装置。
（32）变压器复合电压过流保护：
复合电压（负序电压、低电压）过流保护装置。 （33）变压器过流：
（方向）过电流保护装置。 3、线路保护
（34）纵差保护：
（光纤）纵联电流差动保护装置的纵联部分。 （35）纵差保护装置：
（光纤）纵联电流差动保护装置（含后备部分）。 （36）纵联距离保护：
（光纤、微波）纵联距离保护装置的纵联部分。 （37）纵联距离保护装置：
（光纤、微波）纵联距离保护整套装置（含后备保护）。 （38）纵联方向保护：
（光纤）纵联方向保护装置的纵联部分。 （39）纵联方向保护装置：
（光纤）纵联方向保护整套装置（含后备保护）。 （40）远跳保护： 远跳Ｉ（ＩＩ）保护装置。
（41）零序一（二、三、四）段保护： 零序电流一（二、三、四）段保护装置。 （42）电流速断保护：
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电流速断保护装置。 （43）过流保护：
（方向）过电流保护装置。 （44）电压速断保护： 电压速断保护装置。 （45）低电压保护： 电压保护装置。
（46）电流闭锁电压速断保护： （方向）电流闭锁电压速断保护装置。 （47）电流闭锁限时电压速断保护：
（方向）电流闭锁限时电压速断保护装置。 （48）横差保护：
平行线路横差保护装置。 （49）相间距离保护： 相间距离保护装置。
（50）接地距离保护： 接地距离保护装置。 （51）行波保护： 行波保护装置。
（52）特高频距离保护：
特高频控制的距离、零序保护装置。 （53）单项重合闸： 单相重合闸装置。 （54）三相重合闸： 三相重合闸装置。 （55）综合重合闸： 单相及三相重合闸装置。 （56）同期重合闸： 同期检定重合闸装置。
（57）无压检定重合闸： 无电压检定重合闸装置。 4、母线保护、开关失灵保护 （58）母差保护： 母线差动保护装置。 （59）开关失灵保护： 开关失灵保护装置。
（60）开关短引线保护： 3/2开关结线短引线保护装置。
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（61）非全相保护：
开关三相不一致保护装置。 （62）断路器保护： 断路器保护装置。 5、并联电抗器的保护
（63）电抗器瓦斯保护： 并联电抗器瓦斯保护。
（64）电抗器差动保护： 并联电抗器差动保护。
（65）电抗器过电流保护： 并联电抗器过电流保护。 三、安全自动装置调度术语
1、备自投：
备用电源自动投入装置。 2、低频低压减载：
按频率、电压减负荷装置。 3、远方跳闸： 远方跳闸装置。 4、远方启动： 远方启动装置。 5、远方电气制动：
远方启动电气制动装置。 6、联锁跳闸： 联锁跳闸装置。 7、调相改发电：
水轮机、发电机调相改发电装置。 8、联锁切机： 联锁切机装置。 9、远方切机：
远方启动切机装置。
10、远方调相改发电：
远方启动水轮发电机调相改发电装置。 11、低频调相改发电： 低频调相改发电装置。 12、切负荷： 切除负荷装置。 13、远方切负荷： 远方启动切负荷装置。
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14、振荡解列： 系统振荡解列装置。 15、振荡预测： 系统振荡预测装置。 16、故障录波器： 故障录波装置。 17、系统稳定器： 电力系统稳定器。 18、准同期：
手动、半自动同期装置。 19、自同期： 自动同期装置。
20、自动励磁调节器： 发电机自动调节励磁装置。 21、强励： 发电机强行励磁装置。 22、强减：
发电机强行减磁装置。 23、自动灭磁：
发电机自动灭磁装置。 四、调度运行术语
（一）调度管理 1、调度管辖：
动力系统设备运行和操作指挥权限的划分。 2、调度指令：
值班调度员对其管辖的设备，发布有关运行和操作的指令。 3、调度同意：
上级值班调度员对值班人员（下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电所值班长，下同）提出的申请、要求等予以同意。
4、许可操作：
在改变电气设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。
5、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。 6、间接调度：
值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其他值班人员转达调度指令的方式。
7、系统解列期间由你厂负责调频：
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地区电网与主网解列单独运行时，由调度机构临时指定的调频厂。 8、系统解列期间由你所负责监督频率： 地区电网与主网解列单独运行时，由上级调度机构指定单独运行电网中某一调度机构负责监视调整频率。
（二）调度指令 9、发布指令：
值班调度员正式给各值班人员发布的调度指令。 10、接受指令：
值班人员正式接受值班调度员发布给他的调度指令。 11、复诵指令：
值班人员在接受值班调度员发布给他的调度指令时，依照指令的步骤和内容，给值班调度员诵读一遍。
12、回复指令：
值班人员在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间。
13、拒绝指令：
值班人员发现值班调度员给他发布的调度指令是错误的，如执行将危害人身、设备和系统的安全，拒绝接受该调度的指令。
14、操作指令：
值班调度员对所管辖设备进行操作，给值班人员发布的有关操作的指令。
15、逐项操作指令：
值班调度员给值班人员发布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。
16、综合操作指令：
值班调度员给值班人员发布的操作指令，是综合的操作任务。其具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由值班人员自行拟定。
17、单项操作指令：
值班调度员给值班人员发布的操作指令，是单项操作任务。 （三）开关和刀闸 18、合上开关：
使开关由分闸位置转为合闸位置。 19、拉开开关：
使开关由合闸位置转为分闸位置。 20、合上刀闸：
使刀闸由断开位置转为接通位置。 21、拉开刀闸：
使刀闸由接通位置转为断开位置。
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22、开关跳闸：
开关非运行人员操作使三相同时由合闸转为分闸位置。 23、开关非全相合闸：
开关进行合闸操作时只合上一相或两相。 24、开关非全相跳闸：
开关非运行人员操作使一相或两相跳闸。 25、开关非全相运行：
开关跳闸或合闸等致使开关一相或两相合闸运行。 26、×点×分×开关跳闸：
×点×分×开关非运行人员操作而三相跳闸。 27、×点×分×开关非全相跳闸：
×点×分×开关非运行人员操作而一相或两相跳闸。 28、×点×分×开关跳闸，单相重合成功：
×点×分×开关单相跳闸后，立即自动合上×相，未再跳闸。 29、×点×分×开关跳闸，三相重合成功：
×点×分×开关跳闸后，立即自动合上三相，未再跳闸。 30、×点×分×开关跳闸，单相重合不成功： ×点×分×开关单相跳闸后，立即自动合上，开关三相自动跳开。 31、×点×分×开关跳闸，三相重合不成功：
×点×分×开关跳闸后，立即自动合上三相，开关再自动跳开。 32、×点×分×开关跳闸，重合闸拒动：
×点×分×开关跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未自动合上。 33、×点×分×线路强送成功：
×点×分×开关跳闸后，在线路故障是否消除尚不清楚时，合上开关，对线路进行全电压送电，开关未再跳闸。
34、×点×分×线路强送不成功：
×点×分×开关跳闸后，在线路故障是否消除尚不清时，合上开关，对线路进行全电压送电，开关再跳闸。
（四）继电保护装置 35、将保护改为跳闸：
将保护由停运或信号位置改为跳闸位置。 36、将保护改为信号：
将保护由停运或跳闸位置改为信号位置。 37、将保护停运：
将保护由跳闸或信号位置改为停运位置。 38、保护改跳： 由于方式的需要，将线路的保护改为不跳本线路开关而跳其它开关。
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39、联跳：
某开关跳闸时，其它有关开关也同时自动跳闸。 40、启用×设备×保护×段： 启用×设备×保护×段跳闸压板。
41、停用×设备×保护×段： 停用×设备×保护×段跳闸压板。 42、×设备×保护更改定值：
×设备×保护整定值（阻抗、电压、电流时间等）从××值改为××值。
43、母线保护改为有选择方式： 母差保护选择元件投入运行。 44、母线保护改为无选择方式： 母差保护选择元件退出运行。 45、高频保护交换信号： 高频保护按规定进行对试。 （五）合环、解环 46、合环：
合上网络内某开关（或刀闸），将网络改为环路运行。 47、同期合环：
接通待环开关的同期装置，检测同期后合环。 48、差30度合环：
网络经结线角度差30度的变压器组合环。 49、解环：
将环状运行的电网，解列为非环状运行电网。 （六）并列、解列 50、核相：
用仪表工具核对两电源或环路相位是否相同。 51、核对相序：
用仪表或其它手段，核对电源的相序是否正确。 52、相位相同：
开关两侧相位A、B、C三相均排列相同。 53、同期并列：
两个单独电力系统使其同期后并为一个系统运行。 54、解列：
将一个电力系统分成两个独立系统运行。 （七）线路
55、线路强送电：
线路事故跳闸后未经处理即行送电。
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56、线路强送电成功：
线路事故跳闸后未经处理即行送电，开关不再跳闸。 57、线路强送电不成功：
线路事故跳闸后未经处理即行送电，开关再跳闸。 58、线路试送电：
线路故障消除后的送电。 59、线路试送电成功：
线路故障消除后送电，开关未跳闸。 60、线路试送电不成功：
线路故障消除后送电，开关再跳闸。 61、按单电源负荷线路处理： 原为双电源或环路，另一电源解列或环路开环后变成单电源负荷线路，线路故障开关跳闸后的处理，按调度规程中有关负荷线路故障，开关跳闸的处理规定进行处理。
62、给单电源负荷线路令：
在双电源线路或环路改变为单电源的负荷线路后，值班调度员给值班人员发布关于该线路故障，开关跳闸，按单电源负荷线路故障处理的指令。
63、带电巡线：
对有电或停电未做安全措施的线路巡线。 64、停电巡线：
在线路停电并挂好地线情况下巡线。 65、事故巡线：
线路发生事故后，为查明故障原因的巡线。 66、特巡：
对带电线路在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等情况下的巡线。
（八）设备状态 67、充电：
设备带标称电压但不接带负荷。 68、送电：
对设备充电并带负荷。 69、停电：
拉开开关使设备不带电。 70、停电检修：
设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。 71、设备备用：
设备处于完好状态，随时可以投入运行。
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72、热备用状态：
特指线路、母线等电气设备的开关分闸，刀闸仍在接通位置。 73、冷备用状态：
特指线路、母线等电气设备的开关分闸，刀闸在断开位置。 74、紧急备用： 设备停止运行，刀闸断开，有安全措施，但设备具备运行条件（包括有较大缺陷可短期投入运行的设备）。
75、停止备用：
设备不具备立即投入运行的条件。 76、×次冲击合闸：
合拉开关×次，以额定电压给设备连续×次充电。 77、零起升压：
电压由零逐步升至额定电压的1.05倍。 （九）母线 78、倒母线： 线路、主变压器等设备从连结在某一条母线改为连结在另一条母线上。
79、轮停母线：
将双母线的两组母线轮流停电。 （十）用电 80、用户限电：
通知用户自行限制用电。 81、拉闸限电：
拉开线路开关使用户停电。 82、保安电力：
保证人身和设备安全的电力。 （十一）发电机组
83、发电机无（少）蒸汽运行： 发电机并入系统运行后，将主汽门关闭（或通少量蒸汽）作调相运行。 84、发电改调相：
发电机由发电改调相运行。 85、调相改发电：
发电机由调相改发电运行。 86、发电机无励磁运行：
运行中的发电机失去励磁后，从系统吸收无功异步运行。 87、盘车：
用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子缓慢转动。 88、惰走：
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汽轮机或其它转动机械设备停止汽源或电源后，继续保持转动。 89、低速暖机：
汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个到达规定的均匀温度。
90、升速：
汽轮机转速按规定逐渐升高。 91、维持全速：
发电机组与系统解列后，维持额定转速，等待并列。 92、甩负荷：
带负荷的发电机主开关跳闸，所带负荷甩至零。 93、紧急降低出力：
系统发生事故或出线异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列。 94、进相运行：
发电机、调相机功率因数角超前运行。 95、可调出力：
机组实际可能到达的生产能力。 96、单机允许最小出力：
根据机组技术条件允许的最小稳燃生产能力。 97、水轮机导水叶开度：
运行中机组在某水头和发电出力时相应的导水叶的开度。 98、轮叶角度：
运行中水轮发电机组在某水头和发电出力时相应轮叶的开度。 （十二）电力系统 99、波动：
电力系统电压发生瞬间下降或上升后立即恢复正常。 100、摆动： 电力系统电压，、电源电流产生有规律的小量摇摆现象。 101、振荡：
电力系统并列运行的两部分或几部分间失去同期,系统电压、电流、有功和无功发生大幅度有规律的摆动现象。
102、线路潮流：
线路的电流或有功、无功功率。 （十三）调整
103、增加有功（或无功）出力：
在发电机原有功（或无功）出力基础上，增加有功（或无功）出力。 104、减少有功（或无功）出力：
在发电机原有功（或无功）出力基础上，减少有功（或无功）出力。
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105、提高频率（或电压）：
在原有频率（或电压）的基础上，提高频率（或电压）的值。 106、降低频率（或电压）：
在原有频率（或电压）的基础上，降低频率（或电压）的值。 107、维持××频率校电钟：
使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。 108、停止校电钟：
按规定维持频率，停止校电钟。
109、×变从××千伏（×档）调到××千伏 （×档）： ×变压器分接头从××千伏（×档）调到××千伏（×档）。 （十四）检修 110、定期检修：
按规程或厂家规定的检修周期进行的检修。 11、计划检修：
经上级批准，由调度统一安排的检修。 112、临时检修：
计划外临时批准的检修。 113、事故检修：
因设备故障进行的检修。 （十五）接地、引线、短线 114、挂接地线：
用临时接地线将设备与大地接通。 115、拆接地线：
拆除将设备与大地接通的临时接地线。 116、合上接地刀闸：
用接地刀闸将设备与大地接通。 117、拉开接地刀闸：
用接地刀闸将设备与大地断开。 118、带电接线：
在设备带电状态下接通短接线。 119、带电拆线：
在设备带电状态下拆断短接线。 120、接引线：
将设备引线或架空线的跨接线接通。 121、拆引线：
将设备引线或架空线的跨接线拆断。 122、短接：
用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路。
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（十六）电容、电抗补偿 123、消弧线圈过补偿：
全网消弧线圈的整定电流之和大于该网对地电容电流之和。 124、消弧线圈欠补偿：
全网消弧线圈的整定电流之和小于该网对地电容电流之和。 125、消弧线圈全补偿：
全网消弧线圈的整定电流之和等于该网对地电容电流之和。 126、并联电抗器欠补偿：
并联电抗器总容量小于被补偿线路充电功率。 127、串联电容器欠补偿：
串联电容器的总容抗小于被补偿线路的感抗。 （十七）水文 128、水库水位：
坝前水库水面高程（米）。 129、尾水水位：
水电厂厂房尾水水面高程（米）。 130、正常高水位： 水库在正常运行情况下，为满足设计的水利要求在开始供水时应蓄到的水位。
131、死水位：
在正常运用的情况下，允许水库消落的最低水位。 132、汛期限制水位：
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。 133、保坝水位： 在设计的权限洪水时，水库泄洪量已达最大允许泄洪能力或接近最大允许泄洪能力，水利枢纽工程处于有漫顶的决口可能时的水位。
134、年（月）末控制水位： 每年（月）末计划控制水位。 135、旬（月）初（末）库水位：
旬（月）初（末）水库实际运行水位。 136、发电水头：
水电厂水库水位与尾水位之差值（米）。 137、日、（月）平均水头： 水电厂日（月）平均水库水位与日（月）平均尾水水位之差值（米）。 138、（日、旬、月、年）平均入库流量：
某时段（日、旬、月、年）内平均进入水库的流量（立米/秒）。 139、（日、旬、月、年）平均出库流量：
某时段（日、旬、月、年）内平均流出水利枢纽的流量 （立米/秒）。
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140、（旬、月）初（末）入库流量：
某时段 （旬、月）初 （末）进入水库的流量（立米/秒）。 141、（日、旬、月、年）入库水量：
某时段（日、旬、月、年）内进入水库的水量。 142、（日、旬、月、年）发电用水量：
水电厂在某时段（日、旬、月、年）内发电所用的水量。 143、（日、旬、月、年）弃水量：
水库在某时段（日、旬、月、年）内弃掉的水量（立米）。 144、允许最小出库流量：
为满足下游水利（航运、灌溉、工业引水等）及电力系统最低电力要求需要水库放出的最小流量（立米/秒）。
145、开启（关闭）泄流闸门:
根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门，大坝泄流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门。
146、开启（关闭）机组进水口工作闸门:
根据需要开启（关闭）水轮机组进水口的工作闸门。 147、开启（关闭）进水口检修闸门: 根据需要开启（关闭）进水口检修闸门。 148、开启（关闭）尾水闸门（或叠梁）: 根据需要开启（关闭）尾水闸门（或叠梁）。 149、发电耗水率:
发一千瓦时电量平均所耗的水量（立米/千瓦时）。 150、消落水库水位: 把坝前水库水位降低。 151、蓄高水库水位: 把坝前水库水位提高。 （十八）其它
152、么、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞: 报数时，1、2、3、4、5、6、7、8、9、0的读音。
153、××调度（××电厂××变电所）×××（姓名）: 值班人员电话联系时的冠语。
154、现在××线路（或设备）工作全部结束:
现场工作安全措施已拆除，人员退出现场，可以送电现场检修人员或下级调度员向上级调度员汇报调度许可的设备上工作结束后的汇报术语。
五、 操作指令术语
（一）逐项操作指令术语
1、拉、合开关、刀闸的操作：
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（1）拉开××（设备或线路名称）×××开关 （2）合上××（设备或线路名称）×××开关 （3）拉开××（设备或线路名称）×××刀闸 （4）合上××（设备或线路名称）×××刀闸 2、拆挂地线：
（1）拆除×××（挂地线地点）地线（×）组 （2）在×××（挂地线地点）挂地线（×）组 3、核相：
（1）用××千伏的×××PT和××千伏的××PT进行核相。 （2）在××（设备或线路名称）的××××刀闸两侧用核相杆进行核相。
4、解列、并列：
（1）用××（设备或线路名称）的×××开关解列 （2）用××（设备或线路名称）的×××开关并列 5、解环、合环：
（1）用××（设备或线路名称）的×××开关（或刀闸）解环 （2）用××（设备或线路名称）的×××开关（或刀闸）合环 6、投入、退出某种保护跳闸压板：
（1）投入×××（设备名称）的××保护跳闸压板 （2）退出×××（设备名称）的××保护跳闸压板 （3）投入××线×××开关的××保护跳闸压板 （4）退出××线×××开关的××保护跳闸压板 7、投入、退出联跳压板： （1） 投入××（设备或线路名称）的×××开关联跳××（设备或线路名称）的×××开关的压板。
（2） 退出××（设备或线路名称）的×××开关联跳××（设备或线路名称）的×××开关的压板。
8、投入、退出某种装置跳某个开关的压板：
（1）投入××装置跳××（设备或线路名称）的×××开关压板。 （2）退出××装置跳××（设备或线路名称）的×××开关压板。
9、保护跳闸：
（1）××（设备或线路名称）的×××开关××保护改跳××（设备或线路名称）的×××开关。
（2）××（设备或线路名称）的×××开关××保护改跳本身开关。
10、保护改信号：
××（设备或线路名称）的×××开关××保护改为投信号。
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11、投入、停运重合闸和改变重合闸重合方式： （1）投入××线的×××开关的重合闸。 （2）停运××线的×××开关的重合闸。
（3）投入××线的×××开关单相（或三相）重合闸。 （4）停运××线的×××开关单相（或三相）重合闸。
（5）××线的×××开关的重合闸由无压重合改为同期重合。 （6）××线的×××开关的重合闸由同期重合改为无压重合。 （7）××线的×××开关的重合闸由单相重合改为三相重合。 （8）××线的×××开关的重合闸由单相重合改为综合重合。 （9）××线的×××开关的重合闸由三相重合改为单相重合。 （10）××线的×××开关的重合闸由三相重合改为综合重合。 12、给线路试送电：
（1）用××的×××开关对××线试送电一次。 （2）用××的×××开关对××线强送电一次。 13、给新线路或新变压器冲击：
用××的×××开关对××（线路或变压器名称）冲击×次。 14、变压器改分头：
将×号变压器× （高压或中压）侧分头由×（或××千伏）档改为× （或××千伏）档。
（二）综合操作指令术语：
1、有关变压器的综合操作指令：
（1）命令将×号变压器由运行转检修： 拉开该变压器的各侧开关、刀闸和该变压器上可能来电的各侧挂地线（或合接地刀闸）。
（2）命令将×号变压器由检修转运行：
拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸）。合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的刀闸和开关。
（3）命令将×号变压器由运行转备用： 拉开该变压器各侧开关。
（4）命令将×号变压器由备用转运行：
合上除有检修要求不能合或方式明确不合的开关以外的开关。 （5）命令将×号变压器由备用转检修：
拉开该变压器各侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸）。
（6）命令将×号变压器由检修转备用：
拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸）。合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的刀闸。
（注：不包括变压器中性点刀闸的操作。中性点刀闸的操作或下
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逐项操作命令或根据现场规定进行操作）。
2、有关母线的综合操作指令：
（1）命令将××千伏×号母线由运行转检修：
A、对于双母线结线：将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，拉开母联开关和刀闸在该母线上挂地线（或合接地刀闸）。
B、对单母线或一个半开关结线：将该母线上所有的开关、刀闸拉开。在该母线上挂地线（或合上接地刀闸）。
C、对于单母线开关分段结线：拉开母线上所有的开关和刀闸。在母线上挂地线（或合上接地刀闸）。
（2）命令将××千伏×号母线由检修转运行：
A、对于双母线结线：拆除母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上PT刀闸和母联刀闸用母联开关给该母线充电。
B、对单母线或一个半开关结线：拆除该母线的地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上所有检修要求不能合或方式明确不合以外的刀闸（包括PT刀闸）和开关。
C、对于单母线开关分段结线：同单母线或一个半开关结线。 （3）命令将××千伏×号母线由备用转运行： A、对于双母线结线：合上母联开关给该母线充电。
B、对单母线或一个半开关结线：合上该母线上除有检修要求不合或方式明确不合以外的开关。
C、对于单母线开关分段结线：同单母线或一个半开关结线。 （4）命令将××千伏×号母线由运行转备用：
A、对于双母线结线：将该母线上运行的变压器及线路开关倒另一母线运行，拉开母联开关。
B、对单母线或一个半开关结线：拉开该母线上的变压器及线路开关。 C、对于单母线开关分段结线：拉开该母线上的变压器、线路及母线分段开关。
（5）命令将××千伏×号母线由检修转备用：
A、对于双母线结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上PT刀闸及母联刀闸。
B、对单母线或一个半开关结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的变压器、线路开关的母线刀闸及PT刀闸。
C、对于单母线开关分段结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的变压器、线路开关的母线刀闸及PT刀闸。
（6）命令将××千伏×号母线由备用转检修：
拉开该母线上全部刀闸（包括PT刀闸、母联或母线分段开关刀
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闸）。在该母线上挂地线（或合上接地刀闸）。
（7）命令将××千伏母线方式倒为正常方式： 即倒为调度部门已明确规定正常母线分配方式（包括母联及联络变开关的状态）。
3、有关开关的综合操作指令：
（1）命令将××（设备或线路名称）的×××开关由运行转检修： 拉开开关及其两侧刀闸，在开关两侧挂地线（或合上接地刀闸）。 （2）命令将××（设备或线路名称）的×××开关由检修转运行：
拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合）。合上开关。
（3）命令将××（设备或线路名称）的×××开关由备用转检修： 拉开该开关两侧刀闸，在该开关两侧挂地线（或合上接地刀闸）。 （4）命令将××（设备或线路名称）的×××开关由检修转备用： 拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合）。
（5）命令用××（旁路或母联）×××开关通过×号母线代××（设备或线路名称）的×××开关。×× （设备或线路名称）的×××开关由运行转检修：
按母线方式倒为用旁路（或母联）代×× （设备或线路名称）的×××开关方式。拉开被代开关及其两侧刀闸。在该开关两侧挂地线（或合上接地刀闸）。
4、有关PT的综合操作指令：
（1）命令将××千伏×号母线PT由运行转检修：
切换倒出PT负荷，拉开该PT刀闸，在PT上接地线（或合上接地刀闸）。
（2）命令将××千伏×号母线PT由检修转运行： 拆除该PT上地线（或拉开接地刀闸）。合上该PT刀闸。倒入PT负荷。
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附录二 山西电力系统开关设备统一编号管理规定
一、为正确执行调度命令，避免发生误操作，特制定开关设备统一编号办法。
二、山西电力系统开关设备统一编号办法如下：
1、凡山西电力系统500千伏开关设备的编号，统一按原水电部颁发的〔电力系统部分设备统一编号准则SD240－87〕执行。凡与500千伏变压器中压、低压侧相联的设备，可照上述准则套编或按原系统编号原则编号。凡遇新投产而上述准则又未明确的500千伏设备的编号，按照一次设备调度范围划分进行设备编号并报上级调度机构备案。
2、凡山西电力系统6千伏至220千伏开关设备均按如下办法统一编号。
A、母线名称：双母可定为东、西、南、北、上、下、内、外等，双母多分段可定为A、B、C、D等。
B、开关：开关采用三位（或四位）数字编号。原则上根据电压字头作为编号的字头，但在两级电压字头相同或一级电压开关超过100个等情况下，为了避免混淆起见，将各级电压编号之字头规定如下：
6千伏以“6”和“7”为字头 10千伏以“5”和“8”为字头 35千伏以“3”和“4”为字头 110千伏以“1”为字头 220千伏以“2”为字头
其余数从00－99（000-999）顺序编号范围。 线路开关：电压字头 ＋ 该站在本地区中的标记号 ＋ 从固定端向扩建端的顺序号
母联开关：电压字头 ＋ 该站在本地区的标记号 ＋ 0（例260） 旁路开关：电压字头 ＋ 该站在本地区中的标记号 ＋ 0（例270） 主变开关：电压字头 ＋ 0 ＋ 变压器号 （例：1号变应编为201、101、301）
C、刀闸：刀闸采用四位数字编号，在该开关编号后加一位数。靠线路或变压器侧加“1”字，靠母线侧单母加“3”字、双母加母线名称字头，靠旁路母线侧加“2”字。母联开关两侧刀闸加母线名称
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字头。旁路开关靠主母线侧刀闸加母线名称字头，靠旁路母线侧刀闸加“2”字头。
D、PT刀闸：采用电压号＋母线简称＋9（例：220千伏东母PT刀闸应编为：2东9）。
E、接地刀闸： （1）、线路侧接地刀闸（线路检修用）。线路开关号加\"线0\"（例：某线路开关为211，则线路接地刀闸应编为211线0）。
（2）、开关两侧接地刀闸（开关检修用）。 所在刀闸号加“0”（例：255开关两侧在2551和255东刀闸上所装接地刀闸应编为：25510、255东0）
（3）、PT接地刀闸（PT检修用） PT刀闸号加“0”（例：220千伏南母PT接地刀闸应编为：2南90）。
（4）、母线接地刀闸（母线检修用）。
电压号＋母线简称＋顺序号＋0（顺序：指从固定端到扩建端）（例：220千伏西母第二组接地刀闸应编为2西20）。
（5）、变压器侧接地刀闸（变压器检修用）。 主变开关号加“变0”（例：主变压器与2011刀闸间装在2012刀闸上的接地刀闸应编为201变0）。
（6）、变压器中性点接地刀闸： 主变开关号加“0”（例：1号主变220千伏侧中性点接地刀闸应编为2010）。
F、线路的油闸和各厂、站内用电设备由各地区和厂站自行编号，但应避免与主系统混淆。
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