四川电力系统电气设备操作规程

急件

川电调度〔2008〕214号

━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━━ 关于印发《xx电力系统电气设备操作规程 （试行）》的通知

各电业局（公司）,各发电厂、发电集团（公司）：

为适应电网发展的需要，加强四川电力系统电气设备操作管理，确保电网安全稳定运行，省电力公司依据《电网调度规范用语》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中网调直调设备操作状态令术语规范》、《四川电力系统调度管理规程》和其它有关规程、规定，结合四川电力系统的具体情况，编写了《四川电力系统电气设备操作规程（试行）》，现印发给你们。

请各单位贯彻落实，并将执行中发现的问题和建议及时反馈省电力公司调度中心。

本规程自2009年2月1日起执行，原《四川电网电气设备操作术语规范》（川电调〔2007〕98号）同时作废。

附件：《四川电力系统电气设备操作规程（试行）》 前言............................................................................. II 1范围................................................................................ 1 2规范性引用文件...................................................................... 1 3术语和定义.......................................................................... 2 4总则................................................................................ 4 5操作原则............................................................................ 4 6操作制度............................................................................5

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7一次设备操作........................................................................8 8继电保护装置操作................................................................... 20 前言

为规范四川电力系统电气设备操作，保证电力系统安全稳定运行，依据《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电力系统调度管理规程》、《四川电力系统调度管理规程》和其它有关规程、规定，结合四川电力系统的实际情况，制定本规程。

本规程由xx电力公司提出。

本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。 本规程起草单位：四川省电力公司调度中心。 xx电力系统电气设备操作规程 1范围

本规程规定了四川电力系统电气设备操作的基本原则。

本规程适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电气设备操作有关的行为。

2规范性引用文件

中华人民共和国令第60号中华人民共和国电力法 令第115号电网调度管理条例 令第432号电力监管条例 DL/T 1040电网运行准则

DL/T 559220kV-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 587微机继电保护装置运行管理规程

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DL/T 961电网调度规范用语

国电调[2002]149号全国互联电网调度管理规程（试行） 国家电网总[2003]407号安全生产工作规定

国家电网安监[2005]83号国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）国家电网安监[2005]83号国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）华中电网调[2007]441号华中电力系统调度管理规程

华中电网调[2008]306号华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程

川电调度[2008]69号四川电力系统调度管理规程 3术语和定义

下列术语和定义适用于本规程。 3.1电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施、节能调度技术支持系统等构成的整体。

3.2电力调度系统

包括各级调度机构和有关运行值班单位。有关运行值班单位指发电厂、变电站（含开关站、用户站，下同）、监控中心（含多个变电站的集中控制中心、集控站、梯级电站集控中心，下同）等的运

行值班单位。 3.3厂站

发电厂、变电站、监控中心等单位的统称。

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3.4调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。 3.5调度管辖范围

电网设备运行和操作指挥权限的范围。 3.6调度xx

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度员应向上级调度机构值班调度员申请，征得同意。

3.7委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。 3.8调度指令

值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的总称。

3.9操作

将电气设备从一种状态转换到另一种状态的行为。 3.10操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。 3.11单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。 3.12逐项操作令

值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。3.13综合操作令

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值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容均由厂站运行值班人员按规程自行拟订。

3.14发布指令

值班调度员向下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员发布调度指令。

3.15接受指令

值班调度员或厂站运行值班人员接受上级调度机构值班调度员所发布的调度指令。

3.16复诵指令

值班调度员发布调度指令时，受话方重复通话内容以确认正确性的过程。 3.17回复指令

值班调度员或厂站运行值班人员在执行完上级调度机构值班调度员下达的调度指令后，向上级调度机构值班调度员报告已执行的调度指令的内容和时间等。

3.18口头令

由值班调度员口头下达（值班调度员无须填写操作票）的调度指令。 3.19充电

指设备带标称电压但不接带负荷。 3.20零起升压

指将设备电压由零逐步升高至预定电压值或额定电压值。 3.21零起升流

指电流由零逐步升高至预定电流值或额定电流值。

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3.22X次冲击合闸

指以额定电压给设备连续X次充电。 3.23核相

指用仪表或其它手段检测两电源或环路相序、相位是否相同。 3.24相位正确

指开关两侧A、B、C三相相位均对应相同。 3.25并列

指将两个电网合并为一个电网运行，或将发电机（调相机）并入电网运行。

3.26解列

指将一个电网分成两个电气相互的部分运行，或将发电机（调相机）与电网解除电气联系

3.27合环

指将设备改为环网运行。 3.28检同期合环 指经检测同期后合环。 3.29解除同期闭锁合环 指不经同期闭锁直接合环。 3.30解环

指将环状运行的电网，解为非环状运行。 3.31倒母线

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指将一组母线上的部分或全部线路、变压器倒换到另一组母线上运行或热备用的操作。

3.32代路

指用xx开关代替其它开关运行的操作。 3.33出线刀闸

指直接与线路（母线）相连接的线路（母线）专用隔离刀闸，不包括出线开关两侧的刀闸。3.34主变刀闸

指直接与主变相连接的主变专用隔离刀闸，不包括主变开关两侧的附属刀闸。

3.35母线刀闸

指直接连接两条母线的隔离刀闸，不包括母联开关两侧刀闸。 3.36PT

指电压互感器。 3.37CT

指电流互感器。 3.38线路纵联保护

当线路发生故障时，使线路两侧或多侧（分支线）断路器同时快速跳闸的一种保护。它以线路各侧某电量间的特定关系作为动作判据，即各侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后分别按照本侧与对侧判别量之间的关系确定保护的动作行为。

3.39主保护

是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。

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3.40后备保护

是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。 4总则

4.1本规程是四川电力系统电气设备操作的基本规程。四川电力系统内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的操作规程或现场操作规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

4.2四川电力系统内各级调度系统的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非调度系统人员凡涉及四川电力系统电气设备操作的有关活动也必须遵守本规程。

4.3四川电力系统中电气设备操作根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。各级调度机构依法对其调度管辖范围内的电气设备发布操作指令，任何单位和个人不得非法干预。

4.4本规程仅涉及常见电气设备基本操作的相关事项。对于本规程未涵盖的部分，各相关单位可参照本规程，结合现场实际，依据相关规程、规定自行制定相应的操作规定。

5操作原则

5.1调度系统值班人员应确保电气设备操作的正确性，杜绝误操作，特别要防止带负荷拉、合隔离开关(刀闸)；带电挂(合)接地线(接地刀闸)；带接地线(接地刀闸)合断路器(开关)等恶性误操作。

5.2电气设备操作不得引起系统超稳定限额运行，不得引起继电保护和安全自动装置动作，不得引起系统频率、电压、联络线潮流的异常波动。

5.3在操作中注意继电保护装置应按规定投退，不允许一次设备无保护运行。电气设备停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护；送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。操作过程中一次设备、继电保护装置、安全自动装置的状态和功能应正确、合理配合。

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5.4调度系统各单位应在保证操作安全的前提下，采取切实有效措施，提高电气设备操作效率。

5.5调度系统值班人员进行电气设备操作时，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。

5.6操作前应认真考虑以下问题：

5.6.1运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策。

5.6.2操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定限额、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况，必要时可先进行分析计算。

5.6.3继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位置、无功补偿装置投入是否正确。5.6.4操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。

5.6.5开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸带电拉合GIS设备短引线等误操作。

5.6.6新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。

5.6.7注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

5.6.8对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

5.7系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：

5.7.1交时（事故处理或改善系统不正常运行状况的操作应及时进行，必要时应推迟交）。

5.7.2xx、大风等恶劣天气时。 5.7.3系统发生异常及事故时。

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5.7.4系统xx负荷时段。

5.7.5通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。 5.8新设备（含异动设备，下同）投运操作原则：

5.8.1新设备带电前，继电保护应按要求投入，并考虑采取必要的预防措施，确保设备故障的可靠切除。

5.8.2需作带负荷测试的继电保护装置和安全自动装置，应随新设备投运及时安排测试。带负荷时可能误动的继电保护和安全自动装置，带负荷前应停用，特殊情况应经领导批准。

5.8.3新设备启动投运时，应按要求进行相关核相工作。 6操作制度

6.1各级调度机构值班调度员按调度管辖范围对其管辖的电气设备发布操作指令，并对指令的正确性负责。接受操作指令的人员应为下级调度机构值班调度员、监控中心值长或正值、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值，并对指令执行的正确性负责。

6.2各级调度机构在电气设备操作的活动中是上、下级关系，下级调度机构应执行上级调度机构的操作指令。调度机构调度管辖范围内的厂站运行值班单位，应执行该调度机构的操作指令。不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值班调度员的操作指令。

6.3未经调度机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。系统运行遇有危及人身、设备安全的紧急情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调度员。

6.4调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度员。

6.5当电气设备操作涉及其它调度机构调度管辖范围内设备运行方式调整时，应由本调度机构值班调度员向相关调度机构值班调度员提出配合操作申

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请，相关调度机构值班调度员调整好运行方式后予以回复，或采用委托调度的方式进行。

6.6属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度员许可。

6.7发生威胁系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的厂站运行值班单位发布调度指令，并告知下级调度机构。此时下级调度机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。

6.8操作指令分单项操作令、逐项操作令、综合操作令三种。

6.8.1只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退PSS功能等，值班调度员可以发布单项操作令，由接受指令的调度系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

6.8.2涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度系统值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。在不影响安全的情况下，值班调度员可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

6.8.3只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合操作令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。

6.9调度系统运行值班人员填写操作指令票、下达操作指令和进行调度联系时，应使用规范的调度术语。对于较复杂的设备状态变更，可将单项操作指令与综合操作指令结合使用。

6.10进行电气设备操作联系时应互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度系统值班人员在接受指令时，应完整复诵指令下达时间和详细内容并与发令人核对无误后才能执行。

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执行完毕应及时回复指令，汇报执行情况和完成时间，接受汇报的值班调度员也应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。

值班调度员在发布指令、接受汇报和更改调度图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。

6.11接受操作指令的调度系统运行值班人员认为所接受的指令不正确或执行指令将危及人身、设备及系统安全的，应当立即向发布指令的值班调度员提出意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的运行值班人员应当执行该指令。

6.12操作指令票制度

6.12.1下列情况值班调度员可直接发布口头令，其它操作应填写操作指令票。

6.12.1.1事故及紧急异常处理。 6.12.1.2发电厂开停机炉、加减出力。 6.12.1.3xx限电。

6.12.1.4单独投退继电保护（包括重合闸）。 6.12.1.5投退低压电抗器、低压电容器。

6.12.1.6投退AGC、PSS、AVC、VQC、一次调频功能。

6.12.2填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、启动投产方案、系统运行规定和日计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。

6.12.3填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位运行值班人员仔细核对有关一、二次设备状态。

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6.12.4填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和调度术语。每张操作票只能填写一个操作任务。

6.12.5操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

6.12.6对于计划检修操作，值班调度员应提前拟定、审核操作指令票。对于重要、复杂操作应提前通知操作单位。

6.12.7调度系统运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容：

6.12.7.1一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。

6.12.7.2厂用变、站用变电源的切换。 6.12.7.3直流电源的切换。

6.12.7.4交流电流、电压回路和直流回路的切换。 6.12.7.5根据一次接线调整二次跳闸回路。

6.12.7.6根据一次接线决定母差保护的运行方式。6.12.7.7设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），需将保护停用或电流互感器短接退出。

6.12.7.8现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。

6.12.8值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核接受调度指令的调度系统值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

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6.12.9预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的操作指令，记录“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的操作指令擅自按照“预定联系时间”进行操作。

6.12.10厂站运行值班人员在操作过程中遇设备异常等情况应及时汇报值班调度员。

6.12.11在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；若需要改变操作方案，应重新填写操作指令票、现场操作票。

6.13值班调度员不宜同时进行两项以上不同任务的操作，应根据系统实际情况优先安排重要电气设备的操作。

6.14在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应暂停操作，迅速接听电话。

6.15高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置。防误操作闭锁装置不得随意退出运行，停用装置应经本单位总工程师批准；短时间退出装置时，应经变电站站长或发电厂当班值长批准，操作完成后，应按程序尽快投入。单人操作或检修人员在操作过程中严禁解锁。

6.16在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关的情况时，应做到：

6.16.1借用旁路（或母联）开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，进行开关（含继电保护）调度关系转移，并明确预计借用期限。

6.16.2管辖旁路（或母联）开关的值班调度员，将调度关系转移情况通知开关操作单位值班人员，由借用该开关的值班调度员下达全部操作指令（含继电保护启停调整）。

6.16.3借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员，恢复原调度关系。

6.17xx操作制度：

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6.17.1调度许可设备在操作前应经上级调度机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急情况时，允许下级调度机构值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调度机构值班调度员汇报。

6.17.2在省调调度管辖的设备上进行带电作业时，设备运行单位应提前1个工作日向省调提出申请，并明确是否有控制负荷、停用重合闸、事故跳闸不强送电等要求。省调值班调度员应根据申请的批复情况及系统的实际运行情况决定是否许可进行带电作业工作。省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。

6.17.3省调调度许可设备的许可规则如下：

6.17.3.1省调调度许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

6.17.3.2地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。

6.17.3.3省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调度管辖设备的影响由地调自行考虑。

6.17.4非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。

6.17.4.1影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。 6.17.4.2影响省制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。 6.17.4.3影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。

6.17.4.4影响省调调度管辖保护装置定值的工作。6.17.5调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度员的许可。

6.17.5.1影响一次设备正常运行的。 6.17.5.2影响保护装置正常运行的。 6.17.5.3影响安全自动装置正常运行的。

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6.17.5.4影响调度通信、调度自动化数据的。

6.17.5.5影响自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）功能实施的。 6.17.5.6影响电力调度业务正常进行的其它操作。 6.18新设备启动投运操作制度

6.18.1新设备启动投运操作前，值班调度员应核查相关投运手续如新设备投运申请书、系统设备异动执行报告、继电保护定值单、安控装置启停调整通知单等齐全，并得到启动委员会的启动通知。

6.18.2新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能并入系统运行。自值班调度员接到启动委员会的启动通知后，新设备运行方式的改变、试验等必须经值班调度员的指令或许可。

6.18.3新设备启动投运操作应按规定填写操作指令票，操作指令票的填写以调度启动投产方案为依据。如临时更改启动程序，应经启委会同意，并重新拟定、审核操作指令票。

6.18.4启动过程中若发生电网事故或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。

6.18.5下级调度机构管辖范围内新设备投入系统运行，可能对上级调度机构管辖系统安全产生较大影响的，应事先经上级调度机构许可。

7一次设备操作 7.1一次设备的状态

7.1.1运行：指连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的刀闸(不包括接地刀闸)及开关在合上位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等），设备的保护按规定投入运行。

7.1.1.1开关运行：是指开关及其两侧刀闸均在合上位置，开关带电，开关保护按规定投入运行。

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7.1.1.2主变运行：是指主变各侧开关和主变刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把主变刀闸在合上位置；主变带电，主变保护按规定投入运行，主变中性点接地刀闸运行方式符合规定。

7.1.1.3母线运行：是指连接母线的开关和母联刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把母联刀闸在合上位置；母线带电，母线保护按规定投入运行；如该母线上的PT无检修并具备运行条件，母线PT应在运行状态。

7.1.1.4线路运行：是指线路各侧开关和出线刀闸中至少有一个开关处于运行状态，或至少有一把出线刀闸在合上位置；线路带电，线路保护按规定投入运行；带串补装置的线路，串补旁路刀闸应在合闸置或线路串补为运行状态。

7.1.1.5串补装置运行：串补旁路开关、旁路刀闸在断开位置，串补两侧刀闸合上，地刀断开，串补装置本体保护按规定投入运行。

7.1.2热备用：指连接设备(不包括带串补装置的线路和串补装置)的开关断开，而开关两侧刀闸仍在合上位置，设备保护按规定投入运行。

7.1.2.1开关热备用：是指开关断开，而开关两侧刀闸在合上位置，保护按规定投入运行。

7.1.2.2主变热备用：是指主变各侧开关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与主变间有主变刀闸，则主变刀闸为合上位置；主变不带电，保护按规定投入运行，主变中性点接地刀闸合上。

7.1.2.3母线热备用：是指连接母线的所有开关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态；母线不带电，保护按规定投入运行；如该母线上的PT无检修并具备运行条件，母线PT刀闸应在合上位置。7.1.2.4线路热备用：是指线路各侧开关均断开，其中至少有一个开关处于热备用状态，若热备用开关与线路之间有出线刀闸，则出线刀闸为合上位置；线路不带电，保护按规定投入运行；有串补装置的线路，串补旁路刀闸在合闸位置。

如线路电抗器接有抽能线圈，则在线路热备用状态下，抽能线圈低压侧应断开。线路高抗、PT等无开关的设备均无热备用状态。

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7.1.2.5串补装置热备用：串补旁路开关在合闸位置，旁路刀闸在断开位置，串补两侧刀闸合上，地刀断开，串补装置本体保护按规定投入运行。

7.1.3冷备用状态：指连接设备的所有开关、刀闸均断开，且各侧均无安全措施。若设备的保护无工作或特殊要求，则保护应按规定投入运行或信号。

7.1.3.1开关冷备用：是指开关及其两侧刀闸均在断开位置。

7.1.3.2主变冷备用：是指主变各侧开关均处于冷备用状态且主变刀闸均在断开位置，或与主变相连接的所有刀闸均为断开位置，主变不带电（此时主变开关可能为运行状态，如角型接线和含，下同)开关接线，主变刀闸断开，主变开关仍保持运行）。

7.1.3.3母线冷备用：是指母线上所有开关处于冷备用状态且母线上所有刀闸（包括PT刀闸、出线刀闸等）均在断开位置，母线不带电。

7.1.3.4线路冷备用：是指线路各侧开关均处于冷备用状态且线路出线刀闸均在断开位置，或与线路相连接的所有刀闸均为断开位置，线路不带电（此时线路开关可能为运行状态，如角型接线和开关接线，出线刀闸断开，线路开关仍保持运行）；有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。

7.1.3.5串补装置的冷备用：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补两侧刀闸在断开位置，地刀断开，串补装置本体保护停运。

7.1.4检修状态：指连接设备的所有开关、刀闸均断开，接地刀闸在合上位置或挂好接地线，按规定作好安全措施，保护停运。

7.1.4.1开关检修：开关及其两侧刀闸均断开，开关两侧接地刀闸在合上位置或挂好接地线，开关保护停运。

7.1.4.2主变检修：是指主变各侧开关均处于冷备用或检修状态且主变刀闸均在断开位置，或与主变相连接的所有刀闸均为断开位置，主变不带电（此时主变开关可能为运行状态，如角型接线和开关接线，主变刀闸断开，主变开关仍保持运行）；主变本体侧接地刀闸在合上位置（或挂上接地线）如有PT，则将PT低压侧断开；如无特殊要求，主变保护应停运。

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7.1.4.3母线检修：是指母线上所有开关处于冷备用或检修状态且母线上所有刀闸（包括PT刀闸、出线刀闸、母线刀闸等）均在断开位置，母线不带电；母线PT低压侧断开，母线接地刀闸在合上位置（或挂接地线）；母线保护按规定调整或停运（对于开关接线方式的母线，其母差保护应停运；对于双母线接线方式的母线，其母差保护的状态由值班调度员根据母线保护配置情况和检修工作需要决定）。

7.1.4.4线路检修：是指线路各侧开关均处于冷备用或检修状态且线路出线刀闸均在断开位置，或与线路相连接的所有刀闸均为断开位置，线路不带电（此时线路开关可能为运行状态，如角型接线和开关接线，出线刀闸断开，线路开关仍保持运行）；线路高抗高压侧刀闸拉开，线路PT低压侧断开，线路各侧接地刀闸在合上位置（或挂好接地线）；若无特殊要求，线路保护停运；有串补装置的线路，串补装置应在冷备用或检修状态。

7.1.4.5串补装置的检修：串补旁路开关、旁路刀闸在合闸位置，串补两侧刀闸在断开位置，地刀在合闸位置，串补装置本体保护停运。

7.2并列与解列操作

7.2.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内。机组与系统并列，并列点两侧电压幅值差在1％以内；系统与系统并列，并列点两侧电压幅值差在10％以内。事故时，允许220kV系统在电压幅值差不大于20％、500kV系统在电压幅值差不大于10％，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。

7.2.2所有并列操作都应使用同期装置。

7.2.3解列操作前，应先将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。

7.3合环与解环操作

7.3.1合环前应确认合环点两侧相序、相位一致。

7.3.2合环操作宜经同期装置检定，如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经省调分管领导批准。

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7.3.3合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，各环节的潮流变化不超过系统稳定、继电保护、安全自动装置和设备容量等方面的限额。

7.3.4合环前应将合环点两端电压幅值差调整至最小，合220kV环路不宜超过20％，最大不超过30％；合500kV环路（包括500kV/220kV电磁环路）不宜超过10％，最大不超过20％。合环时合环角差220kV不宜超过30度，500kV（包括500kV/220kV电磁环路）不宜超过20度。

7.3.5500kV－220kV电磁环网解环后，不允许在500kV与110kV及以下系统间构成电磁环网，如需转供负荷，必须采用停电倒换方式。在满足规定的条件下允许500kV与220kV系统构成电磁环网，但应尽量缩短500kV－220kV电磁环网合环运行的时间。

7.3.6用刀闸合解站内220kV环路时，应退出环内开关操作电源。 7.4发电机操作

7.4.1发电机在开机前、停机后厂站运行值班人员应按现场规程进行有关项目的检查。

7.4.2发电机应采取准同期方式并列。

7.4.3发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。

7.5开关操作

7.5.1开关合闸前，厂站运行值班人员应确认相关设备的继电保护已按规定投入运行；开关合闸后，应检查确认三相均已接通，三相电流平衡。

7.5.2接线方式的厂站，设备送电时，宜先合母线侧开关，后合中间开关，停电时宜先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

7.5.3220kV及以上开关就地操作注意事项：

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7.5.3.1正常情况下，开关均应远方遥控操作，需就地操作时，应三相同时进行，不得分相操作。

7.5.3.2异常或事故情况下，必须立即断开开关时，可进行就地操作，同时应视系统情况调整运行方式，并尽量缩短开关切“就地操作”方式的时间，操作完毕后应尽快将开关恢复至远方操作模式。

7.5.3.3原则上禁止用开关进行就地合闸操作。 7.5.4xx开关代路注意事项：

7.5.4.1代路前应将旁路开关保护按所代设备代路保护定值整定并投入运行，试充旁母确认正常。

7.5.4.2线路开关代路前应停用线路两侧纵联保护，操作完成后应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，测试代路纵联保护通道正常并启用，不能切换的纵联保护应停用。

7.5.4.3进行代路操作时，合解环过程中应停用环内开关零序保护。 7.5.4.4旁路开关宜在被代开关所运行的母线上进行代路。

7.5.4.5旁路兼母联开关或母联兼旁路开关进行代路操作前，应先将开关转作旁路开关热备用。

7.5.5开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开。7.6刀闸操作

7.6.1停电操作应按照开关—负荷侧刀闸—电源侧刀闸的顺序依次进行，送电操作应按与上述相反的顺序进行。

7.6.2允许用刀闸进行下列带电操作：

7.6.2.1系统无接地故障时，拉、合电压互感器。 7.6.2.2无雷电时，拉、合避雷器。

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7.6.2.3拉、合220kV及以下空载母线。

7.6.2.4拉、合变压器中性点接地刀闸。如中性点上有消弧线圈，应在系统没有接地故障时进行。

7.6.2.5拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将环内开关操作电源退出）。

7.6.2.6拉、合接线方式的母线环流（操作前应经省调分管领导同意，并应采用远方操作方式，解环前确认环内所有开关在合闸位置）。

7.6.3不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经省公司分管领导同意

7.6.4严禁带电用刀闸拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器及500kV GIS设备短引线。

7.7线路操作 7.7.1一般规定

7.7.1.1线路充电时充电侧开关应启用完备的继电保护。重合闸无法自动闭锁的，厂站运行值班人员自行负责将重合闸停用，充电正常后自行恢复启用。

7.7.1.2投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上，勿使发电机产生自励磁。

7.7.1.3应考虑潮流变化，勿使运行线路过负荷或相关控制输电断面输送功率超过稳定限额。

7.7.1.4充电端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。 7.7.1.5注意线路上是否有“T”接负荷。

7.7.1.6如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜从变电站侧停送电，发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，宜从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外。

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7.7.1.7在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复热备用。

7.7.2500kV线路停送电还应注意：

7.7.2.1对带有高抗的线路送电时，线路高抗及其保护应可靠投入，若高抗停运线路送电应经过省公司分管领导批准。

7.7.2.2应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响。线路充电前应降低充电端电压，充电后末端电压超过575kV时，应设法降低电压，如20分钟内不能降至575kV以下，应拉开线路充电侧开关。

7.7.2.3在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电。

7.7.2.4线路停电后厂站应将该线路远跳装置退出，开关停运后应将该开关启动远跳的压板退出。

7.8母线操作

7.8.1母线操作时，厂站运行值班人员应根据现场规程自行负责调整母线保护运行方式。

7.8.2母线停送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。 7.8.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，被充电母线侧变压器中性点应可靠接地，操作完毕恢复正常运行方式后，变压器中性点的接地方式应符合继电保护规定。

7.8.4用母联开关向母线充电时，厂站运行值班人员应自行在充电前投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

7.8.5双母线接线方式的厂站，运行元件由一组母线倒至另一组母线时，应先退出母联开关的操作电源。7.8.6当双母线接线的两组母线电压互感器只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可退出母联开关操作电源或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行电压互感器所在的母线。

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7.9零起升压操作

7.9.1零起升压回路与运行系统之间在一次上应有明显断开点，二次上也应可靠隔离。

7.9.2对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速。

7.9.3零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置应停用，发电机保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关压板。

7.9.4升压线路保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板和重合闸。

7.9.5对主变压器或线路串变压器零起升压时，该主变压器保护应完备并可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板，主变压器中性点应接地。

7.9.6双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施防止误动作，母联开关应保持冷备用，防止开关误合造成非同期并列。

7.10变压器操作

7.10.1变压器并列运行的条件 7.10.1.1接线组别相同。 7.10.1.2电压比相差不超过5％。 7.10.1.3短路电压差不超过5％。

当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，确定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。

7.10.2变压器投入运行时，宜先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停运时操作顺序相反；500kV变压器宜从500kV侧停电或充电，必要时也可以从220kV侧停电或充电。

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7.10.3变压器充电时，应启用完备的继电保护，考虑变压器充电励磁涌流对继电保护的影响，并检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值。

7.10.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸须由一台倒换至另一台时，应先合上另一台中性点接地刀闸，再拉开原来的中性点接地刀闸。

7.10.5中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地。调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后应拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地方式应符合继电保护规定。

7.11500kV高压电抗器操作

7.11.1高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入。 7.11.2拉合线路高压电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。

7.11.3高压电抗器停运或高压电抗器保护检修，应退出高压电抗器保护及启动远跳回路压板。

7.12500kVxx补偿装置操作

7.12.1操作500kV串联补偿装置（以下简称串补装置）刀闸、旁路刀闸时，必须在串补装置旁路开关合闸的状态下进行。

7.12.2严禁用500kV串补装置刀闸、旁路刀闸拉、合线路负荷电流。 7.12.3严禁在500kV串补装置旁路刀闸分闸的情况下，用刀闸对串补装置充电。

7.12.4正常情况下，带串补装置线路停电前，应先将串补装置转为冷备用或检修状态，再进行线路停电操作；带串补装置线路送电前，要求串补装置必须处于冷备用状态，线路送电正常带负荷后，再将串补装置转运行。

7.12.5串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。线路接地操作应在线路转冷备用15分钟后进行。7.12.6当装有串补装置的线路停电检修时，为保证停电线路两侧可靠接地，装有串补装置侧应在

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停电线路串补装置旁路刀闸靠线路侧装设一组接地线。该接地线的装设、拆除应在串补装置旁路刀闸合上，且线路两侧已停电接地的情况下进行。

7.1335kV电容器和电抗器操作

7.13.1正常情况下，35kV电容器、电抗器的投退由厂站运行值班人员按规定自行负责操作。

7.13.2停电时应先将35kV电容器、电抗器停电后才能将35kV母线和总路开关停电，送电时顺序相反。

7.14一次设备常用操作指令

7.14.1检同期合上XX设备XX开关并列

a)经同期装置检定将该开关转为运行状态，将两个电网合并为一个电网运行，或将发电机（调相机）并入电网运行

7.14.2拉开XX设备XX开关解列

a)将该开关转为热备用状态，将一个电网分成两个电气相互的部分运行，或将发电机（调相机）与电网解除电气联系

7.14.3（检同期）合上XX设备XX开关（刀闸）合环

a)（经同期装置检定）将该开关（刀闸）转为运行状态（三相接通），设备改为环网运行

7.14.4拉开XX设备XX开关（刀闸）解环

a)将该开关（刀闸）转为热备用状态（三相断开），环状运行的电网解为非环状运行

7.14.5合上XX设备XX开关

a)将该开关转为三相接通状态（不一定带电） 7.14.6将XX设备XX开关由热备用转运行

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a)将该开关转为三相接通状态，且开关带电 b)合环操作宜经同期装置检定

7.14.7合上XX设备XX开关对XX设备充电 a)将该开关由热备用转运行，对设备送电 7.14.8用XX设备XX开关对XX设备冲击合闸X次 a)拉合该开关X次，对设备进行全电压冲击合闸

b)每次冲击合闸的带电时间、间隔时间按设备有关规定执行 7.14.9拉开XX设备XX开关热备用 a)将该开关转为热备用状态

7.14.10将XX设备XX开关由运行转热备用 a)拉开该开关热备用

7.14.11将XX设备XX开关由热备用转冷备用 a)拉开该开关两侧刀闸

b)若无特殊要求或工作，保护应保持运行 7.14.12将XX设备XX开关由冷备用转热备用 a)合上该开关两侧刀闸

b)（核实）按规定将保护（含重合闸）投入运行

7.14.13将XX设备XX开关由冷备用转热备用于XX kV X母 a)合上该开关上XX kV X母线刀闸及设备侧刀闸 b)（核实）按规定将保护（含重合闸）投入运行 7.14.14将XX设备XX开关由冷备用转运行

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a)将该开关由冷备用转为热备用 b)将该开关由热备用转为运行

7.14.15将XX设备XX开关由运行转冷备用 a)将该开关由运行转为热备用 b)将该开关由热备用转为冷备用

7.14.16将XX kV旁路XX开关由热备用转代XX线路XX开关运行于X母，XX线路XX开关由运行转热（冷）备用

a)将旁路XX开关保护改为代XX线路XX开关的定值并启用（纵联保护和重合闸停用）b)合上旁路XX开关对旁路母线充电

c)（充电正常后）拉开旁路XX开关热备用 d)合上XX线路XX旁路刀闸对旁路母线充电 e)停用旁路XX开关和XX线路XX开关的零序保护 f)（检同期）合上旁路XX开关合环，检查三相电流平衡 g)拉开XX线路XX开关热备用

h)启用旁路开关和XX线路XX开关的零序保护及旁路开关重合闸 i)（将XX线路XX开关由热备用转为冷备用）

7.14.17将XX线路XX开关由冷（热）备用转运行于X母，XX kV旁母及旁路XX开关由运行转热备用

a)（核实）将XX线路XX开关由冷备用转热备用于X母（纵联保护和重合闸停用）b)停用旁路XX开关和XX线路XX开关的零序保护

c)（检同期）合上XX线路XX开关合环，检查三相电流平衡 d)拉开xxXX开关热备用

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e)启用旁路XX开关和XX线路XX开关的零序保护及线路开关重合闸 f)拉开XX线路XXxx刀闸

7.14.18将XXkV旁路XX开关由热备用转代XX线路XX闭锁开关运行于X母，XX线路XX闭锁开关停电

a)将旁路XX开关保护改为代XX线路XX开关的定值并启用（纵联保护和重合闸停用）b)合上旁路开关对旁路母线充电

c)（充电正常后）拉开旁路XX开关热备用 d)合上XX线路XX旁路刀闸对旁路母线充电 e)停用旁路开关和XX线路XX开关的零序保护

f)（检同期）合上旁路XX开关合环，检查三相电流平衡

g)取下旁路XX开关和XX线路XX开关的直流操作保险，若旁路开关与被代路开关不在同一母线上，还需取下相应母联开关的直流操作保险

h)拉开XX线路XX开关两侧刀闸

i)给上旁路XX开关和XX线路XX开关以及相应母联开关的直流操作保险 j)启用旁路XX开关和XX线路XX开关的零序保护及旁路开关重合闸 7.14.19拉开XX设备XX刀闸 a)将该刀闸转为三相断开状态 7.14.20合上XX设备XX刀闸 a)将该刀闸转为三相接通状态

7.14.21将XX kV X母由冷备用转热备用

a)对于双母线接线及单母线分段接线方式，将连接该母线的母联（分段）开关转为热备用，所有出线刀闸应保持断开位置；如该母线上的PT无检修并具备

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运行条件，则合上该母线上的PT刀闸；如母线接线为旁路兼母联方式，还需合上旁母与该母线的硬联刀闸

b)对于单母线或开关接线方式，将该母线上除因设备检修或运行方式要求等不能送电的开关以外的其余开关转为热备用，并合上该母线上的PT刀闸

c)母线保护按规定投入运行

7.14.22将XX kV旁母由冷备用转热备用于X母 a)将XX kV旁路开关由冷备用转热备用于X母

b)如该旁路母线上的PT无检修并具备运行条件，则合上该旁路母线上的PT刀闸

7.14.23将XX kVX母由热备用转运行

a)对于双母线接线及单母线分段接线方式，启用母联开关充电保护，合上母联开关对该母线充电成功后，停用母联开关充电保护；若有多个母联开关，应检同期合上该母线上其余具备运行条件且方式允许的母联开关

b)对于开关接线方式，选择该母线上合适的保护完备的充电开关对该母线充电充电成功后，检同期合上该母线上其余具备运行条件且方式允许的开关

7.14.24将XX kV X母由运行转热备用

a)将X母线上的所有运行开关转热备用，并根据值班调度员要求拉开X母上的出线刀闸和母联刀闸

7.14.25将XX kV X母由热备用转冷备用

a)将XX kV X母上所有热备用开关转冷备用，并拉开X母上所有出线刀闸及母联刀闸b)拉开X母线上的PT刀闸

7.14.26将XX kV旁母由热备用转冷备用

a)将XXkV旁路XX开关转为冷备用，XX kV旁路母线上所有刀闸保持断开位置

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b)拉开该旁母上的PT刀闸

注：以下7.14.27至7.14.31条适用于双母线（含双母分段）接线方式 7.14.27将XX kV母线倒为标准运行方式

a)取下相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合

b)将母线上所有不符合调度部门规定的标准运行方式的开关倒至规定的母线上运行（热备用），操作运行开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应采取先合后拉（即先合上将运行的母线侧刀闸，后拉开原运行的母线侧刀闸）的操作顺序

c)倒母线完成后，给上相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 7.14.28将XX设备XX开关由XX kV X母运行倒至Y母运行 a)取下相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合

b)将XX设备的XX开关由XX kV X母运行倒至Y母运行，操作开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应先合后拉

c)倒母线完成后，给上相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 7.14.29用XX设备XXX刀闸和YYY刀闸硬连XX kV X母与Y母运行，母联XX开关由运行转热（冷）备用

a)取下相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 b)合上XX设备XXX（YYY）刀闸 c)给上相应母联开关的直流操作保险 d)相应母联开关由运行转热（冷）备用

7.14.30将XX设备XX开关由XX kV X母热备用倒至Y母热备用 a)拉开该开关xxX母的刀闸

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b)合xx该开关xxY母的刀闸

7.14.31将XX kV X母上所有热备用开关倒至Y母热备用

a)依次将XX kV X母上所有热备用开关由X母热备用倒至Y母热备用 b)注意应采取先拉后合的操作顺序（即先拉开X母侧刀闸，后合上Y母侧刀闸）

注：以下7.14.32至7.14.33条适用于双母线（含双母分段）且有母联开关接线方式

7.14.32将XX kV X母上所有开关倒至Y母，XX kV X母由运行转热（冷）备用a)取下相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合

b)将XXkVX母上所有运行（热备用）开关倒至Y母运行（热备用），操作运行开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应先合后拉（即先合上Y母侧刀闸，后拉开X母侧刀闸）

c)倒母线完成后，给上相应母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)XX kV X母由运行转热备用 e)（XX kV X母由热备用转冷备用）

7.14.33将XX kV X母由冷（热）备用转运行，XX kV母线倒为标准运行方式 a)（核实）XX kV X母由冷备用转为热备用 b)XX kV X母由热备用转为运行 c)XX kV母线倒为标准运行方式

注：以下7.14.34至7.14.37条适用于双母线且旁路兼母联开关接线方式 7.14.34将XX kV X母上所有开关倒至Y母，XX kV X母及旁母由运行转冷备用a)取下旁路兼母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合

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b)将XXkVX母上所有运行（热备用）开关倒至Y母运行（热备用），操作运行开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应先合后拉（即先合上Y母侧刀闸，后拉开X母侧刀闸）

c)倒母线完成后，给上旁路兼母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)拉开xx兼母联开关热备用 e)将xx兼母联开关由热备用转冷备用 f)拉开旁路母线至X（Y）母间的连接刀闸

7.14.35将XX kV X母及旁母由冷备用转运行，XX kV母线倒为标准运行方式 若xx母线与X母间有连接刀闸，则： a)合上xx母线至X母间的连接刀闸

b)将旁路兼母联开关由冷备用转热备用于Y母 c)按规定调整xx兼母联开关保护 d)将xx兼母联开关由热备用转运行 e)按规定调整xx兼母联开关保护 f)将XX kV母线倒为标准运行方式 若xx母线与Y母间有连接刀闸，则： g)将旁路兼母联开关由冷备用转热备用于Y母 h)按规定调整xx兼母联开关保护 i)合上xx兼母联开关对旁母充电 j)拉开xx兼母联开关

k)合上xx母线至Y母间的连接刀闸

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l)拉开xx兼母联开关xxY母的刀闸 m)合xxxx兼母联开关xxX母的刀闸 n)将xx兼母联开关由热备用转运行 o)按规定调整xx兼母联开关保护 p)将XX kV母线倒为标准运行方式

7.14.36将XX kV X母上所有开关倒至Y母，XX kV X母由运行转冷备用，旁母恢复Y母热备用

a)取下旁路兼母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合

b)将XXkV X母上所有运行（热备用）开关倒至Y母运行（热备用），操作运行开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应先合后拉（即先合上Y母侧刀闸，后拉开X母侧刀闸）

c)给上旁路兼母联开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)拉开xx兼母联开关热备用

若xx母线与X母间有连接刀闸，则： e)拉开xx母线至X母间的连接刀闸 f)按规定调整xx兼母联开关保护 若xx母线与Y母间有连接刀闸，则： g)拉开xx母线至Y母间的连接刀闸 h)拉开xx兼母联开关xxX母的刀闸 i)合xxxx兼母联开关xxY母的刀闸 j)按规定调整xx兼母联开关保护

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7.14.37将XX kV旁母由热备用转运行，X母由冷备用转运行，XX kV母线倒为标准运行方式若旁路母线与X母间有连接刀闸，则：

a)合上xx母线至X母线间的连接刀闸 b)按规定调整xx兼母联开关保护 c)将xx兼母联开关由热备用转运行 d)按规定调整xx兼母联开关保护 e)将XX kV母线倒为标准运行方式 若xx母线与Y母间有连接刀闸，则： f)按规定调整xx兼母联开关保护 g)合上xx兼母联开关对旁母充电 h)拉开xx兼母联开关

i)合上xx母线至Y母线间的连接刀闸 j)拉开xx兼母联开关xxY母的刀闸 k)合xxxx兼母联开关xxX母的刀闸 l)将xx兼母联开关由热备用转运行 m)按规定调整xx兼母联开关保护 n)将XX kV母线倒为标准运行方式

注：以下7.14.38至7.14.39条适用于双母线且母联兼旁路开关接线方式（旁路母线与X母间有连接刀闸）

7.14.38将XX kV X母上所有开关倒至Y母，XX kV母联兼旁路XX开关由作母联运行转作旁路热备用

于Y母

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a)取下母联兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合

b)将XXkVX母上所有运行（热备用）开关倒至Y母运行（热备用），操作运行开关倒母线时，注意开关的母线侧刀闸应先合后拉（即先合上Y母侧刀闸，后拉开X母侧刀闸）

c)给上母联兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)拉开母联兼旁路开关，母线保护相应配合 e)合上xx母线至X母间的连接刀闸 f)按规定调整母联兼xx开关保护

7.14.39将XX kV母联兼旁路XX开关由作旁路热备用转作母联运行，XX kV母线倒为标准运行方式

a)拉开xx母线至X母间的连接刀闸 b)按规定调整母联兼xx开关保护 c)将XX kV X母由热备用转运行 d)将XX kV母线倒为标准运行方式

注：以下7.14.40至7.14.43条适用于单母分段且分段兼旁路开关接线方式 7.14.40用分段XXX刀闸硬联XXkVX、Y母运行，分段兼旁路XX开关由运行转热备用（冷备用）

a)取下分段兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合 b)合上分段XXX刀闸

c)给上分段兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)拉开分段兼旁路开关热备用，母线保护相应配合 e)（将分段兼旁路开关由热备用转冷备用）

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7.14.41将分段兼旁路XX开关由热备用（冷备用）转运行，XX kV母线倒为标准运行方式a)（将分段兼旁路开关由冷备用转热备用）

b)检同期合上分段兼xx开关合环

c)取下分段兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合 d)拉开分段XXX刀闸

e)给上分段兼旁路开关的直流操作保险，母线保护相应配合

7.14.42将XX kV分段兼旁路XX开关由作分段热备用转作旁路热备用于X母 a)拉开分段兼旁路开关至Y母线的XXX刀闸

b)合上与分段兼旁路开关至Y母线刀闸直接相连的旁路刀闸 c)按规定调整分段兼xx开关保护

7.14.43将XX kV分段兼旁路XX开关由作旁路热备用于X母转作母联热备用 a)拉开与分段兼旁路开关至Y母线刀闸直接相连的旁路刀闸 b)合上分段兼旁路开关至Y母线的XXX刀闸 c)按规定调整分段兼xx开关保护

7.14.44将X号主变（高压或中压）侧分接头档位置于X档 7.14.45将X号变压器（主变）由冷备用转热备用 a)合上该变压器的中性点刀闸

b)（核实）按规定将该变压器保护投入运行

c)将该变压器允许带电侧的开关均转为热备用；若该开关与主变间有主变刀闸，则需同时合上该刀闸

7.14.46将X号变压器（主变）由热备用转运行

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a)按要求选择合适的充电侧，合上该侧的变压器开关对变压器充电 b)合上该变压器除有明确要求不能运行的其余侧的热备用开关，有同期装置的应采取检同期方式c)按规定调整变压器（主变）中性点运行方式，变压器（主变）保护相应调整

7.14.47将X号变压器（主变）由运行转热备用 a)合上该变压器中性点刀闸

b)将该变压器各侧运行开关转热备用，一般先停负荷侧开关，再停电源侧开关

7.14.48将X号变压器（主变）由热备用转冷备用 a)将该变压器各侧热备用开关转冷备用

b)若该变压器（主变）还有主变刀闸，则应拉开该主变刀闸，开关状态根据值班调度员要求调整

7.14.49将X号变压器（主变）由冷备用转运行 a)将该变压器由冷备用转热备用 b)将该变压器由热备用转运行

7.14.50将X号变压器（主变）由运行转冷备用 a)将该变压器由运行转热备用 b)将该变压器由热备用转冷备用

7.14.51将500kV X号串补装置由运行转热备用 a)合上500kV X号串补装置旁路开关

7.14.52将500kV X号串补装置由热备用转冷备用 a)合上500kV X号串补装置旁路刀闸

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b)拉开500kV X号串补装置两侧刀闸 c)停用500kV X号串补装置保护

7.14.53将500kV X号串补装置由冷备用转检修 a)合上500kV X号串补装置地刀

7.14.54将500kV X号串补装置由检修转冷备用 a)拉开500kV X号串补装置地刀

7.14.55将500kV X号串补装置由冷备用转热备用 a)启用500kV X号串补装置保护 b)合上500kV X号串补装置两侧刀闸 c)拉开500kV X号串补装置旁路刀闸

7.14.56将500kV X号串补装置由热备用转运行 a)拉开500kV X号串补装置旁路开关

7.14.57将500kV X号串补装置由运行转冷备用 a)将500kV X号串补装置由运行转热备用 b)将500kV X号串补装置由热备用转冷备用 7.14.58将500kV X号串补装置由运行转检修 a)将500kV X号串补装置由运行转热备用 b)将500kV X号串补装置由热备用转冷备用 c)将500kV X号串补装置由冷备用转检修 7.14.59将500kV X号串补装置由热备用转检修 a)将500kV X号串补装置由热备用转冷备用

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b)将500kV X号串补装置由冷备用转检修 7.14.60将500kV X号串补装置由检修转热备用 a)将500kV X号串补装置由检修转冷备用 b)将500kV X号串补装置由冷备用转热备用 7.14.61将500kV X号串补装置由检修转运行 a)将500kV X号串补装置由检修转冷备用 b)将500kV X号串补装置由冷备用转热备用 c)将500kV X号串补装置由热备用转运行 7.14.62将500kV X号串补装置由冷备用转运行 a)将500kV X号串补装置由冷备用转热备用 b)将500kV X号串补装置由热备用转运行 7.14.63装设XX kV XX线线路接地线一组 7.14.拆除XX kV XX线线路接地线一组 7.14.65将XX kV X母PT由运行转冷备用

a)切换母线PT负荷，取下二次保险或拉开二次小开关 b)拉开该母线PT刀闸

7.14.66将XX kV X母PT由冷备用转运行 a)合上该母线PT刀闸

b)投上二次保险或合上二次小开关，切换母线PT负荷 7.14.67启用X机组PSS功能

a)核对该机组PSS参数定值与定值单相符

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b)按规定启用该机组PSS功能 7.14.68停用X机组PSS功能 a)按规定停用该机组PSS功能 7.14.69启用X机组一次调频功能

a)核对该机组一次调频参数定值与定值单相符 b)按规定启用该机组一次调频功能 7.14.70停用X机组一次调频功能 a)按规定停用该机组一次调频功能

7.14.71XX机组（电厂）投入（退出）AGC（远方）控制 a)按规定将该机组（电厂）AGC转为接受（退出）远方控制模式 8继电保护装置操作 8.1继电保护装置的状态

8.1.1运行：是指保护屏直流、交流电源合上、保护装置电源合上、各项功能压板、出口（含远跳）及启动失灵压板按规定合上，跳闸回路、合闸回路沟通（重合闸方式按定值要求投入），装置动作即可跳开相应开关，并且发出信号的工作状态。

8.1.2信号：是指保护屏直流、交流电源合上、保护装置电源合上、各项功能压板按规定合上，出口（含远跳）及启动失灵压板断开，跳合闸回路断开（重合闸方式按定值要求投入），装置动作后相应开关不会跳闸，仅发出信号的工作状态。

8.1.3停运：是指保护屏直流、交流电源断开、保护装置电源断开、出口（含远跳）及启动失灵压板断开，跳合闸回路断开，断开与其它保护及安全自动装置相关的回路。

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8.1.4XX功能停运：是指保护屏直流、交流电源合上、保护装置电源合上、XX功能压板断开，出口（含远跳）及启动失灵压板合上，跳闸回路、合闸回路沟通（重合闸方式按定值要求投入）。根据保护装置原理，XX保护不工作，但装置的其他保护仍可正常工作，即其他保护动作仍可跳开相应开关，并且发出信号的工作状态。

8.1.5XX功能运行：是指保护屏直流、交流电源合上、保护装置电源合上、XX功能压板投入，出口（含远跳）及启动失灵压板合上，跳闸回路、合闸回路沟通（重合闸方式按定值要求投入）。

8.1.6重合闸状态

8.1.6.1重合闸启用：是指按定值单要求将重合闸把手置于正确位置，按现场运行规程断开闭锁重合闸压板，投入重合闸合闸压板。8.1.6.2重合闸停用：是指按定值单要求将重合闸把手置于正确位置，按现场运行规程投入闭锁重合闸和沟通三跳压板，断开重合闸合闸压板。

8.1.6.3重合闸备用（禁用）：是指按定值单要求将重合闸把手置于正确位置，按现场运行规程断开闭锁重合闸和沟通三跳压板，断开重合闸合闸压板。

8.2继电保护装置操作一般规定

8.2.1正常情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投运，投运前应测试纵联保护通道正确。线路两侧后备保护可单独投退。

8.2.2对于接线或角形接线方式，当线路或主变停运、而开关合环运行时，厂站运行值班人员应自行负责投入短引线差动保护或按规定进行保护调整。如主变差动保护回路无工作则可启用主变差动保护作为该短引线的保护，但主变瓦斯保护应退出运行。

8.2.3开关退出运行时，厂站运行值班人员应自行负责退出该开关的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸；开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。

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8.2.4主变充电时，主变保护应按规定投入运行。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV主变压器退出差动保护应经省调分管领导批准）。

8.2.5串补装置本体保护投入（退出）运行时，除应投入（退出）相应本体保护外，厂站运行值班人员还应自行负责投退相关压板，沟通（断开）串补装置本体保护跳线路本侧开关及远跳对侧开关的回路，

以及线路保护至串补装置本体保护的回路。

8.2.6配置有两套微机重合闸的220kV线路，正常运行情况下若只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，则备用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同，仅断开合闸出口压板。当其中一套保护装置屏停运时，厂站运行值班人员应自行负责启用另一套保护装置上的重合闸功能。

8.3继电保护装置常用操作指令

8.3.1测试XX设备（XX开关）XX保护正确

a)对该保护进行带负荷测试，检查电压、电流二次回路极性正确 b)按规定测试该保护通道正常

8.3.2测试XX设备（XX开关）XX保护通道正常 a)按规定测试该保护通道正常

8.3.3启用（停用）XX设备（XX开关）XX远跳保护XX通道 a)按规定将该远跳保护装置通道切换把手置于相应位置 8.3.4启用编号为“XXX”的保护定值单

a)将该保护定值单作为正式保护定值单，并按规定存档 8.3.5作废编号为“XXX”的保护定值单

a)将该保护定值单从正式定值单档案中删除，并按规定纳入作废管理

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8.3.6按（编号为“XXX”的）保护定值单整定XX设备（XX开关）XX保护 a)按该保护定值单逐项输入定值

b)逐项核对保护装置中的运行定值区各项定值与该保护定值单完全一致 8.3.7按（编号为“XXX”的）保护定值单启用XX设备（XX开关）XX保护 a)按该保护定值单逐项输入定值

b)逐项核对保护装置中的运行定值区各项定值与该保护定值单完全一致 c)按规定将该保护投入运行

8.3.8启用XX设备（XX开关）XX保护 a)按规定将该保护投入运行

8.3.9将XX设备（XX开关）XX保护投信号 a)按规定将该保护投信号

8.3.10停用XX设备（XX开关）XX保护 a)按规定将该保护（或功能）停运

8.3.11启用（停用）XX设备（XX开关）XX保护方向元件 a)按规定修改相应控制字，启用（停用）该保护方向元件

8.3.12将XX设备（XX开关）XX保护XX定值（由XX）改为XX（并启用）a)按规定将该保护投入信号

b)将该保护的运行定值区定值（由XX）改为XX c)核对该保护运行定值区定值与调度要求一致

d)若调度指令是启用保护，则按规定将该保护投入运行

注：若备用定值区预先存放有该定值，核对定值正确后按规定切换定值区

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8.3.13将XX设备（XX开关）XX保护（XX）定值恢复为定值单定值（并启用）a)按规定将该保护投入信号

b)将该保护的运行定值区（XX）定值恢复为保护定值单定值 c)核对该保护运行定值区定值与保护定值单一致 d)若调度指令是启用保护，则按规定将该保护投入运行

注：若备用定值区预先存放有该定值，核对定值正确后按规定切换定值区 8.3.14投入（退出）XX设备（XX开关）联跳XX设备XX开关功能 a)按规定投入或退出该联跳功能

8.3.15将XX设备（XX开关）XX保护改跳XX设备XX开关 a)按规定切换该保护跳闸回路

8.3.16启用500kV（220kV)XX故障录波（行波测距）装置 a)按规定将该装置投入运行

8.3.17停用500kV（220kV)XX故障录波（行波测距）装置 a)按规定将该装置退出运行

8.3.18（按保护定值单）启用XX线XX开关重合闸

a)核实已按保护定值单要求将重合闸方式把手置于正确位置 b)核实已按规定断开闭锁重合闸和沟通三跳压板 c)投入重合闸合闸出口压板 8.3.19停用XX线XX开关重合闸

a)核实已按要求将重合闸方式把手置于正确位置

b)核实已按现场运行规程投入闭锁重合闸和沟通三跳压板

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c)退出重合闸合闸出口压板

8.3.20启用XX线XX开关1号（2号）重合闸，2号（1号）重合闸备用 a)核实已按要求将该重合闸方式把手置于正确位置 b)核实已按规定断开闭锁重合闸和沟通三跳压板

c)投入1号（2号）重合闸合闸出口压板，断开2号（1号）重合闸合闸出口压板

8.3.21将XX线XX开关重合闸XX定值（由XX）改为XX并启用 a)按规定将重合闸所在保护装置投入信号

b)将该保护的运行定值区重合闸定值（由XX）改为XX c)核对该保护装置运行定值区定值与调度要求一致 d)按规定将该保护装置投入运行

e)按定值单重合闸投入方式要求将1号、2号重合闸分别投入运行或备用 8.3.22停用XX站XX备用电源自投装置 a)按规定将该备用电源自投装置停运 8.3.23启用XX站XX备用电源自投装置

a)核实并调整备自投装置主供电源，备用电源与当前系统运行方式一致 b)逐项核对备自投装置各项定值与定值单一致 c)按规定将该备用电源自投装置投入运行

8.3.24在XX设备PT与XX设备PT间核相（检查相序、相位正确） 8.3.25检查XX设备XX开关同期回路正确 主题词：电力设备操作规程通知

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抄送：超高压运检公司 xx电力公司总经理工作部

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