中国南方电网调度运行操作管理规定(2017年版)(共94页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上中国南方电网调度运行操作管理规定中国南方电网有限责任公司2017年3月批 准：江 毅审 定：许超英审 核：刘映尚初 审：唐卓尧 杨俊权 高孟平 侯 君编 写：辛 阔 程 哲 孙雁斌 王 坚 丁晓兵 陈宏山 翁振星 张 蔷专心-专注-专业目 录1 总则1.1 为规范南方电网调度运行操作，加强南方电网调度运行操作管理，保障南方电网安全、稳定运行，根据中国南方电网调度管理规程、中国南方电网有限责任公司电力安全工作规程等有关规程和规定，特制定本规定。1.2 南方电网各调度、生产运行单位以及并入南方电网的各发电单位均应遵守本规定。本规定1-5章适用于南方电网各级电力调度机构调度

2、运行操作。6-7章适用于南方电网500kV交流系统的调度运行操作和南网总调直接调管的220kV交流系统的调度运行操作。各省（区）中调可依据本规定自行制定其调管范围内220kV交流系统的调度运行操作规定。2 术语和定义2.1 调度管理2.1.1 调度管辖范围：电网调度机构行使调度指挥权的范围，包括直接调度的设备和有直接调度业务联系的调度机构及运行维护、值班单位。2.1.2 运行值班员：电厂、变电站、换流站、监控中心、集控中心、巡维中心等单位负责接受并执行调度命令的运行值班人员。2.1.3 调度命令：电网调度机构值班调度员对其下级值班调度员或调度管辖运行值班员发布有关运行和操作的命令。（1） 综合

3、令：是指发令人说明操作任务、要求、操作对象的起始和终结状态，具体操作步骤和操作顺序项目由受令人拟定的调度命令。（2） 单项令：是指由值班调度员下达的单一操作命令。单项令适用于：a) 断合开关、拉合刀闸、拉合地刀的单一操作。b) 串补运行状态和旁路状态的相互转换。c) 单套保护装置、安全自动装置的投退。d) 发电机组启停、解并列及有功、无功功率调整。（3） 逐项令：是指根据一定的逻辑关系，按顺序下达的综合令或单项令。2.2 设备状态2.2.1 一次设备状态：交流一次设备的状态一般分为运行、热备用、冷备用及检修四种。（1） 运行：是指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、断路器、变压器、

4、电抗器、电容器及电压互感器等一次电气设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置按运行状态投入。（2） 热备用：是指该设备已具备运行条件，设备继电保护及自动装置满足带电要求，断路器的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。（3） 冷备用：是指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。（4） 检修：是指连接该设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备各侧已接地的状态。2.2.2 继电保护装置的状态 （1） 投入状态：装置正常运行、功能及出口正常投入。

5、（2） 退出状态：装置全部功能或出口退出。2.2.3 继电保护装置功能的状态 （1） 投入状态：装置正常运行，功能及出口正常投入。（2） 退出状态：装置正常运行，功能或相应功能出口退出。2.2.4 安全自动装置的状态 （1） 投入状态：装置正常运行,功能及出口正常投入。（2） 退出状态：装置全部功能及出口退出的状态。（3） 投信号状态：指安全自动装置正常运行，装置出口退出，对外通信通道正常时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，但具备收信发信功能。2.2.5 安全自动装置功能的状态 （1） 投入状态：装置正常运行，功能及出口正常投入。（2） 退出状态：装置正常运行，功能或相应出口

6、退出。2.3 操作常用术语2.3.1 合上：是指各种开关、刀闸、地刀通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。2.3.2 断开：是指各种开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。2.3.3 拉开：是指各种刀闸、地刀通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。2.3.4 合环：是指将线路、变压器或开关串构成的网络闭合运行的操作。2.3.5 同期合环：是指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合环操作。2.3.6 解环：是指将线路、变压器或开关串构成的闭合网络开断运行的操作。2.3.7 并列：将两个独立运行的电网连接为一个电网运行，或发电机、调相机与电网连接为一个部分运行的操

7、作。2.3.8 解列：通过人工操作或保护及自动装置动作断开开关，使发电机（调相机）脱离电网或电网分成两个及以上部分运行的操作。2.3.9 充电：是指使空载的线路、母线、变压器等电气设备带有标称电压的操作。3 一般原则3.1 南方电网设备的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度，分级管理。各级调度机构值班调度员对其调度管辖范围内的设备发布调度命令，并对其正确性负责。特殊情况下，上级调度机构的值班调度员可对下级调度机构管辖的设备直接发布操作命令，但事后应及时通知下级调度机构的值班调度员。3.2 下级调度机构的操作对上级调度机构所管辖设备运行或电网安全有影响时，必须得到上级调度机构值班调度员

8、许可后方可进行。上级调度机构的操作对下级调度管辖系统有影响时，上级调度机构值班调度员应提前通知有关下级调度机构值班人员。3.3 运行值班员接受上级调度机构值班调度员的调度命令，并对执行调度命令的正确性负责。3.4 运行值班员在接受调度命令时，如认为该调度命令不正确，应立即向发布该调度命令的值班调度员报告，当发布该调度命令的值班调度员重复该命令时，受令人必须迅速执行。如执行该命令确危及人身、设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位主管领导。3.5 运行值班员在遇有危及人身、设备安全的紧急情况时，可根据现场规程规定先行处理，处理后应立即报告

9、值班调度员。3.6 倒闸操作时应使用中国南方电网调度术语及本规定所规定的标准调度术语，设备冠以电压等级、双重名称（设备名称及编号）。调控中心、监控中心、集控中心的监控人员执行操作任务时，设备冠以厂站名称、电压等级、双重名称（设备名称及编号）。3.7 以下操作可不填写调度操作命令票，但应填写书面形式命令或记录：3.7.1 事故紧急处理；3.7.2 程序操作；3.7.3 单一操作；3.7.4 许可操作；3.7.5 涉及到设备启动、调试的操作，经同级调度机构或厂局分管运行负责人批准，可用启动方案代替操作票进行操作，但在启动方案操作步骤内容的空白处，应完整准确记录涉及的发令人、操作人和操作时间。3.8

10、 除调度规程和本规定明确可自行操作的情况外，任何单位和个人不得擅自改变调度管辖设备的状态、运行参数及定值。调度管辖设备须得到相应调度机构值班调度员调度命令或许可后才能进行操作。3.9 操作过程中如有临时变更，应按实际情况重新填写操作票后方可继续操作。受令人若有疑问，应及时向发令人报告，不得擅自更改操作票及操作顺序。3.10 正常情况下，应尽可能避免在交接班期间进行操作。如在交接班期间必须进行操作时，应推迟交接班或操作告一段落后再进行交接班。3.11 一、二次设备操作前，值班调度员和待接收调度命令的运行值班员应相互核实一、二次设备状态。3.12 一次设备送电操作前，值班调度员应核实现场工作任务已

11、结束，作业人员已全部撤离，现场所有临时措施已拆除，现场自行操作的接地刀闸已全部拉开，该设备的保护装置已正常投入，具备送电条件。3.13 值班调度员在操作前根据操作任务需要可发布操作预令。3.13.1 运行值班员接受操作预令后，应根据操作预令要求编制好现场电气操作票。3.13.2 操作预令不具备操作效力，现场操作仍应以值班调度员正式下达操作命令为准。严禁根据操作预令进行操作。3.14 操作过程中发生异常或故障，运行值班员应根据现场规程处置并尽快汇报值班调度员。3.15 任何情况下都严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作，严禁“约时”投、退重合闸。3.16 进行保护、安全自动装置操作

12、时应使用其调度命名。3.17 除值班调度员明确要求外，任何安全自动装置、保护的操作涉及到相关具体压板、把手、控制字修改等方面时，由运行值班员按定值单和有关规程规定要求操作。现场运行规程中应明确安全自动装置、保护的压板、把手、控制字修改等的具体操作要求和操作细则。3.18 与上级调度机构值班调度员进行调度业务联系的各级调度机构及运行单位值班人员必须通过调度机构组织的认证培训和受令资格考核，并取得受令资格。各级调度机构及运行单位值班人员受令资格管理依据相关规定执行。3.19 集控中心、监控中心属于发电厂或变电站的异地值班单位，未经调度机构同意不得自行操作、控制调度管辖范围的任何设备。3.20 对于

13、监控中心、集控中心、调控中心所控厂站的设备操作，值班调度员向监控人员下达调度操作命令，监控人员与现场运行人员配合完成操作任务,值班调度员也可根据电网运行需要直接向现场运行人员下达调度操作命令。4 操作模式4.1 根据调管范围的划分,南方电网调度操作模式可分为直接操作、委托操作、配合操作、许可操作。4.1.1 直接操作：值班调度员直接向运行值班员发布调度操作命令的操作方式。4.1.2 委托操作：调度机构将其调管设备的操作权委托其它调度机构的操作方式。4.1.3 配合操作：不同调度机构为完成同一操作任务，根据一定的逻辑关系配合操作各自调管设备的操作方式。4.1.4 许可操作：值班调度员对下级值班调

14、度员或运行值班员提出的操作申请予以许可（同意）。4.2 直接操作4.2.1 正常情况下，各级调度对其调管范围内设备采用直接操作模式。4.3 委托操作4.3.1 同一厂站内的设备，分属不同调度机构调管，经相关方值班调度员协商后,可采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。4.3.2 委托操作前，相关方值班调度员应明确委托操作范围、操作对象目标状态及有关注意事项，并由委托方值班调度员通知相关运行单位值班人员。4.3.3 委托操作期间，如委托范围内设备发生异常，原则上由受委托方值班调度员负责处理。4.3.4 委托操作完成后，受委托方值班调度员应及时通报委托方值班调度员，委托方值班调

15、度员应向现场核实并记录清楚。4.3.5 委托关系有效性仅限于操作过程。委托操作完成后，委托方值班调度员应及时通知受委托方值班调度员及相关运行单位值班人员委托关系结束。4.4 配合操作4.4.1 线路两侧设备由不同调度调管，且相关方调度在线路对侧厂站无调管权时，应采用配合操作。4.4.2 配合操作前，相关方值班调度员应协商一致，明确操作任务、内容、顺序及异常处理等有关事项。操作期间，相关方值班调度员应及时相互通报操作情况。4.5 许可操作4.5.1 仅涉及一个厂站且不会改变线路状态的操作可以采用许可操作模式。4.5.2 许可操作由运行值班员向值班调度员发起申请，申请时需明确设备操作前后的状态，经

16、值班调度员许可后操作。4.5.3 许可操作申请方式分为书面形式申请以及口头申请。4.5.4 书面形式申请必须填写许可操作书面命令，口头申请无需填写许可操作书面命令但必须做好记录。以下许可操作可采用口头申请：（1） 厂（站）变压器中性点接地方式的调整；（2） 厂（站）变压器分接头的调整；（3） 电压互感器的操作；（4） 无功补偿装置、换流站小组交流滤波器的操作；（5） 一次调频、AGC、PSS、AVC等控制功能的投退操作；（6） 继电保护定值更改；（7） 线路重合闸的投退操作。4.5.5 一次与二次设备许可操作书面命令应相互独立、分别申请。5 操作命令5.1 调度操作命令分为综合令、单项令和逐项

17、令，逐项令中可包含综合令。5.2 值班调度员在发布调度操作命令前应先交待操作目的和任务。5.3 对于只涉及一个受令主体的操作才能使用综合令。5.3.1 值班调度员可以直接给运行值班员下达综合令操作的设备有：变压器、母线、开关、高压电抗器、低压电抗器、低压电容器、交流滤波器、串补、电压互感器、继电保护及安全自动装置。5.3.2 交流线路操作时，线路单侧状态改变可使用线路单侧综合令，线路单侧综合令不允许使用跨状态令，只能使用运行热备用、热备用冷备用、冷备用检修的状态转换操作。5.3.3 交流线路两侧厂（站）属同一调控中心、监控中心（集控中心）控制，且两侧设备由同一调度机构调管时，值班调度员可向调控

18、中心、监控中心（集控中心）的监控员下达线路综合令。5.3.4 上级调度机构可将线路操作权下放（委托）给下级调度机构，操作权下放的线路两侧站内值班员必须具备同一下级调度机构的受令资格。对操作权下放（委托）线路的停、送电操作，上级值班调度员可对下级值班调度员下达线路综合令。5.3.5 值班调度员下达线路综合令时，需明确操作任务、操作目的、操作对象（线路、线路高抗、串补、站内间隔开关）的起始和终结状态、线路的解合环点和充电端等要求。5.4 对于一个操作任务，凡涉及两个及以上厂站共同配合，有两个及以上受令主体，并按一定逻辑关系才能进行的操作，应使用逐项令。5.5 调度操作命令应根据操作要求选用调度逐项

19、操作命令票、调度综合操作命令票、许可操作书面命令。未填写调度操作命令票和书面命令的操作，应做好操作记录。5.6 调度操作命令票、操作预令票的操作任务及操作步骤经监护人审核，值班负责人批准，由填票人、审核人（监护人）和值班负责人共同签名后方可生效。5.7 许可操作书面命令可由现场运行值班员根据操作任务填写，经申请人、调度审核人、调度值班负责人共同签名后方可生效。也可由值班调度员根据运行需要填写，经填写人、调度值班负责人共同签名后生效。5.8 调度自动化系统厂站电气接线图、一次设备状态必须与现场一致，值班调度员应对照调度自动化系统厂站接线图及一次设备状态填写、审核操作票。5.9 调度操作命令下达分

20、为电话发令和专业信息系统发令两种方式。5.9.1 调度操作命令下达原则上必须使用调度专用的录音电话或具备声音提醒功能的专业信息系统。5.9.2 使用电话发令方式时，下令前必须互报单位及姓名，全程录音。5.9.3 使用专业信息系统发令方式时，发令人员、受令人员必须通过专用数字认证系统、密码等确认身份，发令过程必须可靠存档。5.9.4 110kV及以上电压等级设备操作使用的调度发令信息系统应部署在生产控制大区的非控制区（安全二区），应优先采用基于加密通信的C/S（Client/Server）架构，或采用基于HTTPS的B/S（Browser/Server）架构，所有主机必须进行安全加固，系统必须通

21、过电力监控系统安全防护测评及公安部要求的等级保护测评。5.9.5 操作配网设备的调度发令信息系统可以部署在生产控制大区的管理信息大区（安全三区），安全防护要求参照二区调度发令系统实施。5.9.6 通过专业信息系统下达的调度命令，运行值班员应在15分钟内对命令进行确认回复。5.9.7 使用专业信息系统发令时，出现下列任一情况，运行值班员须立即暂停或终止相关操作，并使用调度电话向值班调度员汇报：（1） 调度命令内容与现场设备状态及操作要求不符；（2） 对操作目的、内容、步骤存在疑问；（3） 突发事故、电网异常或相关设备故障可能影响操作；（4） 专业信息系统运行异常；（5） 认为需要立即汇报调度员的

22、其它信息。6 操作管理6.1 一次设备（线路除外）转冷备用状态后，除与带电系统作为明显断开点的刀闸外，停电范围内一次设备由运行值班员根据现场规程自行负责设备操作和安全管理。一次设备（线路除外）复电前运行值班员应将设备恢复至停电时的调度命令状态，并汇报值班调度员。6.2 线路操作6.2.1 值班调度员许可线路检修工作开工前应确认线路各侧有可靠接地点。未经值班调度员许可，运行值班员不得自行操作线路地刀。6.2.2 装有多把地刀的线路转检修状态时，应合上该线路的所有地刀。6.2.3 线路检修期间因工作需要拉开线路地刀时，运行值班员应自行在线路侧装设临时接地线后，向值班调度员申请拉开线路地刀，确保线路

23、始终可靠接地。6.2.4 线路检修期间因工作需要装设或拆除临时接地线，但不改变一次设备状态时，运行值班员可自行操作。6.2.5 线路停电操作必须按照断开开关拉开线路侧刀闸拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。某一侧由双开关供电的线路（3/2、4/3、角型等开关结线方式），停电操作应先断开重合闸后合开关，后断开重合闸先合开关。送电操作按相反的顺序进行。6.2.6 线路各侧有明显或可判断的断开点后，才允许合上线路地刀和装设接地线。6.2.7 带有串补的线路操作停电前，应先将线路所有串补转为隔离状态或接地状态，串补旁路刀闸在合位。6.2.8 线路融冰作业组织模式，应采用工作组指挥模式或调度员指挥模式。（1）

24、 工作组指挥模式：是指将覆冰线路停电后，将线路两侧调度管辖的厂站接地刀闸（临时接地线）、融冰装置网侧断路器及相关接地刀闸的调度操作权，移交给融冰工作组自行负责并开展融冰作业。（2） 调度员指挥模式：是指值班调度员根据现场融冰作业过程需要，具体负责指挥调度管辖范围设备的所有操作，包括线路停复电、融冰装置投切、接地刀闸（临时接地线）等安全措施的操作。现场侧由融冰工作负责人负责协调和开展具体融冰作业。6.3 一般情况下，交流母线为3/2或4/3开关接线方式的，设备送电时，应先合母线侧开关、后合中间开关；设备停电时，应先断开中间开关，后断开母线侧开关。6.4 一般情况下，变压器送电时，应先合电源侧（或

25、高压侧）开关，后合负荷侧（或低压侧）开关。停电时操作顺序相反。若500kV变压器220kV侧有电源，必要时也可先从220kV侧充电或500kV侧解列。6.5 一般情况下，双母线并列运行，运行设备倒母线时，应退出母联开关操作电源，母线刀闸按“先合后拉”的原则进行；热备用设备倒母线时，应先将设备操作到冷备用状态，再操作到另外一组母线热备用。根据需要，运行设备倒母线也可以采用冷倒操作，先将设备操作到冷备用状态，再操作到另外一组母线运行。6.6 无功补偿装置操作6.6.1 35kV无功补偿装置（低压电抗器和低压电容器）由运行值班员根据上级调度机构下达的本厂站电压曲线自行投退。值班调度员根据电网运行需要

26、，也可直接下令操作35kV无功补偿装置。6.6.2 同一主变低压侧的低压电抗器和低压电容器不允许同时并列运行；主变并列运行时，各主变低压侧低压电抗器和低压电容器不允许同时运行。6.6.3 35kV无功补偿装置进行除草、喷漆、异物摘除等临时性工作时，运行值班员可自行操作设备停、复电，无需汇报值班调度员，但必须满足以下条件：（1） 站内500kV母线电压在525kV-540kV范围内；（2） 工作时间不超过4小时；（3） 同类型设备（电容或电抗）只可自行操作停运一组，且至少有一组同类型设备可以立即投入运行。6.7 保护操作6.7.1 一次设备处于热备用和运行状态时，设备相应保护装置应处于正常投入状

27、态；一次设备处于冷备用和检修状态时，设备相应保护装置由现场根据检修工作需要自行投退，并对所需安全措施负责，工作结束后现场自行将保护装置恢复至工作前状态。6.7.2 一次设备转冷备用或检修状态后，在其保护装置及其二次回路上工作时，现场应根据现场情况和工作需要，采取安全措施，确保不误跳运行开关。安全措施包括但不限于以下几点：（1）在二次装置电流回路上工作前，应严格按照图纸核实电流回路走向及所连接的装置，确保图实相符。严防工作中将试验电流串入运行中的其它二次装置，严防因短接电流回路引起同回路上其他装置的电流输入异常，严防CT二次回路两点接地；（2）在保护装置及二次回路上工作时，对可能误碰、误接线或误

28、投退的接线端子及压板，应采取粘贴绝缘胶带等措施做好隔离；对保护装置进行检验或试验时，应采取退出相关失灵启动功能、联跳功能或断开相应出口回路等方式，防止试验时误跳运行开关；（3）在变压器保护及其二次回路上工作时，应防止复压过流等后备保护动作出口误跳运行中的母联（分段）开关；（4）对于在会影响其它厂站设备的线路纵联保护、带有远跳功能的保护装置及其二次回路和通道上的工作，应视线路对侧开关为运行设备，必要时可采取退出保护通道、通道自环等通道隔离措施，避免误跳其它厂站设备；（5）一次设备送电前，应确认其保护装置已按定值单要求恢复保护压板及定值，应确认所有PT刀闸、二次空开已投入，严防复电时低压保护或距离

29、保护误动；（6）在智能变电站时间同步装置及扩展装置工作前，必须预先评估工作对合并单元的影响，防止因对时误差引起差动保护等保护装置误动；（7）在进行电缆拆除、清扫或其他现场施工作业时，应根据回路连接、电缆走向等评估风险，防止因误碰二次回路导致误跳运行开关。6.7.3 故障录波装置、故障测距装置、保信及录波子站正常情况下应保持投入。对于不涉及保护装置操作的上述设备投退，须经相应调度机构继电保护专业部门备案后，由运行值班员自行操作。6.7.4 运行设备电气量保护的投退应征得值班调度员许可。6.7.5 运行设备非电气量保护，由运行维护单位负责，正常情况下保持投入，运行值班员根据现场规程规定自行操作。但

30、运行设备的重瓦斯保护投退，须汇报值班调度员。6.7.6 短引线保护投退由运行值班员按定值单要求和现场规程规定执行。现场规程规定应明确短引线保护的具体操作细则。6.7.7 3/2、4/3、角形开关接线的线路停运而对应开关恢复运行时，运行值班员应在开关处于热备用状态时先自行退出该线路保护中的远跳功能。线路复电前，运行值班员应先自行投入该线路保护中的远跳功能。6.7.8 线路重合闸退出时，如对应线路保护中有沟通三跳压板时，运行值班员应先自行投入该沟通三跳压板。线路重合闸恢复后，运行值班员应自行退出所投沟通三跳压板。6.7.9 两条运行线路共用一个开关（如3/2结线方式的中开关），运行值班员在操作投入

31、其中一条线路的重合闸时，不得改变另一条线路的重合闸状态。6.7.10 500kV线路纵联保护全部退出运行，应停运线路。6.7.11 220kV线路纵联保护全部退出运行时，原则上停运线路。因系统原因无法停运时，由方式专业提出满足稳定要求的保护动作时间，并经总调主管领导批准后执行。6.7.12 更改双重化保护的定值时，须轮流退出单套保护进行定值更改，定值更改前须确认另一套保护正常运行。6.7.13 线路单侧更改线路保护定值，且20分钟内（不包含保护装置压板投退时间）可以完成的，经值班调度员许可后，现场自行退出待更改定值保护装置的跳闸出口压板和纵联保护功能压板进行定值更改，定值更改完成后自行投入上述

32、压板并汇报值班调度员，线路对侧对应的纵联保护无需退出。6.7.14 线路两侧更改线路保护定值，由值班调度员统筹两侧进行同一套线路保护定值更改。定值更改前，需核实两侧站内另一套线路保护正常运行。6.7.15 3/2、4/3、角形开关接线、扩大单元接线的开关保护退出运行时，原则上应将开关停运。开关保护因更改定值退出，超过1小时以上该开关应停运。6.7.16 保护装置在运行中切换已固化好的成套定值时，无需退出保护装置，现场运行规程中应明确保护定值切换的具体操作细则。6.8 一次调频、AGC、PSS、AVC功能操作6.8.1 发电机组正常启停时，运行值班员应按规定投退机组一次调频、AGC、PSS、AV

33、C等功能；发电机组正常运行中，上述功能的投退需经值班调度员许可。6.8.2 采用厂级AGC、AVC功能的发电机组，运行值班员可根据需要自行投退单台机组的AGC、AVC功能。6.8.3 采用厂级AGC控制的水电厂在严格执行调度机构下达的开机方式和计划曲线的前提下，可自行执行机组启、停操作。6.8.4 变电站运行值班员操作35kV无功补偿装置前，可根据现场运行规程自行退出变电站AVC功能，操作完成后自行投入。6.9 对于影响本厂（站）用电的设备操作，运行值班员在操作前应先按有关规程自行倒换好本厂（站）用电。7 设备状态定义、操作命令及说明7.1 刀闸（隔离开关）、地刀（接地刀闸、接地隔离开关）7.

34、1.1 刀闸单项令拉开刀闸合上7.1.2 地刀单项令拉开地刀合上7.2 开关（断路器）7.2.1 状态定义开关相连刀闸相连接地刀闸相应保护装置运行合上合上拉开投入热备用断开合上拉开投入冷备用断开拉开拉开检修断开拉开合上7.2.2 单项令断开开关合上用开关同期合环同期并列7.2.3 综合令将开关由运行转检修热备用冷备用冷备用热备用检修运行7.2.4 状态转换操作（1） 将开关由运行转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该开关。（2） 将开关由运行转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该开关，拉开该开关两侧刀闸。（3） 将开关由运行转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该开关

35、，拉开该开关两侧刀闸，合上该开关两侧地刀。（4） 将开关由热备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该开关。（5） 将开关由热备用转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该开关两侧刀闸。（6） 将开关由热备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该开关两侧刀闸，合上该开关两侧地刀。（7） 将开关由冷备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该开关两侧刀闸，合上该开关。（8） 将开关由冷备用转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该开关两侧刀闸。（9） 将开关由冷备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该开关两侧地刀。（10） 将开关由检修转运行【说明】执

36、行这一操作命令，即要求：拉开该开关两侧地刀，合上该开关两侧刀闸，合上该开关。（11） 将开关由检修转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该开关两侧地刀，合上该开关两侧刀闸。（12） 将开关由检修转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该开关两侧地刀。【以上操作应注意：用开关进行合环或并列操作时，应使用同期装置。】7.3 母线7.3.1 状态定义相连开关相连接地刀闸相应保护装置运行至少有一个相连开关为对应的运行、热备用状态（有特殊要求的开关状态可处于冷备用或检修，下令时须在操作命令中明确）拉开投入热备用拉开投入冷备用冷备用（有特殊要求的开关状态可为检修，下令时须在操作命令中明确）拉

37、开检修合上7.3.2 综合令将母线由运行转检修开关（热备用/冷备用）【对开关状态有特殊要求时使用】热备用冷备用冷备用热备用检修运行母线相连开关中有特殊要求的（见状态定义），其状态须在操作命令中明确。7.3.3 3/2或4/3接线母线状态转换操作（1） 将母线由运行转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该母线所有开关。（2） 将母线由运行转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该母线所有开关。将该母线所有开关及母线PT转为冷备用状态。（3） 将母线由运行转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该母线所有开关。将该母线所有开关及母线PT转为冷备用状态。合上该母线地刀或装设接地线。

38、（4） 将母线由热备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在热备用状态，相关保护已投入。合上该母线所有开关使母线处于带电状态（不能投运的开关除外）。（5） 将母线由热备用转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在热备用状态。将该母线所有开关及母线PT转为冷备用状态。（6） 将母线由热备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在热备用状态。将该母线所有开关及母线PT转为冷备用状态。合上该母线地刀或装设接地线。（7） 将母线由冷备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在冷备用状态，相关保护已投入。将母线PT转为运行状态，将该母线所有开关转为热备用状态（不

39、能投运的开关、刀闸除外）。合上该母线所有开关使母线处于带电状态（不能投运的开关除外）。（8） 将母线由冷备用转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在冷备用状态，相关保护已投入。将母线PT转为运行状态，将该母线所有开关转为热备用状态（不能投运的开关、刀闸除外）。（9） 将母线由冷备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：确认母线在冷备用状态。合上该母线地刀或装设接地线。（10） 将母线由检修转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线上接地线。（11） 将母线由检修转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线上接地线。确认相关保护已投

40、入。将母线PT转为运行状态，将该母线所有开关转为热备用状态（不能投运的开关、刀闸除外）。（12） 将母线由检修转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线上接地线。确认相关保护已投入。将母线PT转为运行状态，将该母线所有开关转为热备用状态（不能投运的开关、刀闸除外）。合上该母线开关使母线处于带电状态（不能投运的开关除外）。【以上操作应注意：用开关进行合环或并列操作时，应使用同期装置。不能投运的开关、刀闸，在操作的过程中状态保持不变，由值班调度员在下达操作命令时说明，并在操作命令票、调度书面命令中备注。母线PT一次侧和二次侧操作依据现场运行规程执行。】7.3.4 双母线接线

41、的母线状态转换操作（1） 将母线由运行转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：确认该母线上所有开关倒至运行母线，断开母联（分段）开关。（2） 将母线由运行转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：确认该母线上所有开关倒至运行母线，断开母联（分段）开关，拉开母联（分段）开关两侧刀闸以及该母线PT一次侧刀闸。（3） 将母线由运行转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：确认该母线上所有开关倒至运行母线，断开母联（分段）开关，拉开母联（分段）开关两侧刀闸以及该母线PT一次侧刀闸，合上母线地刀或装设接地线。（4） 将母线由热备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：投入母联（分段）开关的充电保护，合

42、上母联（分段）开关充电该母线，充电正常后退出母联（分段）开关的充电保护。（5） 将母线由热备用转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开母联（分段）开关两侧刀闸以及该母线PT一次侧刀闸。（6） 将母线由热备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开母联（分段）开关两侧刀闸以及该母线PT一次侧刀闸，合上母线地刀或装设接地线。（7） 将母线由冷备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该母线PT一次侧刀闸以及母联（分段）开关两侧刀闸，投入母联（分段）开关的充电保护，合上母联（分段）开关充电该母线，充电正常后退出母联（分段）开关的充电保护。（8） 将母线由冷备用转热备用【说明】执行这一

43、操作命令，即要求：合上该母线PT一次侧刀闸以及母联（分段）开关两侧刀闸。（9） 将母线由冷备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该母线地刀或装设接地线。（10） 将母线由检修转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线接地线，合上该母线PT一次侧刀闸以及母联（分段）开关两侧刀闸，投入母联（分段）开关的充电保护，合上母联（分段）开关充电该母线，充电正常后退出母联（分段）开关的充电保护。（11） 将母线由检修转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线接地线，合上该母线PT一次侧刀闸以及母联（分段）开关两侧刀闸。（12） 将母线由检修转冷备用

44、【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该母线地刀和拆除该母线接地线。【以上操作应注意：注意母线PT及母差保护运行方式的切换。母线PT一次侧和二次侧操作依据现场运行规程执行。】7.4 变压器7.4.1 状态定义相连开关相连出线刀闸相连接地刀闸相应保护装置运行至少有一个相连开关为对应的运行、热备用状态（有特殊要求的开关状态可为冷备用或检修，下令时须在操作命令中明确）合上拉开投入热备用合上拉开投入冷备用可为任一种状态，但下令时须在操作命令中明确拉开断开冷备用（有特殊要求的开关状态可为检修，下令时须在操作命令中明确）未装设检修可为任一种状态，但下令时须在操作命令中明确拉开合上冷备用（有特殊要求的开关状

45、态可为检修，下令时须在操作命令中明确）未装设7.4.2 综合令将主（联）变由运行转检修开关（运行/热备用/冷备用），开关在母线运行/热备用。【对开关状态有特殊要求时使用】热备用冷备用冷备用热备用检修运行主变相连开关有特殊要求的（见状态定义），其状态须在操作命令中明确。主变装设出线刀闸，主变操作目标状态为冷备用或检修时，主变相连开关状态须在操作命令中明确。若主变某一侧为双母线接线方式，主变操作目标状态为运行或热备用时，应明确主变这一侧开关在哪个母线上运行。（例如500kV主变220kV侧双母线接线方式，主变操作到运行状态时，需明确220kV开关在220kV#1母线还是#2母线上运行。）7.4.3

46、 状态转换操作（1） 将主变由运行转热备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该变压器各侧开关。（2） 将主变由运行转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该变压器各侧开关，拉开该变压器各侧刀闸，变压器各侧有可判断的断开点。（3） 将主变由运行转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：断开该变压器各侧开关，拉开该变压器各侧刀闸，变压器各侧有可判断的断开点，在该变压器各侧合上地刀或装设接地线。（4） 将主变由热备用转运行【说明】执行这一操作命令，即要求：合上该变压器各侧开关。（不能投运的开关除外）（5） 将主变由热备用转冷备用【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该变压器各侧刀闸，变压器各侧有可判断的断开点。（6） 将主变由热备用转检修【说明】执行这一操作命令，即要求：拉开该变压器各侧刀闸，变压器各侧有可判断的断开点，在该变压器各侧合上地刀或装