1 总则
1.1 为加强和规范电力调度管理，保障电网安全、优质、经济运 行，根据国家有关法律、法规，制定本规程。
1.2 南方电网是指由广东、广西、贵州、云南、海南五省（区） 区域内的发电、输电、变电、配电、用电等一次设备以及为保障 其运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、 电力市场技术支持系统等二次设备构成的统一整体。
1.3 本规程所称电力调度，是指电力调度机构对所辖电网运行进 行的组织、指挥、指导和协调。包括调度、运行方式、继电保护、 电力通信、调度自动化等专业管理工作。
1.4 南方电网实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非 法干预电力调度工作。
1.5 电力调度机构坚持公开、公平、公正调度，接受国家电力监 管机构的依法监管。
1.6 本规程是南方电网调度管理的最高准则。南方电网内各生产 运行单位制定的规程、规定均不得与本规程相抵触。
1.7 本规程 1～4 适用于南方电网各级电力调度机构和所有调度 管理工作。5～20 适用于总调直接进行的调度管理工作，并用于 指导其他调度机构相关工作。规范性附录 B、C 适用于全网。
1.8 与南方电网运行有关的各电力调度机构和发电、 输电、 变电、 用电等单位（包括南方电网区域外接入并接受南方电网相应调度 机构调度的发电厂、变电站）应遵守本规程。非调度系统人员凡 涉及南方电网调度运行有关工作的也应遵守本规程。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。 凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内 2
容）或修订版均不适用于本规程，鼓励使用本规程的相关单位及 个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注明日期的引用 文件，其最新版本适用于本规程。
中华人民共和国电力法
电网调度管理条例
电力监管条例
电网运行准则
3 调度系统及调度管辖范围
3.1 南方电网调度机构分为四级：一级调度为中国南方电网电力 调度通信中心，简称总调；二级调度为省（自治区）级调度机构， 简称中调；三级调度为地区（市、州）级调度机构，简称地调； 四级调度为县级（县级市）调度机构，简称县调。
3.2 调度系统包括各级调度机构和有关运行值班单位。总调直接 调度的设备和与总调有直接调度业务联系的调度机构及运行维 护、值班单位统称为总调直调系统。
3.3 运行值班单位是指发电厂、变电站、大用户配电系统等的运 行值班单位。集控中心（包括流域电厂远程集控中心、变电站集
控中心等）属于发电厂或变电站的异地值班单位，仍属调度系统 的一部分，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。
3.4 总调是南方电网最高调度指挥机构，代表中国南方电网有限 责任公司（简称网公司）在南方电网运行中行使调度权，各级调 度机构以及其他从事电力通信等调度业务的机构，在电力调度业 务活动中是上下级关系，下级机构必须服从上级机构的调度。
3.5 调度机构的设立、变更、撤销需经上一级调度机构同意。
3.6 调度机构的主要任务：
3.6.1 充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电 3
需求。
3.6.2 按照电网运行的客观规律和有关规定，保障电网安全、优 质、经济运行。
3.6.3 遵循节能、环保的原则，优先利用可再生能源和清洁能源 发电，协调流域水库优化调度，充分合理利用一次能源。
3.6.4 按照购售电合同和并网调度协议，维护发电、供电、用电 等各方的合法权益。
3.7 总调负责南方电网调度管理工作和其调管设备的直接调度 工作，主要职责包括：
3.7.1 贯彻执行国家有关法律、法规，按照相关合同、协议及规 程规定，实施公开、公平、公正调度，组织指挥所辖电网的安全、 优质、经济运行。
3.7.2 负责南方电网调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、 电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理工作，根据授权开 展南方电网调度相关专业的技术监督工作。组织制定并监督执行 相应的规章制度，包括各专业管理规定、设备配置选型技术原则 和评价考核标准等。
3.7.3 负责编制和执行南方电网运行方式，协调省（区）电网运 行方式编制。
3.7.4 负责批准调度管辖范围内的设备检修，下达调度管辖范围 内电厂的机组日出力曲线和跨省（区）日送受电曲线，并对执行 情况进行监督、考核，确认计划电量和违约电量。
3.7.5 负责制定南方电网的调频和联络线控制原则，监督各中调 控制跨省（区）联络线潮流，受理中调提出的修改跨省（区）日 送受电曲线和事故支援的申请，指挥和协调南方电网的调频、调 峰及主网的电压调整。
3.7.6 负责指挥调度管辖范围内设备的操作，指挥和协调南方电 网的事故处理，参与事故调查分析。
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3.7.7 负责审核调度管辖范围内新建、改建、扩建设备（简称新 设备）的启动调试方案。配合启动委员会进行新设备启动的调度 指挥。
3.7.8 负责调度管辖范围内水电厂水库发电调度工作，编制水库
运用计划。参与调度管辖范围内水电厂发电与防洪、灌溉、供水 等方面的协调工作。协调主要流域水库优化调度。
3.7.9 负责调度管辖范围内继电保护、安全自动装置、电力通信、 调度自动化、水库调度自动化等二次系统（设备）的调度运行管 理和总调主站端设备的运行维护工作。
3.7.10 负责调度管辖范围内继电保护、 安全自动装置定值的整定 计算。负责主干通信网络的资源管理。负责统一管理南方电网 IP 地址、跨省网载波频率。负责指导调度数据网、调度二次系统的 安全防护工作。
3.7.11 负责调度管辖范围内由设备产权单位提出的二次设备更
新改造方案的技术审查， 提出改善电网安全稳定运行的相关措施。 负责组织编制调度管辖范围内继电保护、安全自动装置、电力通 信、调度自动化等二次系统的反事故技术措施并监督实施。
3.7.12 参与电源规划、接入系统规划、电网规划、有关基建及技 改工程设计的审查工作，参与继电保护、安全自动装置、电力通 信、调度自动化、水库调度自动化等二次系统的规划、设计、选 型及工程验收工作。
3.7.13 参与编制南方电网年度发供电计划和技术经济指标计划， 参与签订调度管辖范围内的电力交易合同，并负责执行本级、监 督考核下级计划执行情况和指标的完成情况。
3.7.14 负责根据调度管辖范围划分原则，确定总调调度管辖范 围，明确调度管辖形式。
3.7.15 负责组织签订调度管辖范围内电厂的并网调度协议。 直接 或授权省公司管理南方电网与其他电网之间的调度业务，签订联 5
网调度协议。
3.7.16 负责南方电网调度运行信息的发布， 指导各中调调度信息 的披露工作。
3.7.17 负责调度管辖范围内运行值班人员和管理人员从事调度 相关业务工作的培训和考核。
3.7.18 行使网公司授予的其他职责。
3.8 中调负责相应省级电网的调度管理工作及其调管设备的直 接调度工作，主要职责包括但不限于：
3.8.1 贯彻执行国家有关法律、法规，按照相关合同、协议及规 程规定，实施公开、公平、公正调度，组织指挥所辖电网的安全、 优质、经济运行。
3.8.2 接受总调的调度指挥和专业管理。
3.8.3 负责所辖电网的电网调度、运行方式、继电保护、安全自 动装置、电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理工作，根 据授权开展所辖电网相关专业的技术监督工作。依据南方电网有 关规程规定，组织制定并监督执行所辖电网相应的规程、规定和 考核标准等。
3.8.4 执行总调下达的南方电网运行方式，编制和执行所辖电网 运行方式，批准调度管辖范围内的设备检修，下达调度管辖范围
内电厂的出力曲线，合理分配地区（市）供电指标，对地调所辖 的发电厂提出运行要求并监督执行。
3.8.5 负责联络线功率控制，执行总调下达的跨省（区）送受电 曲线调整。负责指挥和协调所辖电网的调峰、调频和电压调整。
3.8.6 负责所辖电网的运行、操作和事故处理，参与事故分析， 编制事故处理预案及调度管辖范围内继电保护、安全自动装置、 电力通信、调度自动化等二次系统的反事故技术措施。制定本网 黑启动方案并组织实施。
3.8.7 负责制定或审核调度管辖范围内的新设备启动方案。 6
3.8.8 负责调度管辖范围内水电厂水库发电调度工作，参与协调 水电厂发电与防洪、灌溉、供水等方面的协调工作，协调主要流 域水库优化调度。
3.8.9 负责调度管辖范围内继电保护、安全自动装置定值的整定 计算。
3.8.10 参与编制所辖电网的年度发供电计划和技术经济指标计 划，参与签订与所辖电网有关的电力交易合同，负责执行本级、 监督考核下级计划执行情况和指标的完成情况。
3.8.11 确定中调调度管辖范围， 协调明确下级调度机构的调度管 辖范围划分。
3.8.12 负责组织签订调度管辖范围内发电厂的并网调度协议。
3.8.13 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作。
3.8.14 制定所辖电网事故和超计划用电限电序位表， 经本级人民 政府批准后负责执行，并报总调备案。
3.8.15 负责定期发布本网调度运行信息。
3.8.16 行使省（区）电网公司及总调授予的其他职责。
3.9 地调、县调分别负责相应地区级、县级电网的调度管理工作 及其调管设备的直接调度工作。
3.10 南方电网调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分 离，按有利于电网安全、优质、经济运行，有利于实施西电东送 战略，有利于建立统一规范的电力市场原则进行调度管辖范围划 分。
3.11 调度机构负责确定本级调度管辖设备的范围划分，必要时 协调明确其下级调度机构之间设备的调度管辖范围划分。
3.12 总调调度管辖范围（参见附录 A）按以下具体原则确定：
3.12.1 新接入总调调度管辖范围的电厂和接入 500kV 及以上电 网的抽水蓄能电厂，具体设备主要包括：发电机组及其出口开关、 刀闸，主变、220kV 及以上母线及开关、刀闸设备和 35kV 无功 7
补偿设备，以及相应 CT 变比定值、主变中性点的接地方式。
3.12.2 承担西电东送任务的 500kV 及以上变电站和换流站，西 电东送交流通道之间的 500kV 及以上变电站，与总调调度的换流 站直接联络的 500kV 变电站，跨省（区）交、直流联网输电线路 两侧变电站、换流站，跨区域联网的交、直流输电线路南方电网
一侧变电站、换流站。具体设备主要包括：500kV 母线、全部开 关、刀闸设备、串补设备和 35kV 无功补偿设备，以及相应 CT 变 比定值、主变分接头挡位及调整方式、主变中性点的接地方式； 换流站交流场设备及直流设备。
3.12.3 承担西电东送任务的 500kV 及以上交直流输电线路，西 电东送交流通道之间的 500kV 及以上输电线路，与总调调度的换 流站直接联络的 500kV 输电线路，跨省（区）交、直流联网输电 线路，总调调度电厂的 220kV 及以上出线。
3.13 继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化系统等 二次设备的调度管辖关系原则上随一次设备而定。
4 调度管理规则
4.1 一般规则
4.1.1 各级调度机构应依据上级规程规定，结合本电网实际制定 本级电力调度管理的规程规定，并报上级调度机构备案。设备运 行维护单位应向调度机构上报该级调度机构调度管辖范围内一、 二次设备的现场运行规程。
4.1.2 发电厂、变电站不论所有权、经营权所属，必须服从相应 调度机构的调度管理。
4.1.3 凡需并入南方电网运行的发电厂或电网，在并网前必须签 订购售电合同和并网或联网调度协议，承担电网的调峰、调频、 调压和备用责任，满足并网运行的条件后方可并入南方电网。
4.1.4 并网调度协议由电力调度机构代表电网公司与发电企业签 8
订，联网调度协议由相关调度机构之间签订。
4.1.5 并网或联网调度协议应提前 3 个月协商，最迟于首次并网 前 3 个工作日签订。并网调度协议内容不得违反调度管理的规程 规定。
4.1.6 各级调度机构应编制并下达管辖范围内设备年度、月度检 修计划。年度、月度检修计划是设备运行维护单位安排检修工作 的依据，凡需改变或限制调度机构调管设备运行方式或状态的， 均应向调度机构报送申请，未经批准不得擅自工作。
4.1.7 全网和各省（区）电网的运行备用在正常运行方式、事故 后经调整的运行方式下均应满足要求。
4.1.8 各级调度机构和厂站运行维护单位应保证其所运行维护设 备的图纸、资料齐全，做到图实相符。
4.1.9 厂站运行值班人员负责监视厂站内一、二次设备的运行状 态，及时发现缺陷，并明确其是否可用。
4.1.10 发、输、变电一、二次新设备启动投运全过程应纳入调度 管理。
4.1.11 电网二次系统设备应随一次设备同步设计、同步施工、同 步验收、同步投运。
4.1.12 各级调度机构之间电网信息共享。 下级调度机构应根据上 级调度机构的要求向上级调度机构传送信息。下级调度机构可向 上级调度机构申请获取信息。
4.1.13 各级调度机构应按有关规定定期向调度对象和相关单位 发布本网的调度运行信息，接受调度信息公开对象的信息咨询， 对统计范围内的非涉密确定信息予以答复。
4.1.14 各级调度机构、 厂站运行维护单位应按照国家有关部门和 南方电网有关规定做好二次系统安全防护工作，保证所维护的二 次系统信息安全。设备接入调度数据网必须经过相应调度机构批 准。
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4.1.15 各级调度机构应在保证电网安全的基础上， 按照南方电力 市场运营规则做好电力市场运营相关工作。
4.1.16 总调、中调应建立异地备用的调度室及相应技术支持系 统，地调、县调具备条件的也应建立。在正常调度场所不能使用 的紧急情况下，启用备用调度室，保证调度机构指挥电网运行的 连续性。
4.1.17 在遭受台风、洪水、雨雪、地震、战争等不可抗力，严重 威胁电网安全稳定运行的情况下，调度机构可发布特别调度令， 明令系统进入紧急状态并提出特别措施要求，与南方电网运行相 关的各单位须严格执行。
4.2 调度
4.2.1 调度员在值班期间负责对电网实施监控，是电网运行、操 作和事故处理的指挥员，在调度管辖范围内行使调度指挥权。除 本级调度机构负责人及调度专业负责人外，任何单位和个人不得 直接要求值班调度员发布任何调度指令。
4.2.2 值班调度员必须按照规程规定发布调度指令，并对其发布 调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员必须 执行调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。调度系统值班 人员发布或执行调度指令受法律保护，并承担相应的责任。
4.2.3 调度系统值班人员如认为调度指令不正确，应立即向发布 该调度指令的值班调度员报告。值班调度员坚持执行时，受令的 值班人员应当执行该指令。如执行该指令确将危及人身安全或设 备安全，受令的值班人员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及 改正指令的建议报告发令的值班调度员和本单位主管领导。
4.2.4 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。 10
4.2.5 由调度机构调管的设备，未经相应值班调度员的指令或许 可不得自行操作。厂、站运行值班人员遇有危及人身、设备安全 的紧急情况，可按照现场规程规定先行处理，处理后应立即报告 相应的值班调度员。
4.2.6 进行调度业务联系时应使用规范的调度术语（见附录 C） 、 录音并保留至少 3 个月。设备应冠以电压等级、双重命名（设备 名称及编号） 。
4.2.7 上级调度机构管辖范围内的设备，根据需要可委托下级调 度机构调度管理，委托时应明确委托范围和委托时间，并通知被 委托设备的运行单位值班人员。
4.2.8 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。
4.2.9 操作前，应提前做好事故预想，并注意以下问题：
4.2.9.1 操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化，发电机失 步，操作过电压，设备过负荷，超稳定极限等。
4.2.9.2 操作后继电保护及安全自动装置是否满足要求，变压器 中性点接地方式是否符合规定。
4.2.9.3 许可检修工作开工前应核实地刀、接地线等安全措施已 完成，具备开工条件；恢复送电前应核实地刀、接地线等安全措 施已拆除，具备送电条件。
4.2.10 操作应遵守以下规定：
4.2.10.1 发、受调度操作指令，必须确认发、受令单位，互报姓 名，受令人接令后应将全部指令复诵无误，发令人认可后方可执 行。
4.2.10.2 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。
4.2.10.3 操作过程中若发生异常或故障，厂站运行值班人员应根 11
据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。
4.2.10.4 操作完毕后，受令人应立即向发令人汇报执行情况，不 得延误。受令人汇报后，该项操作方可认为执行完毕。
4.2.11 事故处理基本原则：
4.2.11.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和 设备安全的威胁。
4.2.11.2 用一切可能的办法保持电网稳定运行。
4.2.11.3 调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。
4.2.12 事故处理期间， 调度系统值班人员有权拒绝回答任何与事 故处理无关的询问。
4.2.13 委托操作的设备发生事故或异常， 一般由受委托方值班调 度员负责处理，但发生与委托设备相关的复杂事故（如母线跳闸， 全站失压等） ，由委托方视情况决定是否终止委托关系。
4.2.14 发生威胁电网安全运行的紧急情况时， 值班调度员可以中 止电力市场运营。
4.2.15 必要时， 上级调度机构值班调度员可以越级向下级调度机 构调度对象运行值班人员下达调度指令， 运行值班人员应当执行， 执行后迅速报告调管该设备的调度机构值班调度员。
4.2.16 与调度机构值班调度员进行调度业务联系的调度系统运 行值班人员必须经调度机构培训、考核并取得受令资格。
4.2.17 值班调度员变动， 应在其变动前书面报告上一级调度机构 并通知所辖调度系统的有关单位。
4.2.18 厂站具有受令资格的运行值班人员变动， 须在变动前书面 报告相应调度机构。
4.3 运行方式
4.3.1 各级调度机构应结合电网实际编制运行方式，省级以上调 度机构应编制正常运行方式（年度方式、月度方式、日方式）和 特殊运行方式（迎峰度夏方案及保供电方案） 。
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4.3.2 运行方式是电网运行及考核的依据，各级调度机构及各运 行维护单位应严格执行。
4.3.3 电力系统的无功电源与无功负荷，采用分（电压）层和分 （供电）区基本平衡的原则进行配置和运行。各级调度机构应做好 以下无功电压管理工作：
4.3.3.1 按调度管辖范围分级负责管辖电网电压和无功功率的调 度管理，对网内无功电压水平进行监控；
4.3.3.2 定期对电网无功潮流进行优化计算，合理安排无功出力、 电压曲线，调节主变分接头，投退无功补偿设备；
4.3.3.3 掌握无功补偿设备、主变分接头及无功电压自动控制装 置等设备的运行状况，做好无功电压的统计、分析工作，提出改 善电网电压水平的建议。
4.3.4 设备运行维护单位应按规定向相应调度机构报送设备检修 计划、检修申请，并按调度机构批复的检修工期完成设备的检修 工作。
4.3.5 检修申请应注明检修工作对一、二次设备的影响范围，明 确与系统相关的安全措施。保护、安全自动装置的工作与其他设 备相互影响，特别是在共用电流互感器回路上工作时，须在工作 申请及方案中明确其相互影响的设备及与系统相关的安全措施。
4.3.6 一次设备停电，继电保护装置、安全自动装置可不退出运 行。未经调度批准，不得在继电保护装置、安全自动装置或二次 回路上工作。
4.3.7 电网严禁超稳定极限运行，计划安排和调度控制应留有一 定潮流波动空间。
4.3.8 稳定计算应根据电网特性，开展静态安全分析、静态稳定 计算、暂态稳定计算、动态稳定计算、电压稳定计算、频率稳定 计算。
4.3.9 应通过实测和建模研究，建立适用于稳定计算的元件、控 13
制装置及负荷的详细模型和参数。稳定计算应采用尽可能准确的 模型和参数，以保证仿真计算的准确度。
4.3.10 计算同一类型稳定问题应采用统一的计算程序、稳定判 据、元件及其控制系统的模型和参数、负荷模型和参数、故障切 除时间、安全自动装置动作时间等有关计算条件。
4.3.11 按照“可靠、优化”的原则，确定南方电网安全自动装置 配置方案、控制策略。电网安全自动装置配置、整定实行局部服 从全网、低压电网服从高压电网的原则。
4.3.12 安全控制系统装置必须通过出厂测试、现场调试、挂网试 运行方能正式运行。
4.3.13 各级调度机构负责调度管辖范围内安全自动装置的定值 整定，并对整定正确性负责。安全自动装置的整定需其他调度机 构配合的，应以书面明确，互相备案。
4.3.14 发电厂应按规定进行电力系统稳定器（PSS）现场试验， 并按调度指令投入运行，未经调度同意不得擅自退出。
4.3.15 发电厂应根据系统需要装设安全自动装置。
4.3.16 全网统一的低频减负荷方案由总调组织制定。各省（区） 电网应装设足够切除容量的低频、低压减负荷装置，并报总调备 案。
4.3.17 调度机构应制定电网黑启动方案， 根据电网的实际情况滚 动修订，并进行必要的黑启动试验、演练。被指定为黑启动电源 的电厂应定期进行机组的黑启动试验，以确保黑启动机组能快速 可靠启动。
4.3.18 调度机构负责正常情况下水电厂的水库调度及流域梯级 电站优化调度。水电厂负责电站本身的防洪安全。水电厂防汛限 制水位以上防洪库容的运用，应服从有管辖权的防汛指挥机构的 指挥。
4.3.19 流域电厂远程集控中心可在调度机构的指导下开展水情 14
信息收集、处理和来水预报，并向调度机构提出梯级水电厂水库 运用建议。其控制电厂（机组）的范围和管理模式须经调度机构 批准。
4.3.20 调度机构应在保证电网安全的前提下，统筹协调发电、防 洪和水库其他综合利用的关系，做好流域梯级电站、流域间以及 水火电联合优化调度，实现资源优化配置。
4.3.21 同一流域梯级电站的不同调度机构应加强沟通和协调。 上 级调度机构应组织下级调度机构和有关水电厂做好流域梯级优化 调度。
4.3.22 水电厂应建立水情自动测报系统， 并接入调度机构水库调 度自动化系统。各中调应建立水库调度自动化系统，并接入总调 水库调度自动化系统。
4.4 继电保护
4.4.1 继电保护的整定计算应以保证电网的安全稳定运行为目 标，执行局部服从整体、下一级电网服从上一级电网的原则。
4.4.2 调度机构之间应以书面形式提供所需的整定分界点的设备 参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等。对于线路两侧 由不同调度机构整定的应互换定值单备案。新设备投产影响对方 的应提前 1 个月通知受影响方。
4.4.3 电厂应根据调度机构提供的资料按要求对电厂整定的保护 进行校核，并将校核情况及时反馈给相关调度机构，同时将相关 保护定值报调度机构备案。
4.4.4 厂站自行整定的保护定值应满足调度机构的定值配合要
求。
4.4.5 各运行维护单位必须严格执行调度机构下发的定值单。
4.4.6 调度机构负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方 式。
4.4.7 继电保护装置应按规定投运， 任何设备不允许无保护运行， 15
500kV 设备不允许无主保护运行。
4.4.8 调度机构应对调度管辖范围内的 220kV 及以上线路保护、 辅助保护、保护通道、安全自动装置统一命名，运行维护单位应 将命名在装置上标识。
4.4.9 调度机构应对微机型继电保护装置的软件版本进行统一管 理并制定软件版本管理规定。
4.5 电力通信
4.5.1 南方电网电力通信包括传输系统、数据通信系统、语音交 换系统、卫星通信系统、电视电话会议系统、通信电源及相应的 辅助系统，同时包括对通信网运行起支撑作用的通信管理网、数 字同步网、网络安全系统等。
4.5.2 南方电网电力通信网应满足电力业务需求。通信网的资源 调配和运行管理实行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干 线的原则。
4.5.3 南方电网通信网实行统一规划、分级建设、网络互联、资 源共享的原则。
4.5.4 南方电网电力通信网络分为主干通信网络、省通信网络、 地区通信网络三层。主干通信网络由连接南方电网公司总部至各 分、子公司、总调直接调度的厂站，并由总调通信网管直接管理 的通信网络，以及南方电网公司与国家电网公司及其他电网互联 的通信网络组成。省通信网络由各省公司至所辖地区供电局以及 中调直接调度的厂站，并由省级通信机构通信网管直接管理的通 信网络组成。地区通信网络是指地区供电局至所辖范围内的县调 以及地调直接调度的厂站，并由地级通信机构通信网管直接管理 的通信网络组成。
4.5.5 南方电网通信电路分三级管理：一级通信电路是指南网公 司总部、总调使用的通信电路，由总调负责管理；二级通信电路 是指各分、子公司本部、中调使用的通信电路，由各分、子公司 16
的通信专业管理部门负责管理； 三级通信电路是指地区供电局 （超 高压局）使用的通信电路，由地区供电局（超高压局）的通信专 业管理部门负责管理。
4.5.6 南方电网设网、省、地三级通信调度，下级通信调度必须 服从上级通信调度指挥。
4.5.7 在光纤环网上新建、扩建、改造时，必须与现有运行通信 网络实现互联互通，纳入现有网管系统统一管理，保证通信网络 功能的完整性。
4.6 调度自动化
4.6.1 调度自动化设备包括主站端（调度端）自动化设备和厂站 端自动化设备，主站端和厂站端自动化设备经通信通道连接形成 调度自动化系统。
4.6.2 调度自动化系统的结构和性能应满足连续运行的可用性要 求，主要设备应采用冗余配置。总调及中调的调度自动化系统应 具备数据采集与监控（SCADA） 、自动发电控制（AGC）和电力 系统在线分析应用（PAS）等功能，按照统一标准进行信息交互 和协调控制。
4.6.3 各级调度自动化系统的信息应满足调度的运行监视、控制 和分析计算需要，其范围应覆盖本调度机构的调度管辖范围，调 管范围内的实时信息一般应直采直送。总调调度自动化系统直接 采集的实时信息范围应覆盖全网所有 500kV 厂站。
4.6.4 调度自动化设备的运行维护责任按属地化原则划分：调度 机构负责调度自动化系统主站端设备的运行维护；厂站运行维护 单位负责调度自动化系统厂站端设备的运行维护。
4.6.5 涉及多个调度机构的调度自动化厂站端设备，由相关的最 高一级调度机构调管。
4.6.6 对于影响调度自动化系统测量、控制功能的调度自动化设 备检修，主站端和厂站端均应采取措施，防止误调、误控。 17
4.7 调度纪律
下列违反调度纪律行为，由调度机构视情节按有关规定、协 议进行处理。
4.7.1 不执行或无故拖延执行调度指令；
4.7.2 擅自越权改变设备状态、参数、控制模式、负载等运行工 况；
4.7.3 电厂执行日发电计划曲线偏差超过±3%持续 15min（不含 一次调频、AGC 的自动调节） ；
4.7.4 省间联络线功率与系统频率偏差控制指标 10min CPS1 连 续 3 次低于 100%，且在此 30min 内持续 20min 电力偏差超过计 划 100MW；
4.7.5 未如实汇报调度指令执行情况并造成后果；
4.7.6 未如实反映设备、电网运行情况或未准确传送设备、电网 实时信息并造成后果；
4.7.7 未按时或错误汇报继电保护、安全自动装置动作情况，延 误事故处理并造成后果；
4.7.8 未事先向调度汇报，将运行中的电力通信、调度自动化设 备退出运行并造成后果；
4.7.9 继电保护、安全自动装置的定值不按调度机构要求整定；
4.7.10 不执行电力通信网络资源、IP 地址分配及电路的开通；
4.7.11 调度机构认定的其他违规行为。
5 运行方式管理
5.1 总调根据直调系统和各中调报送的省（区）电网情况编制南 方电网运行方式；各中调应按照总调对网间送受电、设备检修及
备用安排等要求，结合本省（区）电网实际编制省（区）电网运 行方式，其内容不应与南方电网运行方式相抵触。
5.2 年度方式
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5.2.1 年度方式编制的依据是：次年基建、技改计划投产项目、 投产时间、设备参数、发输变电设备检修计划、电力电量预测、 公司下达的年度网间交易和直调电厂发电计划、购售电合同，以 及政府节能环保发电排序。
5.2.2 公司及相关分、子公司计划、生技、基建、营销（交易） 部门及直调厂、站运行维护单位应根据总调要求，于每年 9 月底 前提供次年本网有关年度方式编制所需资料。
5.2.3 10 月总调与各中调交换年度方式编制的有关资料， 11 月组 织年度方式编制协调会，12 月完成南方电网及各省（区）电网年 度方式的编制工作。
5.3 月度方式
5.3.1 月度方式编制的依据是：年度方式、公司下达的月度网间 交易和直调电厂发电计划、电网运行的实际情况，以及政府节能 环保发电排序。
5.3.2 公司市场交易部门应提前 5 个工作日下达月度网间交易计 划。
5.3.3 各中调应提前 5 个工作日向总调提供月度电网稳定计算数 据，提前 3 个工作日提供月度负荷预测、机组和输变电设备检修、 新设备投产、发电计划、主要水电厂水库运行计划、燃料供应情 况和电力平衡等月度方式编制资料。
5.3.4 总调应提前 1 个工作日完成南方电网月度方式的编制，并 下发执行；各中调应提前 1 个工作日完成省（区）电网月度方式 的编制，下发执行并同时报总调备案。
5.4 日方式
5.4.1 日方式编制依据是：月度方式及电网运行实际情况，以及 政府节能环保发电排序。
5.4.2 日计划编制应首先确定网间送受电计划及总调直调电厂的 发电计划，再安排各省（区）内电厂的发电计划。
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5.4.3 正常情况下，总调应于 14 时前将次日（包括节假日期间及 节假日后一工作日，下同）网间送受电计划及总调直调电厂发电 计划下达有关中调，17 时 30 分前完成南方电网日方式的编制， 并下发执行。
5.4.4 各中调在收到网间送受电计划后编制本省（区）电网日方
式， 并于 17 时前向总调报送编制南方电网日方式所需的各省 （区） 电网日方式有关内容，17 时 30 分前完成省（区）电网日方式的 编制，下发执行并同时报总调备案。
5.4.5 总调值班调度员可根据电网实际运行情况对日方式进行调 整，并做好记录。
5.4.6 各中调值班调度员如需临时调整总调日方式安排，应向总
调值班调度员提出申请，经总调值班调度员同意后执行。
5.5 迎峰度夏调度运行方案和保供电方案
5.5.1 各中调应在 4 月底前向总调报送省（区）电网迎峰度夏的 有关资料；总调和各中调在每年 5 月底前完成本年度迎峰度夏调 度运行方案的编制工作。在迎峰度夏调度运行方案中应重点做好
电力电量平衡及事故处理预案， 并提出保证电网安全度夏的措施。
5.5.2 总调和各中调应根据保供电要求，编制保供电方案。各中 调应提前 3 个工作日向总调报送省（区）电网有关资料；总调和 各中调应提前 1 个工作日完成保供电方案的编制，并下发执行。
5.5.3 各中调的迎峰度夏调度运行方案和保供电方案应在下发同 时报总调备案。
6 频率及省（区）间联络线管理
6.1 南方电网频率标准为 50Hz， 正常运行频率偏差不得超过 ±0.2Hz。电网运行容量小于 3000MW 时，频率运行偏差正常不 得超过±0.5Hz。
6.2 总调直调系统、省（区）电网的调频模式由总调根据电网运 20
行需要指定，各区域的频率偏差系数由总调根据各区域的一次调 频投入情况、负荷调节特性等制定。
6.3 系统频率出现异常时，各中调必须无条件服从总调指挥，执 行总调指令，以尽快恢复系统正常频率并确保省（区）间联络线 不超稳定极限运行。总调值班调度员可以采取的措施应包括但不 限于：
6.3.1 总调直调电厂立即调出备用容量或减少发电机出力（包括 停机） ，恢复频率在正常范围内。
6.3.2 要求造成频率异常的责任网立即调出备用容量或减少发电 机出力（包括停机） ，恢复频率在正常范围内。
6.3.3 要求非责任网调出备用容量或减少发电机出力进行支援。
6.3.4 要求责任网 10min 内完成限制负荷措施恢复电网频率在正 常范围之内。
6.3.5 非责任网支援时间为 30min，超过 25 min 后，若有需要， 责任方应提出申请，总调协调修改送受电计划。
6.4 省（区）间联络线功率与系统频率偏差控制和考核采用 CPS 标准，具体控制和考核标准由总调制定，中调据此确定本省（区） 电网 AGC 的控制策略。
6.5 除总调另有要求外，总调直调电厂均应自行按照总调下达的 日发电计划曲线（包括总调调度员临时修改发电计划曲线）调整 机组出力，但机组启停（包括解并列）必须得到总调值班调度员 的许可。
6.6 AGC 调整必须满足电网安全约束，不得导致省（区）间联 络线潮流越稳定极限。
7 无功电压管理
7.1 总调直调系统无功和电压调度管理包括：
7.1.1 确定直调系统电压监视点及考核点，审核各中调调度管辖
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范围内电压监视点及考核点设置。
7.1.2 分析直调系统无功平衡情况，确定电压调整方案。
7.1.3 下达直调厂站月度无功或电压控制曲线。
7.1.4 下达直调变电站变压器分接头位置定值。
7.1.5 指挥直调发电厂的无功出力调整。
7.1.6 指挥直调变电站无功补偿装置的投退。
7.1.7 统计考核直调系统电压合格率。
7.1.8 组织各中调开展南方电网的无功平衡及电压调整分析，提 出改进措施。
7.1.9 指导各中调做好省（区）电网的无功和电压管理。
7.2 直调系统电压调整的主要手段：
7.2.1 调整发电机无功出力，投切电容器、电抗器、换流站交流 滤波器等无功补偿设备。
7.2.2 调整交直流系统潮流分布、直流及串补的运行方式。
7.2.3 调整主变分接头位置。
7.2.4 调整系统接线方式。
7.2.5 调整系统送受电计划。
7.3 当省（区）电网无功和电压超出规定范围时，中调应首先调 用管辖范围内的调压能力，并会同下一级调度进行调整，调整后 电压仍超出合格范围时，可申请总调协助调整。
7.4 直调发电厂无功电压调整：
7.4.1 发电厂应充分利用发电机的无功调节能力，控制电压在规 定范围内。
7.4.2 直调发电厂运行值班人员根据总调下达的无功或电压控制 曲线，监视本厂无功和电压的实时状况，当无功或电压超过规定 范围时，应立即调整机组无功出力，控制电压在规定范围内，如 本厂已无调整能力，应立即汇报总调值班调度员。
7.5 直调变电站无功电压调整：
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7.5.1 直调变电站运行值班人员根据总调下达的电压控制曲线， 监视本站电压实时状况，当电压超过规定范围时，应立即投切低 压无功设备，控制电压在规定范围内，如本站已无调整能力，应 立即汇报总调值班调度员。
7.5.2 变电站电压调整应兼顾站内各个电压等级，若无法兼顾， 应优先满足高电压等级要求，并及时汇报总调及相关中调值班调 度员。
8 运行操作管理
8.1 解并列操作
8.1.1 系统并列操作条件：
（1）相序一致，相位相同。
（2）频率相等，频率偏差不大于 0.2Hz。
（3）电压偏差尽量小。允许电压偏差 500kV 不超过 10%， 220kV 不超过 20%。
8.1.2 严禁非同期并列。
8.1.3 系统解列操作：两系统解列前，应先调整解列点的潮流， 使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个系统的频 率、电压变动在允许范围内。
8.2 解合环操作
8.2.1 必须确保相序相位正确才能合环。
8.2.2 解、合环操作必须确保解、合环后潮流不超过稳定极限、 设备不过负荷、电压在正常范围内，不引起继电保护和安全自动 装置误动。
8.2.3 环状系统合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合 环。
8.2.4 合环时电压差 500kV 一般不应超过额定电压 10%，220V 不应超过额定电压 20%。500kV 系统合环一般应检同期合环，有 23
困难时应启用合环开关的同期装置检查相角差。合环时相角差 500kV 一般不应超过 20° ，220kV 一般不应超过 25° 。
8.3 线路操作
8.3.1 新建、改建或检修后相位有可能变动的线路在送电前必须 进行核相。
8.3.2 线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末 端电压的影响，防止设备过电压。
8.3.3 线路充电应优先选择短路容量大的一侧为充电端，优先选 择带有并联电抗器侧为充电的对端。
8.3.4 装有并联电抗器的线路送电时，不允许该线路无电抗器送 电。如电网需要线路不带高抗充电或运行，应有计算分析或试验 依据并经总调主管领导批准。
8.3.5 双回线或环网中一条线路停电时，应避免运行线路过载。
8.3.6 未经试验的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行合 闸充电或用长线带空载变压器运行。
8.3.7 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。 送电操作按与上述相反的顺序进行。
8.3.8 线路各侧有明显的断开点后，才允许合上线路地刀和挂接 地线。上述操作完毕后，值班调度员方能许可开工。
8.3.9 线路送电时，必须在所有工作票都已完工、工作人员已全 部撤离线路、临时接地线等安全措施都已全部拆除后，方可拉开 地刀，恢复送电。
8.4 变压器操作
8.4.1 变压器并列运行的条件：
（1）电压比相等。
（2）短路电压相等。
（3）接线组别相同。
当电压比和短路电压不符合要求时，必须经过计算，在任何 24
一台变压器都不会过负荷时，才允许并列运行。接线组别不相同
时，严禁并列运行。
8.4.2 变压器投入运行时，应先合电源侧（或高压侧）开关，后 合负荷侧（或低压侧）开关。停运时操作顺序相反。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。
8.4.3 变压器中性点接地方式的调整，由厂站值班员提出申请， 经值班调度员许可后操作。
8.5 母线操作
8.5.1 进行母线操作时应注意对母差保护、仪表及计量装置的影 响。
8.5.2 设备或线路倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的 合理性。
8.5.3 运行中进行双母线倒闸操作，现场应先将母联开关操作电 源切除。
8.6 开关操作
8.6.1 开关可以切、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断 容量以内的故障电流。
8.6.2 用旁路开关代供线路时，应先考虑方式改变后的继电保护 是否满足要求。
8.7 刀闸操作
8.7.1 严禁用刀闸拉合带负荷的线路及设备，严禁用刀闸拉合 220kV 及以上空载线路。
8.7.2 允许用刀闸进行下列操作：
（1）拉合空载短引线。
（2）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。
（3）无接地故障时，拉、合变压器中性点地刀。
（4）220kV 及以下电压等级倒母线操作。
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（5）经设备运行维护单位确认，拉、合 220kV 及以下电压等 级空载母线。
（6）拉合 220kV 及以下电压等级无阻抗的环路电流。
（7）经设备运行维护单位确认，拉合 500kV 无阻抗的环路电 流。
8.8 零起升压
8.8.1 零起升压所用发电机应有足够容量， 对长线路零起升压时， 应避免发电机产生自励磁和设备过电压。
8.8.2 零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调 节装置以及发电机失磁保护、 线路开关的自动重合闸等均应停用， 被升压的所有设备均应有完善的继电保护。
8.8.3 零起升压所用发电机升压变压器及被升压变压器，其中性 点必须直接接地。
8.9 AGC 操作
8.9.1 电厂 AGC 功能的投、退应按调度指令执行。紧急情况下， 电厂可根据现场规程规定退出并立即报告值班调度员。
8.9.2 AGC 机组调节容量、调节死区、调节速率等影响 AGC 调 节性能的参数由调度机构根据试验结果下达， 电厂不得擅自更改。 9 事故处理
9.1 线路事故
9.1.1 线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，现场应在 事故后 3min 内向总调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳 闸设备等事故概况。事故后 15min 内，应将一次设备检查情况、 保护及安全自动装置动作情况等内容汇报总调值班调度员。
9.1.2 总调值班调度员根据现场汇报情况，满足以下要求后，可 进行一次强送。如强送不成功，需请示总调生产主管领导同意后， 方可再次进行强送。在强送时应考虑：
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9.1.2.1 正确选取强送端，远离重要线路及发电厂母线和系统中 枢变电站、换流站母线，并尽量远离故障点。
9.1.2.2 故障线路开关等站内设备外观检查完好，线路有完备的 主保护。
9.1.2.3 调整有关线路的潮流及母线电压在允许值规定的范围以 内。
9.1.2.4 强送开关连接母线必须接入中性点直接接地系统。
9.1.3 下列情况，不允许强送：
9.1.3.1 强送开关不完好。
9.1.3.2 线路跳闸伴有明显的故障特征，如厂站内有火光、爆炸 声，系统振荡现象等。
9.1.3.3 凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均不 得立即强送。
9.1.3.4 线路保护与该线路高抗保护同时动作。
9.1.3.5 线路发生相间故障，且对系统有较大的冲击。
9.1.4 线路跳闸，无论恢复送电与否，调度员均应及时通知相关 单位巡线，发布巡线指令时应说明故障信息、测距结果及线路是 否带电。巡线单位应及时将巡线结果报告值班调度员。若因为双 侧电源线路单侧跳闸或保护误动等原因，确认跳闸线路无故障点 时可不通知巡线。
9.1.5 联络线过负荷，值班调度员应下令：
9.1.5.1 受端系统的发电厂迅速增加有功出力，快速启动受端水 电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行及切除抽水 蓄能电厂的水泵。
9.1.5.2 送端系统的发电厂快速降低有功出力。
9.1.5.3 有功出力调整后仍不能满足要求时，应立即要求受端系 统采取限负荷措施，消除联络线过负荷。
9.1.5.4 必要时，值班调度员可改变系统接线方式，使潮流强迫 27
再分配。
9.1.5.5 若发生联络线超稳定极限运行，值班调度员应在 15min 内将联络线潮流降至稳定极限内，必要时可采取解列机组或限制
负荷等特殊措施。
9.1.6 恶劣天气引起线路跳闸事故处理：
9.1.6.1 恶劣天气引起线路大面积跳闸后，值班调度员应密切监 控联络线潮流，保证留有较大裕度，并加强电压监控。
9.1.6.2 恶劣天气引起两条及以上 500kV 线路跳闸，若厂站值班 人员无法到户外检查且一次设备无明显声、光异常时，可对线路 进行一次强送。如在跳闸线路中包含同一断面的两条及以上线路 时，应尽快强送该送电断面跳闸线路，防止该断面相继发生其他 线路故障引起电网稳定破坏。强送后应及时分析保护动作情况。
9.1.7 线路大面积污闪事故处理：
9.1.7.1 线路发生污闪故障后，值班调度员应及时收集线路保护 动作情况和故障测距情况，并尽快通知相关单位巡线。
9.1.7.2 线路发生大面积污闪时，值班调度员应降低线路潮流， 保证相关通道留有较高裕度。
9.1.7.3 线路发生大面积污闪后，如同时停运发生污闪线路会对 电网稳定运行构成严重威胁时，值班调度员应尽量避免同时停运 发生污闪线路。如线路维护单位在被明确告知需尽量保持发生污 闪线路运行后仍坚持申请紧急停运，值班调度员可先将相关线路 转热备用，再选择合适时机转检修处理。
9.1.7.4 大面积污闪时如发生污闪线路跳闸，在对厂站内一次设 备和保护动作情况进行检查分析后，可对该污闪线路进行强送。 强送不成功线路保持热备用状态，根据系统运行要求及天气变化 情况选择合适时机再次强送或转检修处理。
9.1.7.5 发生污闪线路转检修后，原则上安排白天抢修。晚峰前 终止工作，恢复线路至热备用状态。
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9.2 发电机事故
9.2.1 发电机跳闸，发电厂值班人员应立即汇报总调值班调度员 并按现场规程进行处理。
9.2.2 发电机跳闸，现场应尽快检查跳闸机组一、二次设备并报 总调值班调度员跳闸机组是否可以恢复运行，总调值班调度员根 据现场汇报情况以及系统运行要求确定机组是否并网。
9.2.3 系统不允许发电机组无励磁运行。
9.2.4 发电机失步，发电厂值班人员应立即汇报调度并按现场规 程进行处理，若需要解列机组必须征得总调值班调度员的同意， 总调值班调度员亦可根据系统运行情况直接下令机组解列。
9.3 变压器事故
9.3.1 变压器跳闸时，应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸 当时的外部现象（变压器过负荷、邻近设备故障等）判断故障原 因，并进行处理：
9.3.1.1 若差动和重瓦斯保护全部动作或仅重瓦斯保护动作，未 查明原因和消除故障前不得送电。
9.3.1.2 差动保护动作跳闸，在检查变压器外部和差动范围一次 设备无明显故障，检查瓦斯气体及故障录波器动作情况，证明变
压器内部无明显故障，经设备运行维护单位主管领导同意后可试 送，有条件时也可进行零起升压。
9.3.1.3 仅后备保护动作，检查主变外观无异常且外部故障消除 或隔离后可下令试送。或内部无明显故障，经设备运行维护单位 主管领导同意后可试送。有条件时也可进行零起升压。
9.3.1.4 变压器本体等其他保护动作但原因不明，经检查变压器 本体和故障录波情况，证明变压器内部无明显故障，经设备运行 维护单位主管领导同意后可试送，有条件时也可进行零起升压。
9.3.2 变压器过负荷时，调度应在现场规程规定允许的过负荷时 间内降低负荷，方法包括：
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（1）投入备用变压器。
（2）受端加出力。
（3）改变系统接线方式。
（4）按规定的顺序限制负荷。
9.4 母线事故
9.4.1 当厂、站母线失压时，厂、站值班员应立即汇报值班调度 员并不待调度指令立即断开失压母线上全部开关，同时设法恢复 受影响的厂用电、站用电。
9.4.2 在现场断开失压母线上全部开关后，根据母线失压的不同 原因，值班调度员按下列原则处理：
9.4.2.1 母差保护动作：迅速根据一、二次设备动作和检查情况 查找故障点并隔离后，确认失压母线上全部开关已断开，可对失 压母线进行一次试送，并注意：
（1）有条件时，应利用机组对母线零起升压。
（2）若试送，应尽可能利用外来电源，外来电源必须能够快 速切除试送母线故障。
（3）若使用母联开关试送，母联开关必须具有完善的充电保 护。
（4）需要将失压母线设备倒换至正常母线运行的，首先拉开 失压母线侧所有刀闸，同时为防止将故障点带至运行母线，应使 用外来电源对设备开关与母线侧刀闸之间的人字引线试送确认该 部位无故障。
（5）GIS 母线故障后失压，需要现场进行有关试验后，由现 场确认能否试送。
9.4.2.2 母差保护未动作，失压母线上开关未跳闸：检查一、二 次设备无异常并确认失压母线上全部开关已断开后，可对失压母 线进行一次试送。
9.4.2.3 开关失灵保护动作：迅速将故障开关隔离，然后恢复母 30
线运行。
9.4.3 多电源联系的厂、站母线失压时，注意防止非同期合闸。
9.5 开关事故
9.5.1 发电厂、变电站值班人员发现运行中（或送电中）的开关
非全相运行时：若两相断开应立即断开该开关；若一相断开应立 即合上该开关。当合闸仍不能恢复全相运行时，应立即断开该开 关。操作后应立即报告值班调度员。
9.5.2 3/2 开关接线方式下，当发现某一开关泄压，但压力未降到 分合闸闭锁，现场采取措施后开关压力仍无法恢复正常时，应向 调度申请隔离。根据不同情况，及时处理：
9.5.2.1 两串及以上合环运行时，立即断开泄压开关。
9.5.2.2 母线开环运行时，在调整系统方式及潮流后，断开泄压 开关，有关线路（或变压器、母线）停电或系统解列运行。
9.5.3 3/2 开关接线方式下，若某一边开关因故不能分闸时，可考 虑采用将故障开关各侧设备停电，再无压拉开故障开关两侧刀闸 的办法将故障开关隔离。若故障开关连接设备不能停电，可参照
9.5.4执行。
9.5.4 3/2 开关接线方式下，若某一中开关因故不能分闸，若母线 有两个及以上完整串运行，可以采用远方操作拉开故障开关两侧 刀闸的办法将故障开关隔离，但操作时应注意：
9.5.4.1 只能使用故障开关两侧刀闸拉开无阻抗的环路电流。
9.5.4.2 两个完整串运行时，用刀闸解环前，将该两串上所有开 关的直流操作电源停用，解环后迅速恢复所有开关的直流操作电 源。
9.5.4.3 三个及以上完整串运行时，用刀闸解环前，将故障开关 所在串的所有开关直流操作电源停用，解环后，迅速恢复该串其 他开关的直流操作电源。
9.5.5 双母线接线方式下，某一出线元件开关因故不能分闸，可 31
采用倒母线方式将故障开关单独连接在某条母线上，然后断开母 联开关，将故障开关停电隔离。故障开关停电隔离后，应尽快恢 复双母线正常运行方式。
9.5.6 双母线接线方式下，母联开关因故不能分闸，可首先倒空 一条母线，再拉开母联开关两侧刀闸。
9.6 高抗事故
9.6.1 500kV 线路高抗保护动作跳闸，在未查明原因并消除故障 前，不得对高抗强送。
9.6.2 500kV 线路高抗保护动作跳闸，经检查高抗本体并分析故 障录波，判断内部无明显故障时，经设备运行维护单位主管领导 同意后可对高抗试送。若是由于保护误动跳闸，试送前应将误动 保护退出。
9.6.3 500kV 线路若线路保护和高抗保护同时动作跳闸，应按高 抗事故进行处理。
9.7 系统振荡
9.7.1 系统振荡的现象：振荡时发电机电流、功率及连结失去同 步的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流、功率明显周期性 地大幅摆动，同时，系统中各点电压发生波动，振荡中心电压波 动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机（调相机）发出
有节奏的嗡嗡声响，在失去同步的受端系统中，频率下降，在送 端的系统频率则升高。厂站值班员如发现上述现象，应立即汇报 值班调度员。
9.7.2 系统振荡的主要原因有：
9.7.2.1 电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当 送电电力超过规定时，引起静态稳定破坏而失去同步。
9.7.2.2 系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的位置发 生短路时，引起动态稳定破坏而失去同步。
9.7.2.3 环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联 32
系阻抗突然增大，引起动态稳定破坏而失去同步。
9.7.2.4 大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系
统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。
9.7.2.5 交直流并联运行方式下，高压直流系统闭锁，发生大功 率转移，使交流联络线潮流增大，系统电压严重下降，引起系统 稳定破坏。
9.7.3 消除振荡的措施：
9.7.3.1 发电厂、变电站应迅速采取措施提高系统电压并不得超 过最高允许值。
9.7.3.2 频率升高的电厂，迅速减少有功出力，直至振荡消失， 但频率不得低于 49.50Hz。
9.7.3.3 频率降低的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力 增加有功出力，直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时， 频率降低电网值班调度员可以下令受端切除部分负荷。
9.7.3.4 频率升高或降低的电厂都要按发电机事故过负荷规定， 最大限度地提高励磁电流。
9.7.3.5 在系统振荡时，除现场规程有规定外，发电厂值班人员 不得解列任何机组。
9.7.3.6 若由于机组原因引起系统振荡时，应立即将该机组解列。
9.7.3.7 环状系统（或并列双回路）解环操作而引起振荡时，应 立即经同期合环。
9.7.3.8 增加高压直流输电系统输送功率，降低交流联络线潮流。
9.7.3.9 如按上述原则处理仍无法消除振荡，值班调度员有权根 据振荡现象，采用手动切除设备、负荷或解列系统的方式进行处 理。
9.8 联络中断应急处理
9.8.1 当出现总调与调度对象电话、远动信息中断或者总调调度 室不可用等情况时，视为总调与调度对象联络中断，按以下原则 33
及总调相关事故处理预案处理。
9.8.1.1 总调值班调度员立即通知相关专业人员进行处理，并尽 可能采取措施与调度对象取得联系或了解运行信息。
9.8.1.2 总调值班调度员可视电网运行情况将总调调管设备临时 委托相关中调进行调度管理。
9.8.1.3 相关中调应尽可能采取措施与总调值班调度员取得联 系，同时加强监视省间送受电断面潮流，不得越限运行。有异常 情况应及时汇报总调或采取措施确保电网安全运行，与总调失去 联络期间省间送受电计划原则上不得增加。
9.8.1.4 厂站应尽可能采取措施与总调值班调度员取得联系，并 按计划调整出力或电压。
9.8.1.5 在与总调的联络未恢复之前，暂停执行一切试验、检修、 操作等有可能改变电网结构的工作（按现场规程规定允许的应急 或事故处理除外） ，尚未执行的暂缓执行，已经开始执行的立即暂 停。
9.8.2 总调与调度对象联络恢复后，相关调度对象应将联络中断 期间电网或设备重大运行、故障信息立即汇报总调值班调度员。 并按总调指令逐步恢复正常调度业务。
9.9 继电保护跳闸信息汇报
总调直调各厂站应按规定的内容、格式要求（见附录 D）进
行继电保护跳闸信息汇报， 确保继电保护跳闸信息汇报的准确性、 及时性。
10 稳定管理
10.1 稳定计算管理
10.1.1 中调负责本省 （区） 电网安全稳定分析数据的收集和管理， 并按要求及时报送总调。总调负责汇总各省（区）电网及直调系
统的安全稳定计算数据， 形成全网安全稳定分析计算用基础数据。 34
10.1.2 总调负责组织南方电网稳定运行分析， 提出保障系统安全 稳定的措施和建议。
10.1.3 总调负责与其他区域电网联网的 500kV 系统稳定分析计 算，会同有关调度机构，共同制定安全稳定控制措施及运行控制 要求。
10.1.4 总调负责直调系统正常方式、 检修方式和影响直调系统的 省（区）电网检修方式的稳定分析计算，制定直调系统稳定运行 控制要求及事故处理预案。中调负责本省（区）电网正常方式、 检修方式和影响本省（区）电网的总调直调系统及其他电网检修 方式的稳定分析计算，制定本省（区）稳定运行控制要求及事故 处理预案。
10.1.5 总调负责组织直调系统及跨省区电网的事故或异常的稳 定分析，各中调应配合总调做好相关稳定分析工作。
10.2 稳定运行管理
10.2.1 总调制定的直调系统稳定措施以及要求各省（区）网内采 取的稳定措施，由相关分、子公司和发电企业组织实施。
10.2.2 中调制定的本省（区）电网的稳定措施应报总调备案，其 中涉及总调直调系统的需事先经总调批准。稳定措施由省（区） 电网公司和发电企业组织实施。
10.2.3 总调直调厂站的安全自动装置、 发电机励磁系统的自动励 磁装置（包括其强励、低励限制、PSS 等） 、发电机一次调频、
AGC、高压直流输电系统的调制、可控串补的控制等装置的投退 及其与电网安全稳定有关定值由总调下达。
11 检修管理
11.1 总调直调系统设备检修
总调直调系统设备检修是指总调直接调管发电及输变电设备
或相应二次设备的定检、预试、维护、试验、大修技改、基建配 35
合、新设备启动调试等相关工作。其他需要改变或限制总调调管 设备运行方式或状态的检修工作也应纳入总调设备检修管理。 11.2 检修分类
11.2.1 设备检修分计划检修和非计划检修。
11.2.2 计划检修指月度计划安排的检修。未在月度计划中安排， 但根据系统需要安排的以及配合其他单位或新设备接入的检修工 作认定为计划检修。
11.2.3 非计划检修指除计划检修以外的检修。 非计划检修分为事 故抢修、紧急检修和临时检修。
11.2.4 事故抢修指设备因缺陷、故障、异常等原因需紧急停运的 或已经强迫停运的设备检修。
11.2.5 紧急检修指设备因缺陷或异常， 需要在两个工作日内停运 处理的检修。
11.2.6 临时检修指事故抢修和紧急检修以外的其他非计划检修。 11.3 检修计划
11.3.1 检修计划分为年度检修计划与月度检修计划。发电机组、 输电线路、变压器、母线、高抗、直流极、串补等设备的检修、 需上述设备停电的二次设备检修、通信设备及板卡、光缆、通信 电源、软件升级等检修列入年度检修计划与月度检修计划。
11.3.2 每年 9 月底前， 总调直调厂站运行维护单位负责向总调报 送次年度检修计划；相关分子公司生产技术部门、工程管理部门 分别负责向总调报送涉及总调调管设备的大修技改、工程建设年
度停电及投运计划， 通信机构负责向总调报送年度通信检修计划。 11.3.3 总调根据各单位上报的年度设备检修计划， 协调有关部门 统筹安排、编制年度检修计划，于每年 11 月 30 日前下达，并纳 入年度方式执行。
11.3.4 总调直调厂站运行维护单位及各分子公司通信机构应根
据年度检修计划和实际运行情况， 在每月 23 日前向总调报送次月 36
的月度检修计划。
11.3.5 总调根据各单位上报的月度设备检修计划， 协调有关部门 统筹安排、编制月度检修计划，于每月最后一个工作日前下达， 并纳入月度方式执行。
11.3.6 中调编制的 500kV 设备年度、月度检修计划需经总调核 准；各分子公司通信机构编制的影响一级通信电路的年度、月度 检修计划需经总调核准。
11.4 检修申请
11.4.1 设备检修工作由设备运行维护单位向总调报送申请。 设备 运行维护单位对设备检修工作的必要性、检修申请的合理性及正 确性负责。
11.4.2 计划检修，需在开工前 2 个工作日的 11 时之前报送。 11.4.3 临时检修，需在开工前 3 个工作日的 11 时之前报送。 11.4.4 紧急检修，需在开工前 1 个工作日的 11 时之前报送。 11.4.5 紧急检修需经厂站运行维护单位主管生产的领导同意后 方可报送申请。
11.4.6 除事故抢修外， 总调认定对电网有重大影响的设备非计划 检修需分子公司主管生产的领导同意后方可报送申请。
11.4.7 以下工作可直接向总调值班调度员口头申请， 不受申请时 间限制：
（1）线路带电作业。
（2）继电保护和安自装置更改定值。
（3）在停电范围不变、安全措施不变、检修工期不变的情况 下，临时增加的不可预见工作或配合工作。
（4）事故抢修，待事故处理告一段落后补办书面申请。
11.4.8 通信、调度自动化设备因缺陷、故障、异常等原因需紧急 处理以及通信新业务开通、 接入等可直接向总调通信调度值班员、 自动化值班员口头申请，不受申请时间限制。
37
11.4.9 检修工作的申请工期包括设备停电操作时间和计划工作 时间，即从总调下令操作开始到收到设备检修工作结束并具备复 电条件的报告为止。
11.4.10 总调、中调调管设备的检修工作相互影响，或总调、省 （区）通信机构调管通信设备的检修工作影响对方业务电路时，计 划检修提前 2 个工作日、非计划检修提前 1 个工作日相互通报。 11.4.11 基建、试验等工作由基建、试验单位协调设备运行维护 单位，由设备运行维护单位报送设备检修申请。涉及多个设备运 行维护单位的，由各设备运行维护单位分别报送。
11.4.12 同一设备的检修工作不应同时向多个调度机构报送设备 检修申请。在同一设备上进行的多个工作，若停电时间相同、要 求设备的状态相同、属同一单位运行维护的，应将所有工作汇总 成一张申请报送；在同一地点的多个设备上进行工作，若停电时间 相同、 要求设备的状态相同， 亦应将所有工作汇总成一张申请报送。 11.4.13 涉及运行设备改接， 且改接后设备调度命名变更的工作， 设备运行维护单位应向调度机构报检修申请，申请时注明“本设 备停电操作结束后退出调度运行” 。相关设备重新投入运行时，需 履行新设备投运的有关手续。
11.4.14 总调网管管理的 PCM、SDH（不含与线路保护、安稳装 置接口的板卡、线缆） 、光缆检修，时间小于 2h，受影响的纵联 差动保护装置在具备两个运行正常的不同传输路由，或受影响的 其他线路纵联保护、安全自动装置在具备运行正常的自愈环方式 通道时，可以不申请退出。
11.5 检修批复
11.5.1 总调在检修工作开工前一个工作日17时前完成批复工作。 11.5.2 直接向总调报送的口头申请， 由受理申请的总调值班调度 员、 通信调度值班员或自动化值班员根据电网实际情况予以批复， 必要时可征询相关部门意见后予以批复。
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11.5.3 检修申请获总调批复后， 申请人应将已批复的检修申请单 及时送达调度室或厂站值班室以及有关工作负责人，并负责落实 已批复申请中提出的有关要求。
11.5.4 未按要求上报计划或报送申请的检修工作，总调不予安 排。
11.5.5 中调调度管辖范围内设备检修影响总调直调系统以及各 省（区）通信机构管辖范围内设备检修影响一级通信电路，在检 修工作批复前应征得总调同意。
11.6 检修执行
11.6.1 检修工作开工前， 厂站运行值班人员应联系总调值班调度 员。操作开始前，总调值班调度员应与厂站运行值班人员核对检 修申请单编号、检修申请的工作内容、工作要求、影响范围和批 复意见；操作结束后，总调值班调度员与现场运行值班人员核实 相应一、二次设备的状态及现场工作条件。
11.6.2 如检修工作不能按期完工， 厂站运行值班人员应向总调值 班调度员办理延期手续，并说明原因。
11.6.3 若工作过程中须改变原有停电范围或安全措施， 应向总调 值班调度员提交申请。
11.6.4 因电网特殊情况，总调值班调度员有权取消、推迟已批准 检修申请，或指令已开工检修提前终止，将检修设备恢复备用或 投入运行。
11.6.5 设备运行维护单位应及时掌握设备检修或试验的情况， 发 生异常应及时向总调值班调度员报告。工作结束后应将设备检修 情况及设备状态向总调值班调度员汇报，并明确是否具备投运条 件。
11.6.6 对于影响电网一次设备以及继电保护、 安全自动装置等设 备运行和监控的通信、自动化设备检修工作开工前，由通信、自 动化设备运行维护人员向厂站值班人员提出，厂站值班人员与总 39
调值班调度员联系，由总调值班调度员向厂站值班人员下达检修 开工命令。总调值班调度员许可工作开工前应分别征得通信调度 值班员、自动化值班员同意，并与其核对检修申请单编号。
11.6.7 通信中继站设备的检修工作， 由通信调度值班员向总调值 班调度员申请，总调值班调度员向通信调度值班员下达检修工作 开工命令，通信调度值班员指挥通信中继站运行维护人员开展检 修工作。
11.6.8 对于不影响电网一次设备以及继电保护、 安全自动装置等 设备运行和监控的通信、自动化设备检修工作开工前，由通信、
自动化设备运行维护人员分别与总调通信调度值班员、自动化值 班员联系。总调通信调度值班员、自动化值班员分别向通信、自 动化设备运行维护人员下达检修开工命令，开工前与其核对检修 申请单编号、检修申请的工作内容、工作要求、影响范围和批复 意见；工作结束后，与其核实相应通信、自动化设备的状态及现 场工作条件。
11.6.9 通信、自动化设备检修工作结束后，通信、自动化设备运 行维护人员应报告总调通信调度值班员、自动化值班员，经总调 通信调度值班员、自动化值班员同意后方可离开现场。
11.6.10 中调调度管辖范围内设备检修影响总调直调系统，在检 修工作开工前、结束后报告总调值班调度员；各省（区）通信机 构管辖范围内设备检修影响一级通信电路，在检修工作开工前、 结束后报告总调通信调度值班员。
11.6.11 对于运行设备改接后设备调度命名将变更的检修申请， 总调值班调度员将该设备操作至停电状态后，通知厂站运行维护 单位：该设备已退出调度运行，总调不再对该设备下达调度操作 命令，同时终结该检修申请。厂站运行维护单位应采取措施确保 该设备与系统可靠隔离。
11.7 总调直调线路检修工作执行过程中，相关地调调度员、线 40
路运行维护单位值班人员为与总调值班调度员联系的相关联系 人，对于超高压公司负责维护的线路，由总调指定线路所属超高 压局的一个变电站运行值班员为相关联系人。相关联系人员应具 备总调受令资格，并承担以下职责：
11.7.1 审核工作票的规范性、 安全措施的合理性以及工作票内容 与总调批复的检修申请单内容是否对应。
11.7.2 接受总调值班调度员许可开工令后，许可工作负责人开 工，在现场工作票许可人栏签名，并在备注栏注明下令调度员姓 名，对转令的正确性负责。
11.7.3 向总调值班调度员申报需增加的工作、安全措施及延期 等，并对其正确性、合理性负责。
11.7.4 向线路检修工作负责人核实检修工作全部完成、 人员全部 撤离、安全措施全部拆除及线路具备复电条件等，并及时汇报总 调值班调度员，对汇报的正确性负责。
12 备用管理
12.1 备用容量及分类
12.1.1 电网运行备用容量是在保证供应的系统负荷之外的备用 容量，包括负荷备用和事故备用容量。一般情况下，备用容量应 安排为“发电侧备用容量” 。
12.1.2 负荷备用是指接于母线且立即可以带负荷的 “旋转备用容 量” ，用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计误差。
12.1.3 事故备用是指在规定时间（如 10min）内可供调用的备用 容量，用于补偿事故情况下的发电容量损失，其中至少有一部分 是在系统频率下降时能自动投入工作的备用容量。当电力供应短
缺时，部分事故备用可安排为在规定时间（如 10min）内“可切 除的负荷” 。
12.2 备用容量计算及分配
41
12.2.1 全网负荷备用不低于全网最大统调负荷的 2%。
12.2.2 全网事故备用为全网最大统调负荷的 8%～12%，其中低 值适用于电力供应短缺的情况。
12.2.3 各省（区）电网按其最大统调负荷比例分摊全网的负荷备 用容量。各省（区）电网和总调直调系统按其最大统调负荷的比 例及单一元件跳闸（含直流单极闭锁，下同）可引起本网的最大 有功缺额的比例分摊全网事故备用容量。各省（区）电网事故备 用容量应不小于单一元件跳闸可引起本网的最大有功缺额。 12.2.4 当电力供应短缺时，在报经政府有关部门批准后，可以将 不大于 50%的事故备用安排为能在规定时间（如 10min）内切除 “可切除的负荷” 。
12.3 备用容量的下达
12.3.1 总调根据全网分月预计最大负荷，计算确定各省（区）电 网及总调直调系统最小备用要求，在南方电网年度方式中下达， 并逐月予以调整。
12.3.2 总调及各中调在编制运行方式时应安排足够的备用， 确有 困难，可申请备用支援。如其他电网无法支援，相应省（区）电 网应采取错峰用电、计划限电等措施保证备用满足要求。 12.4 备用容量的实时调度
12.4.1 总调值班调度员监视和控制全网备用是否满足要求， 中调 值班调度员监视和控制省（区）电网备用是否满足要求。
12.4.2 若某省（区）电网备用无法满足要求，在全网备用满足要 求以及送电通道不受限制的前提下，总调可协调安排各省（区） 电网备用相互支援。
12.4.3 若某省（区）电网备用无法满足要求，且其他省（区）电 网无法支援，中调值班调度员应立即采取措施以保证备用满足要 求。
12.4.4 发生机组跳闸等事故后，事故电网应立即调出备用，并在 42
总调的统一指挥下尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规 定范围内。事故处理结束后，各省（区）电网备用必须满足要求。 13 直流及串补运行管理
13.1 高压直流输电系统
13.1.1 直流接线方式正常采用双极方式（BP 方式） ，保持双极电 流平衡。
13.1.2 当直流双极不平衡运行或单极大地回线运行时， 应考虑不 平衡电流对中性点接地运行变压器的影响。
13.1.3 交直流并联运行时， 直流系统跳闸导致功率转移到交流系 统，值班调度员应立即采取措施，控制交流系统潮流、电压满足 系统安全运行要求。
13.1.4 换流站交流出线跳闸，值班调度员应评估故障影响，必要 时可降低直流输送功率。
13.1.5 直流系统的调度操作正常采用综合令形式。
13.2 串补
13.2.1 串补的调度操作正常采用综合令形式。
13.2.2 串补的投退操作正常应在线路运行 （有有功潮流） 时进行。 13.2.3 串补的投退可采用自动顺序操作或手动方式操作， 优先采 用自动顺序操作。
13.2.4 串补开环控制系统故障将导致串补退出运行。 在开环控制 系统故障处理好以前，不得将串补恢复运行。
13.2.5 可控串补闭环控制系统故障将导致可控部分退出可控运 行。在闭环控制系统故障处理好以前，不得将可控部分恢复可控 运行。
13.2.6 串补运行时必须保证至少有一套完整串补保护运行。 13.2.7 串补投入运行前， 现场值班人员应自行投入串补保护动作 联跳线路压板及线路保护动作联动旁路串补压板，串补转隔离状 43
态或接地状态时，应自行退出上述压板；串补保护退出时，应自 行退出串补保护动作联跳线路压板；串补相关线路保护退出时， 应自行退出对应线路保护动作联动旁路串补压板。
13.2.8 串补运行时，如串补保护动作永久旁路串补，在保护动作 原因未查明前，不得将串补恢复运行。
14 新设备投运管理
14.1 启动准备
14.1.1 为保证新设备顺利投产及投产后电网安全运行， 总调应尽 早介入工程建设工作，全过程参与规划、可行性研究、设计审查、 设备选型和工程验收等工作。
14.1.2 项目建设单位应在启动前 3 个月向总调报送有关技术资 料并确认资料的完整性。
14.1.3 新设备启动前必须具备下列条件：
（1）所有设备验收合格，启委会确认具备投运条件。
（2）新设备运行维护单位已由业主单位明确并书面报调度备 案。
（3）所需资料已齐全，参数测量工作已结束，建设单位以书 面形式提交调度，如参数测量需在启动过程中安排，应在启动方 案中说明。
（4）与调度已签订所需的并网调度协议或联网调度协议。
（5）启动方案已经启委会批准。
（6）厂、站运行规程已修编或补充并报调度备案。
（7）新建厂、站运行人员已经过资格认证，并报总调备案。
（8）新设备调度编号已下达并经现场执行。
（9）继电保护、安自装置等二次设备已按定值单要求整定调 试完毕，有关通道的对调已完成。
（10）通信通道、至调度端电话已开通，调度数据网已完成
44
配置。
（11）厂站端自动化设备接入调度自动化系统的调试工作已 经完成，调度自动化信息已满足电网调度要求。
14.2 启动调试
14.2.1 新设备的启动调试工作应在启委会的领导与统一指挥下 进行，启委会下设机构和各有关单位应按《110kV 及以上送变电 工程启动及竣工验收规程》 （DL/T 782—2001）的要求认真履行职 责，完成所承担的工作，向启委会报告并落实启委会的要求。 14.2.2 新设备启动调试工作应按照启委会批准的启动方案进行。 当需对启动方案进行调整时，应重新编写调整方案，经运行单位 和总调审核后报启委会批准。
14.2.3 为保证设备与系统安全，新设备启动试验一经开始，未经 启动操作指挥许可，不得擅自操作启动范围内新设备或在新设备 上进行检修、试验等工作。
14.2.4 启动调试范围内设备在启动过程中发生异常与事故后， 由 启动调试总指挥负责指挥处理，并通知暂停启动工作，向启委会 报告，待查明原因、消除故障，并征得启委会和总调值班调度员 同意后方可继续进行启动工作。
14.2.5 启动过程中运行系统发生事故、 异常由总调值班调度员指 挥处理，必要时总调值班调度员有权下令暂停启动工作。 14.3 试运行
14.3.1 启动调试工作全部结束后， 由启动试运指挥组根据调试情 况确定新设备能否转入带电试运行，若设备不具备带电试运行条 件或需安排停电消缺，应通过运行单位向总调申请。
14.3.2 新设备试运行期间，由运行单位负责新设备的操作，基建 单位负责操作监护与配合，运行单位的运行值班人员以及基建单 位的操作监护人员均必须始终在控制室监视新设备运行情况，并 做好随时进行操作与事故处理的准备。
45
14.3.3 新设备连续带电试运行达到规定时间， 由启动试运指挥组 根据调试试运情况确定新设备能否转入正式运行。若不具备正式 运行条件或需停电消缺，应通过运行单位向总调提出申请。 14.4 启动方案
14.4.1 新设备启动方案应包括以下内容：
（1）工程概括及主要新设备技术参数。
（2）启动范围。
（3）启动试验的项目及目的。
（4）启动时间安排。
（5）启动的组织指挥关系。
（6）启动应具备的条件。
（7）启动前系统运行方式与设备状态。
（8）启动调试的内容及步骤。
（9）安全措施与事故处理预案。
（10）有关厂站电气主接线图和试验接线图。
14.4.2 新设备的启动方案由相关运行单位与调试单位共同编制， 经总调审核后报启委会批准。若启动工作委托其他调度机构进行 调度指挥，则受委托调度机构负责对启动方案进行审核。 15 安全自动装置管理
15.1 整定管理
15.1.1 总调负责组织制定涉及全网安全稳定运行的安全稳定控 制方案，下发中调及有关单位执行。
15.1.2 总调在安全自动装置挂网试运行前下发定值单。
15.1.3 安全自动装置定值单必须经过编制人、审核人、批准人签 名后下发执行。
15.1.4 安全自动装置定值正式定值单一式四份， 每份每页加盖运 行方式定值专用章后下发。三份下达至设备运行维护单位，分别 46
保存在生技部门或地调、继电保护班和厂站主控室；一份交总调 值班调度员。定值执行完毕并经总调值班调度员签“调度员”和 “现场值班员”两栏后，原件返回方式处存档。
15.1.5 总调直调厂站安全自动装置定值单直接下达至厂站运行 维护单位。直调厂站运行维护单位接到总调下达的安全自动装置 定值单后，应按定值单执行日期要求执行定值单，并对执行的正 确性负责。
15.1.6 现场根据安全自动装置定值执行的要求向总调值班调度 员提出申请，总调值班调度员批准后方可进行定值更改工作。 15.1.7 总调直调厂站设备运行维护单位按定值单要求输入安全 自动装置定值，输入过程中发现问题应暂停执行，并立即与总调 安全自动装置定值单编制人员联系。安全自动装置定值输入完毕 后，应打印定值进行核对。核对无误后，应立即填写定值整定回 执单，并将回执单传真至值班调度员。
15.1.8 总调值班调度员接到定值单回执单和现场值班长的汇报 后，与运行值班员核对安全自动装置定值单编号，各自记录执行 时间并签名。如在回执中定值整定存在问题，值班调度员应及时 与安全自动装置定值单编制人员联系。
15.1.9 安全自动装置定值单执行完毕后， 由总调值班调度员下令 投入。
15.1.10 总调与相关中调应互送有直接通道联系的安全自动装置 定值单备案。
15.2 运行管理
15.2.1 总调直调系统新、改（扩）建安全自动装置投入运行前， 总调应制定调度运行规定，直调厂站设备运行维护单位应制定或 修编现场运行规程。
15.2.2 一般情况下， 总调值班调度员以综合令方式下达安全自动 装置的投退指令；直调厂站运行值班人员应按照现场运行规程及 47
有关规定执行具体操作，并对操作的正确性负责。
15.2.3 直调厂站安全自动装置动作后，运行值班人员应迅速、准 确、全面记录装置动作信号及有关信息，立即向总调值班调度员 汇报，并通知厂站设备运行维护人员。设备运行维护人员应及时 收集装置动作信号、事故报告、数据记录及故障录波等信息，并 整理形成装置动作分析报告，在动作后 24h 内报送总调。 15.2.4 安全自动装置软件升级或更换版本应由设备生产厂家提 供书面报告，由设备运行维护单位按检修申请流程办理。 16 继电保护管理
16.1 整定管理
16.1.1 总调直调系统整定计算范围划分
16.1.1.1 线路保护、线路辅助保护、线路开关短引线保护、母线 保护、开关保护、500kV 电抗器电气量保护、联络变压器及换流 变压器的电气量保护、交流滤波器小组保护及小组开关保护，以 及上述被保护设备的故障录波器，由总调负责整定。
16.1.1.2 直流线路保护、接地极线路保护、直流滤波器保护、直 流开关保护、高压直流母线保护、中性母线保护、换流器保护及 以上被保护设备的故障录波器，由总调负责整定。
16.1.1.3 500kV 线路串补装置的保护和故障录波器由总调负责 整定。
16.1.1.4 总调调管的 35kV 开关、35kV 母线及 35kV 无功补偿装 置、站用变、发电机组及厂内变压器等设备的保护由运行维护单 位负责整定，正式定值报总调备案；电抗器、变压器、串补装置 的非电气量保护，阀冷及其他未明确由调度机构整定的保护装置 由运行维护单位负责整定。
16.1.2 总调直调厂站定值执行
16.1.2.1 继电保护装置定值的调整，应根据继电保护定值单的要 48
求，按照调度命令在规定时间内完成，以保证各级继电保护装置 定值的互相配合。
16.1.2.2 现场调试人员在定值单整定调试过程中发现定值存在 问题，应暂停执行，立即与总调整定计算人员进行联系。 16.1.2.3 运行维护单位应将经本单位确认的具备定值核对资格 的继电保护人员名单书面报总调备案。
16.1.2.4 继电保护定值执行完毕，运行维护单位定值核对人员按 定值单核对继电保护装置打印定值，根据整定情况填写定值单回 执并签字交值班负责人，对基建工程同时要求施工调试单位人员 签字，值班负责人核对无误后将定值单回执传真至值班调度员。 16.1.2.5 值班调度员接到定值单回执和现场值班长的汇报后，与 运行值班员核对定值单编号，各自记录执行时间并签名。如回执 中反映定值整定存在问题，值班调度员应及时与继电保护运行专 责联系。
16.1.2.6 继电保护装置定值单在新设备移交运行前由施工单位 和运行单位共同负责执行，并对其执行的正确性负责；已投运设 备由运行单位负责执行，并对其执行的正确性负责。
16.1.3 总调直调厂站调试定值单的管理
16.1.3.1 总调收到完整资料后，根据整定计算需要，在 3 个月内 下发调试定值单。
16.1.3.2 调试定值单无须签字和加盖公章，由计算人下发至运行 维护单位。
16.1.3.3 现场在调试工作结束后立即填写调试定值单回执，回执 经运行维护单位定值核对人员签字后传真至总调继电保护处。 16.1.3.4 总调收到调试定值单回执 5 个工作日后下发正式定值 单。
16.1.4 总调直调厂站正式定值单的管理
16.1.4.1 正式定值单由计算人负责制定，并经计算人、审核人、 49
批准人确认后签字。
16.1.4.2 正式定值单一式四份，每份每页加盖继电保护定值专用 章后下发：三份下达至设备运行维护单位，分别保存在生技部门 或地调、继电保护班和厂站主控室；一份交总调值班调度员。定 值执行完毕并经总调值班调度员签“调度员”和“运行值班员” 两栏后，原件返回保护处。
16.1.4.3 现场根据定值执行的要求向总调值班调度员提出申请， 总调值班调度员批准后方可进行定值更改工作。
16.1.4.4 定值单执行后，定值单上注明的“原定值单编号”对应 的定值单作废。保护装置退役后，相应定值单作废。
16.1.5 总调直调厂站临时定值单的管理
16.1.5.1 正式定值单执行后，若需对有关定值进行临时调整，可 采用临时定值单。
16.1.5.2 临时定值单应注明执行定值的单位、拟修改的定值单、 定值修改的内容，并注明执行要求及临时定值单作废的条件。 16.1.5.3 临时定值单由编制人、审核人、批准人签字并加盖继电 保护定值专用章后传真至现场。临时定值单由调度下令执行，并 作为正式定值单的补充。
16.2 运行管理
16.2.1 继电保护装置异常、事故处理
16.2.1.1 继电保护装置出现异常、告警、跳闸后，厂站运行值班 员应立即将相关保护动作信号及有关情况向总调值班调度员汇 报，并通知本单位继电保护人员处理。
16.2.1.2 500kV 系统继电保护装置动作后，应将保护动作信号、 各保护的打印报告、故障录波、事件记录在装置动作后的 2h 内， 传真至调度机构继电保护部门。
16.2.1.3 只涉及本单位的保护不正确动作，运行维护单位应尽快 组织开展调查工作。工作完成后，48h 内将动作分析、结论及相 50
关检验报告报总调。
16.2.1.4 涉及多个单位的或导致系统重大事故的保护不正确动 作，由总调配合事故调查小组开展调查工作。
16.2.1.5 原因不明的继电保护动作报告，需经运行维护单位生产 主管领导签发，报总调认可。在未定为原因不明前，不得中断调 查分析工作。
16.2.2 继电保护装置检验管理
16.2.2.1 各运行维护单位必须按照规程规定对继电保护装置定 检。
16.2.2.2 每年 11 月底前，运行维护单位应向总调报次年度继电 保护检验计划，每月第 5 个工作日前报上月装置检验完成情况。 16.2.3 故障录波器、录波远传及保护故障信息系统运行管理 16.2.3.1 故障录波器、录波远传及保护故障信息系统子站应确保 正常投运，其投退须经总调批准。
16.2.3.2 故障录波数据远传优先采用调度数据网， 采用 MODEM 远传的电话必须专用。
16.2.3.3 运行维护单位应加强保护故障信息系统子站的运行维 护，一、二次设备变动后，应及时对子站相关信息进行更新配置， 并与调度机构联系进行主站－子站联调。
16.3 运行规定
16.3.1 线路纵联保护的运行，应遵循以下规定：
16.3.1.1 线路纵联保护两侧装置必须同时投入或退出。
16.3.1.2 线路纵联保护一侧异常，应将该线路两侧纵联保护退 出，后备保护应尽量正常投入。如纵联保护无法单独退出，可根 据现场申请将该套保护全部退出。
16.3.1.3 同一套纵联保护的所有通道均退出后，线路两侧该套纵 联保护应退出运行。
16.3.1.4 采用双通道传输保护信息的纵联保护，在其中一个通道 51
有故障时，应退出有故障的通道。
16.3.1.5 500kV 线路纵联保护全部退出运行，应停运线路。 16.3.1.6 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。
16.3.2 在线路保护装置的远跳、高频通道等相关回路工作，或微 机保护软件版本更换，影响总调调管范围外系统保护运行的，由 总调负责与相关调度机构协调。
16.3.3 保护装置新投入运行或保护装置所接的电流互感器、 电压 互感器等二次回路有改动时，应采用负荷电流和工作电压校验正 确后，方可正式投运。
16.3.4 继电保护专用收发信机通道运行维护规定如下：
16.3.4.1 继电保护人员应将每台收发信机的收、发信电平等以书 面表格形式通知变电站运行值班人员。
16.3.4.2 发生 3dB 告警，应及时查找原因。严禁在原因不明情况 下调整 3dB 告警电平及收发信机衰耗。
16.3.4.3 使用专用收发信机的纵联保护通道应定时检测。
16.3.5 在所有保护正常投入，相间距离一段、接地距离一段、零
序一段等出口时间小于 0.2s 的保护没有超越的情况下，若电网结 构变化，原则上 72h 内，可仅保证线路纵联保护的灵敏度，相应 的保护定值可不作更改。
16.3.6 开关保护及辅助保护运行规定如下：
16.3.6.1 正常运行，应退出充电保护。
16.3.6.2 3/2 开关接线的线路重合闸，正常情况下边开关先合， 中开关后合。边开关停运时：属并列双回线路或同一电压等级环 网线路的中开关可以不改为先合；属同一电压等级单回联络线的 中开关应改为先合。
16.3.6.3 3/2 开关接线的开关保护退出运行时，原则上应将开关 52
停运。开关保护因更改定值退出运行，超过 1h 以上时该开关应停 运。
16.3.6.4 过电压及远跳保护单通道故障，应退出故障通道。正常 运行时，严禁作远跳试验。
16.3.7 母线保护运行规定如下：
16.3.7.1 对于 3/2 开关接线的母线， 当母线上的母差保护全停时， 该母线应停运。
16.3.7.2 双母线接线方式，母差保护全部退出时，除非必要并且 经方式核算，一般不对该母线进行倒闸操作。经方式计算母差停 运对系统稳定没有影响的，6h 以内可不改对侧后备保护定值。 16.3.8 变压器、500kV 电抗器不允许无差动保护运行。若重瓦斯 保护因故停用，由运行维护单位主管领导决定是否允许变压器或 500kV 电抗器短时间运行。
16.3.9 变压器、500kV 电抗器本体的非电气量保护，由运行维护 单位制定运行规定。
17 电力通信管理
17.1 运行管理
17.1.1 总调主要负责主干通信网管理。具体负责主干传输网、数 据网的网络运行监视、数据配置工作及总调端设备运行维护；设 备运行维护单位负责厂、站端设备的运行维护工作。
17.1.2 南方电网相关分子公司通信业务机构应编制年度通信运 行计划，每年 10 月底前向总调报送次年度一级通信电路运行计 划。总调统筹协调后，于 12 月底前下发南网总调通信年度运行计 划。
17.1.3 在主干通信网络设备上进行数据配置时， 必须事先取得总 调通信网管授权。
17.1.4 总调通信调度是一级通信电路运行的指挥机构，各厂、站 53
的通信运行人员必须接受总调通信调度指挥， 配合处理通信故障， 保障通信网正常运行。
17.1.5 总调通信调度实行 24 小时值班制度，各运行维护单位实 行 24 小时候班制度，候班人员电话必须保持 24 小时畅通。 17.1.6 通信调度电话是指挥处理通信故障的必要手段，实行录
音，调度电话录音至少保留 3 个月。
17.1.7 总调直调厂站调度电话、通信运行人员电话变更，必须于 变更前 3 个工作日将新电话号码通报总调通信调度，总调通信人 员应及时更新总调调度台、厂站端的资料。
17.1.8 南方电网相关分子公司通信业务机构应掌握主干通信网 络的备品备件情况，每年向总调汇报。运行维护单位应备有必要 的备品备件，备品备件的软件版本必须与运行设备版本一致。 17.1.9 各厂站必须按照总调下发的通信业务开通单， 按时完成电 路调试、开通工作，并做好记录。
17.1.10 主干通信网络设备扩建、改造，必须向总调申请，并报 送技术方案，经批准后方可实施。
17.1.11 通信网运行设备发生故障造成总调直调的线路保护、安 全自动装置、自动化通道中断，相关运行维护单位应立即向总调 通信调度汇报。总调通信调度下令赶赴现场的，相关通信运行维 护人员必须立即执行。
17.1.12 线路保护、安全自动装置发生故障，需要通信专业人员
配合时， 通信运行维护人员必须立即赶赴故障现场协同处理故障。 17.1.13 总调直调的线路保护、安全自动装置在联合调试、定检 时，通信设备运行维护单位应该同时进行相应的通信电路测试， 并向总调提交相应的电路测试报告。
17.1.14 省、 地区通信网络运行设备发生故障， 造成同一条 220kV 及以上线路保护通信通道全部中断、或厂站间安全自动装置通信 通道全部中断、或三个站及以上自动化通信通道中断的，各省通 54
信调度应立即向总调通信调度汇报。
17.1.15 主干通信网络设备运行维护单位应掌握对所辖站点通信 资源状况，有完整的资源统计、调配、开通、使用等管理资料。 通信设备和设施的资料、图纸齐全。新建、扩建、技改项目竣工 后一个月内，应完成通信资料更新，图纸资料清晰、准确，图实 相符。
17.2 技术管理
17.2.1 总调直调厂站通信设备应配置两套独立电源。 任何一套电 源失效，不应造成同一条线路的所有继电保护通信通道、厂站间 安全自动装置通信通道或总调至厂站的调度电话、自动化业务通 信通道同时中断。
17.2.2 总调至直调厂站的调度电话、自动化通信通道，220kV 及 以上线路保护通信通道、安全自动装置的通信通道，必须具备两 种不同通信方式。在单一故障下不会导致同一条线路的所有继电 保护通信通道、厂站间安全自动装置通信通道或总调至厂站的调 度电话、自动化业务通信通道中断。
17.2.3 总调直调 500kV 线路的线路保护纵联方向、纵联距离、 纵联零序以及安全自动装置的通信通道宜采用光通信自愈环方 式。纵联差动保护应采用两路不同传输路由的 2M 通信通道传输 方式，禁止采用自愈环方式。
17.2.4 总调直调厂站应配置总调调度数据网的数据网络设备， 纳 入总调调度数据网网管系统管理。
17.2.5 各分、 子公司与总调互联的通信系统需进行软件版本升级 时，应提前 10 个工作日向总调提交书面申请，批复后方可实施。 18 调度自动化管理
18.1 设备范围
18.1.1 总调调度自动化系统主站端设备主要包括能量管理系统 55
（EMS）以及其他用于电力调度业务的自动化系统相关设备。 18.1.2 总调调度自动化系统厂站端设备主要包括：
（1）远动装置及其相关设备（其中包括装置本体、输入输出 回路、通信接口、电源和屏柜等） 。
（2）与调度自动化系统相关的数据采集输入和控制输出的厂 站自动化设备（其中包括间隔层和站控层的测量/控制装置、数据 处理和数据通信设备等） 。
（3）接入调度自动化系统的相量测量装置（PMU）及其相关 设备（其中包括装置本体、输入输出回路、通信接口、电源和屏 柜等） 。
（4）其他与调度自动化系统相关的设备。
18.2 信息范围
18.2.1 遥测量：线路的有功功率、无功功率、电压、电流，母线 电压、频率，变压器高、中、低压侧的有功功率、无功功率，发 电机的有功功率、无功功率，AGC、AVC 相关信息，直流输电系 统、串补装置、PMU 的有关信息。
18.2.2 遥信量：开关（分/合）状态，刀闸（分/合）状态，500kV 地刀（分/合）状态，变压器分接头位置信号、厂站事故总信号， 重要的保护动作信号，AGC、AVC 相关状态信号，机组一次调频 装置投入/退出信号，机组 PSS 装置投入/退出信号。
18.2.3 遥调量：调度自动化系统下发厂站的 AGC、AVC 等调节 指令。
18.2.4 遥控量：调度自动化系统下发厂站的抽水蓄能机组启/停、 抽水/发电工况控制和有载调压变压器分接头控制等开关量控制 指令。
18.2.5 电能量：调度运行所需的发电厂、机组上网关口和其他计 量关口的电能量。
18.2.6 电网调度运行监视、控制和分析计算所需的其他信息。 56
18.3 运行管理
18.3.1 总调、 中调及总调直调厂站调度自动化设备运行维护实行 24 小时值班（含候班）制度，候班人员电话必须保持 24 小时畅 通。
18.3.2 各中调在其网内自动化设备发生重大异常事件后， 应在规 定时间内向总调汇报，并在 48h 内提供书面分析报告。
18.3.2.1 中调调度自动化系统异常导致误调、误控一次设备，或
致使调度人员无法通过该系统对电网进行监控，中调值班调度员 和自动化值班人员应在 30min 内分别向总调值班调度员和自动化 值班人员报告。
18.3.2.2 地调调度自动化系统和 220kV 及以上厂站（含集控中 心）自动化系统异常导致误调、误控一次设备，或致使调度人员、 值班人员无法通过该系统对电网进行监控时间达 30min，中调自 动化部门应在 8h 内向总调自动化部门报告。
18.3.2.3 其他因自动化设备异常严重影响电网调度和运行控制 的事件，中调自动化部门应在 8h 内向总调自动化部门报告。 18.3.3 运行维护单位应定期巡视、 检查和记录厂站端调度自动化 设备的运行情况。发现异常和故障时，由运行值班员立即报告总 调值班调度员， 由维护人员及时上报总调自动化值班人员后处理， 在设备故障后 48h 内向总调提供故障分析报告。
18.3.4 运行维护单位应配合总调定期核对并及时维护调度自动 化系统信息。
18.3.5 冗余配置的自动化设备应定期轮换运行， 轮换周期不超过 3 个月。无冗余配置的厂站端自动化设备一旦故障导致总调无法 监测厂站一次设备运行的，须配备品备件。
18.3.6 自动化设备硬盘数据应实行备份管理， 自动化设备首次投 入运行前或每次变更后应及时进行数据备份。如无变更，厂站端 应至少每半年备份一次，主站端应至少每季度备份一次。 57
18.3.7 各运行维护单位必须按照规程规定对自动化设备定检。 18.3.8 每年 11 月底前，运行维护单位应向总调报次年度自动化 设备检验计划，每月第 5 个工作日前报上月检验完成情况。 18.3.9 总调自动化值班员应定期巡视、 检查和记录调度自动化设 备的运行情况，发现异常和故障应立即通知值班调度员并及时处 理故障。发现 AGC/AVC 等控制功能异常，应立即暂停该功能并 及时通知值班调度员。
18.3.10 调度自动化设备的维护不应影响到调度自动化系统的正 常运行或数据准确性，如无法避免影响，应事先征得值班调度员 同意；如维护工作影响到相关调度机构调度自动化系统的数据准 确性，应提前通报相关调度机构的自动化值班人员。
18.3.11 值班调度员发现调度自动化系统信息有误或功能异常 时，应及时通知自动化值班人员进行处理，并做好记录。发现 AGC、AVC 等控制功能异常，应立即暂停控制。
18.3.12 具备 AGC、 AVC 功能的电厂， 应制定本厂的 AGC、 AVC 运行规程。
18.3.13 电厂新机组投入运行前应完成有关 AGC、AVC 现场试 验及与调度自动化系统闭环联调等试验，试验结果应满足有关规 定和并网调度协议要求，经总调批准后方可投入运行。
18.3.14 电厂机组的 AGC、AVC 及相关设备参数，未经总调同 意不得擅自变更。
18.3.15 远动通道应同时采用网络和专线两种方式，远动通信协
议应遵循统一标准。
19 水库调度管理
19.1 运行管理
19.1.1 水电厂和流域集控中心应根据流域气象预报信息，做好 短、中、长期水库来水预测，并向总调报送水情预测信息。 58
19.1.2 总调根据气象预报信息、水电厂及流域水情预测信息，预 测水电厂来水及可发电量，结合电网运行情况，制定水库运用计 划和发电计划。
19.1.3 水电厂水库最低运行水位一般不得低于死水位。 正常来水 情况下， 多年调节水库供水期末库水位应控制不低于年消落水位。 19.1.4 水电厂应根据水情预测，在确保水库防洪安全的前提下， 及时拦蓄洪尾，提高水库蓄水量和可发电量。
19.1.5 每年汛前水电厂应制定防汛方案，并报总调备案。梯级水 电厂要协商制定联合防汛方案。
19.1.6 正常情况下， 水库泄流闸门的启闭操作应先征得总调的许 可，并提前通报下游水电厂。因防汛需要操作启闭闸门，水电厂 可在通报下游水电厂后先行操作，有日调节能力以上的水电站应 在操作后尽快汇报总调。
19.1.7 总调按机组（电厂）下达发电计划，未经许可，流域集控 中心不得调整机组（电厂）的开机方式和发电计划。
19.2 技术支持系统
19.2.1 水电厂应向总调水库调度自动化系统传送全部水情实时 信息和相关水务计算数据， 并对传送数据的真实性和完整性负责。 因设备故障、检修、维护需停运水电厂水情自动测报系统，应经 总调同意。
19.2.2 中调水库调度自动化系统应向总调传送全部水情实时信 息和水务计算数据。因检修或故障退出运行，应及时报告总调。 19.3 信息报送
19.3.1 水电厂应在水库下闸蓄水前向总调报送水库设计报告等 初步设计资料和水库下闸蓄水方案。正式蓄水方案应经政府有关 部门和总调协调一致后方可实施。
19.3.2 水电厂应在首台机组投产前向总调报送水库详细设计资 料、各种特性资料和水库调度运行规程。
59
19.3.3 水电厂应按以下要求向总调报送来水预测和水库运用建 议计划：
19.3.3.1 每日 8 时 30 分前报送未来 24h 入库流量预报、未来一 周的天气预报。
19.3.3.2 每月提前3个工作日报送次月来水预测和水库运用建议 计划。
19.3.3.3 每年 4 月 15 日前报送本年汛期来水预测和汛期水库防 汛方案。
19.3.3.4 每年10月15日前报送次年各月来水预测和年度水库运
用建议计划，并根据实际情况滚动修正。
19.3.4 水电厂应按以下要求向总调报送水库运行情况：
19.3.4.1 每日 2 时前报送前一日水库运行日报。
19.3.4.2 每月 1、11、21 日 12 时前报送前一旬的水库运行旬报。 19.3.4.3 每月 1 日 12 时前报送前一月的水库运行月报。 19.3.4.4 每年 10 月 15 日前报送汛期水库运行总结。
19.3.4.5 每年 1 月 15 日前报送上年度水库运行总结， 3 月底前报 送前一年的水库运行整编资料。
19.3.5 各中调应按照 19.3.3、19.3.4 的时间要求向总调报送旬、 月、年的网内水电来水预测、水库运用计划和水库调度运行总结。 20 调度信息管理
20.1 调度信息
20.1.1 本规程所称调度信息一般是指电力调度管理信息、 调度计 划安排信息和调度运行统计信息。
20.1.2 调度运行统计信息包括电网运行和故障信息， 在正式发布 前仅适用于调度系统业务联系。调度运行统计信息不能作为电量 结算和法律诉讼的依据。
20.1.3 调度信息公开方式包括书面形式、 信息发布会形式以及网 60
页形式等。
20.1.4 调度信息公开对象一般包括政府电力主管部门、 电力监管 机构、所属电网公司、上级调度机构以及直接调度的发电企业。 各种信息按照具体业务需要由调度机构确定公开对象。
20.1.5 总调负责向国家发展和改革委员会、国家电力监管委员 会、电监会南方监管局、南方电网公司、直接调度的厂站单位公 布相关调度信息。
20.1.6 书面公开的调度信息主要包括： 电力调度有关规程、 规定， 电网年度和月度方式、调度月报以及相关信息发布会报告等。 20.1.7 调度月报一般在次月 10 日完成编制，发布给相关单位。 20.2 中调应向总调值班调度员汇报中调调管范围内的有关运行 和故障信息，并对汇报的及时性、准确性负责。
20.2.1 正常运行信息：
20.2.1.1 在事前 20min 汇报的：
（1）300MW（海南 100MW）及以上机组甩负荷试验。
（2）与总调调管线路构成电磁环网线路的解、合环操作。
（3）对总调直调系统可能产生影响的 PSS、安稳装置及其他 二次设备的投退。
20.2.1.2 在事后 20min 内汇报的：
（1）500kV 所有线路停复电。
（2）直接接入 500kV 系统或单机容量为 300MW 及以上的发 电机组正式投产。
（3）500kV 线路、主变的正式投产。
20.2.1.3 应视具体情况及时汇报的：
（1）各省（区）电网当日负荷创新高。
（2）对电网运行影响较大的自然灾害（地震、台风、洪水等） 。
（3）对总调直调系统可能产生影响的其他操作或电网运行的 其他重要情况。
61
20.2.2 故障及异常汇报信息：
20.2.2.1 在事后 20min 内汇报的：
（1）220kV 及以上电网解列。
（2）500kV 线路强迫停运、跳闸。
（3）220kV 及以上厂（站）全厂（站）失压。
（4）300MW 及以上机组（海南电网 100MW 及以上）强迫停 运、跳闸或熄火。
（5）低频减负荷、低压减负荷、主网安全稳定装置动作。
（6）向越南、港澳、重庆、湖南等南方电网区域外送受电发 生的故障及异常（含地调调管范围） 。
20.2.2.2 应视具体情况及时汇报的：
（1）非计划拉闸限电、100MW 及以上事故限电（含因发输 电设备故障造成的负荷损失） 。
（2）台风、洪水、地震、火灾等灾害对电网的较大影响（设 备跳闸、负荷损失、设备损坏情况等） 。
（3）误操作、调度责任事故、违反调度纪律事件等。
（4）生产系统人身死亡、因供电导致社会影响较大的事件。 20.2.3 下列事件除向总调值班调度员汇报外，中调还应在事后 24h 内以书面形式详细汇报总调。
（1）220kV 及以上电网解列。
（2）220kV 及以上厂（站）全厂（站）失压。
（3）误操作、调度责任事故、违反调度纪律事件。
（4）总调根据影响情况，要求书面形式报告的其他事件。 20.3 统计信息报送
总调结合工作需要编制南方电网调度日报、周报、月报、年
度运行总结以及继电保护月报、电力通信月报、调度自动化月报， 相关单位应配合总调各类报表的编制工作，及时、准确地提供相 关数据、资料。
62
20.3.1 各中调应于每日 6 时前将本省（区）电网前一日调度运行 日报传送总调调度室，并联系总调值班调度员确认，每周四 14 时前将上周四至本周三一周电网运行简报通过电子邮件或传真报 总调。
20.3.2 各中调应于每月第 3 个工作日前将南方电网调度月报、 继 电保护和安全自动装置月度报表、自动化设备运行报表有关内容 报总调。
20.3.3 各中调应于每年 1 月底前将南方电网年度运行总结相关数 据、分析资料报送总调。
20.3.4 通信月度运行统计报表由各级通信业务机构组织编制， 并 逐级上报；各分、子公司通信业务机构、直调电厂应于每月第 3
个工作日前向总调上报所辖一、二级通信网的运行月报统计报表 有关内容。
20.3.5 总调直调厂站应在每月第 3 个工作日前向总调报送上月 继电保护和安全自动装置的动作情况、投退情况、异常处理情况， 自动化设备运行情况等。
21 附则
21.1 本规程由中国南方电网有限责任公司电力调度通信中心负 责编制、修订、解释，并协调执行中遇到的问题。
21.2 本规程自 2008 年 5 月 1 日起执行。
63
附 录 A
总调调度管辖的设备明细
1 总调调度管辖设备范围
截至 2007 年 10 月底，总调调度管辖范围共涉及 13 个电厂、 33 个变电站（换流站）的设备，500kV 交流线路 85 条，直流线 路 6 条，220kV 交流线路 11 条。
2 总调调度管辖设备明细
2.1 天生桥一级电厂：#1～#4 水轮发电机组及其出口刀闸， #1～#4 主变，220kV 所有设备。
2.2 天生桥二级电厂： #1～#6 水轮发电机组及其出口开关、 刀闸， #1～#3 主变，#4 联络变及其三侧开关、刀闸，500kV 所有设备， 220kV 所有设备。
2.3 鲁布革电厂： #1～#4水轮发电机组； #1～#4主变； 所有220kV 母线、开关、刀闸设备。
2.4 龙滩电厂：#1～#7 汽轮发电机组；#1～#7 主变；500kV 所 有母线、开关、刀闸设备。
2.5 滇东电厂：#1～#4 汽轮发电机组；#1～#6 主变；500kV 所 有母线、开关、刀闸设备；#5、#6 主变低压侧 110kV 101 开关、 102 开关及其刀闸。
2.6 盘南电厂：#1～#4 汽轮发电机组；#1～#4 主变；500kV 所 有母线、开关、刀闸设备。
2.7 贵港电厂：#1～#2 汽轮发电机组；#1～#2 主变；500kV 所 有母线、开关、刀闸设备。
64
2.8 鲤鱼江电厂：#1～#2 汽轮发电机组；#1～#2 主变；500kV 所有母线、开关、刀闸设备。
2.9 桥口电厂：#1～#2 汽轮发电机组；#1～#2 主变；500kV 所 有母线、开关、刀闸设备。
2.10 防城港电厂：#1～#2 汽轮发电机组；#1～#2 主变；500kV 所有母线、开关、刀闸设备。
2.11 奥里油电厂：#1～#2 主变；500kV 所有母线、开关、刀闸 设备。
2.12 岩滩电厂：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备（机组等作 为紧急调度管辖设备） 。
2.13 广州抽水蓄能电厂： （机组等作为紧急调度管辖设备）
2.14 罗平变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 303 开关、刀闸，35kV 无功补偿 装置及其开关、刀闸。
2.15 安顺变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 311 开关、刀闸，35kV 无功补偿 装置及其开关、刀闸。
2.16 青岩变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 312 开关、刀闸，35kV 无功补偿 装置及其开关、刀闸。
2.17 平果变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线、无功补偿装置及其开关、刀闸；串 补设备。
2.18 来宾变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线、无功补偿装置及其开关、刀闸。
2.19 百色变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸、无功补偿装置 及其开关、刀闸；500kV 串补设备。
65
2.20 南宁变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302 开关及其刀闸、无功补偿装置 及其开关、刀闸。
2.21 沙塘变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301、302 开关及其刀闸，35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.22 玉林变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线、35kV 无功补偿装置及其开关、刀 闸。
2.23 梧州变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302 开关及其刀闸、无功补偿装置 及其开关、刀闸。
2.24 茂名变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301、302 开关及其刀闸，35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.25 江门变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301、302 开关及其刀闸，35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.26 罗洞变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301、303 开关及其刀闸，35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.27 河池变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸；500kV 串补设备。
2.28 贺州变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的
分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸，35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.29 西江变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 66
分接头调整方式；35kV 母线及 302、304 开关及其刀闸；35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.30 溯河变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的
分接头调整方式； 35kV 母线 35kV 无功补偿装置及其开关、 刀闸。
2.31 博罗变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备；主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302、303 开关及其刀闸；35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.32 花都变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备。
2.33 砚都变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302、303 开关及其刀闸；35kV无 功补偿装置及其开关、刀闸。
2.34 港城变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.35 逢宜变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.36 八河变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备。
2.37 柳东变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.38 久隆变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 302 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.39 邕州变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.40 桂林变电站：所有 500kV 母线、开关、刀闸设备，主变的 67
分接头调整方式；35kV 母线及 301 开关及其刀闸；35kV 无功补 偿装置及其开关、刀闸。
2.41 马窝换流站：500kV 交流场所有设备，220kV 交流场所有 设备，#1 联变及其三侧开关、刀闸、35kV 侧无功补偿装置及其 开关、刀闸，±500kV 天广直流设备。
2.42 广州换流站：220kV 交流场所有设备，±500kV 天广直流 设备。
2.43 高坡换流站：500kV 交流场所有设备，±500kV 高肇直流 设备。
2.44 肇庆换流站：500kV 交流场所有设备，±500kV 高肇直流 设备。
2.45 兴仁换流站：500kV 交流场所有设备，±500kV 兴安直流 设备。
2.46 宝安换流站：500kV 交流场所有设备，±500kV 兴安直流 设备。
2.47 500kV 交流线路：罗马线、罗百Ⅰ线、罗百Ⅱ线、滇罗Ⅰ 线、滇罗Ⅱ线、盘换甲线、盘换乙线、安八线、八换甲线、天换 线、天马线、天平Ⅰ线、天平Ⅱ线、平来Ⅰ线、平来Ⅱ线、来梧 Ⅰ线、来梧Ⅱ线、梧罗Ⅰ线、梧罗Ⅱ线、马百线、百南Ⅰ线、百 南Ⅱ线、南玉Ⅰ线、南玉Ⅱ线、玉茂Ⅰ线、玉茂Ⅱ线、江茂甲线、 江茂乙线、罗西甲线、罗西乙线、江西甲线、江西乙线、平南线、 逢玉线、逢来线、岩平线、岩沙线、沙来线、安青Ⅰ线、安青Ⅱ 线、青河Ⅰ线、青河Ⅱ线、河柳甲线、河柳乙线、沙柳甲线、沙 柳乙线、柳贺甲线、柳贺乙线、贺罗Ⅰ线、贺罗Ⅱ线、安高Ⅰ线、 安高Ⅱ线、肇砚甲线、肇砚乙线、砚西甲线、砚西乙线、砚花甲 线、砚花乙线、花博甲线、花博乙线、溯来Ⅰ线、溯来Ⅱ线、山 溯Ⅰ线、山溯Ⅱ线、鹅博甲线、鹅博乙线、奥港甲线、奥港乙线、 港茂甲线、港茂乙线、久玉线、龙河甲线、桥曲甲线、鲤桥线、 68
贵逢甲线、贵逢乙线、龙沙甲线、龙沙乙线、防久线、桥曲乙线、 南邕甲线、南邕乙线、柳桂甲线、柳桂乙线、发八甲线。
2.48 直流线路：±500kV 天广直流线路、±500kV 高肇直流线 路、±500kV 兴安直流线路。
2.49 220kV 交流线路：鲁马Ⅰ线、鲁马Ⅱ线、电马甲线、电马 乙线、电马丙线、电马丁线、天马Ⅰ线、天马Ⅱ线、中天线、广 北甲线、广北乙线。
69
附 录 B
南方电网500kV设备调度命名及编号准则
1 调度命名原则
1.1 厂、站的命名原则
发电厂、变电站、换流站、开关站、串补站的命名原则以厂 站所在地的地名进行命名，命名时注意避免同一地区出现相同的 命名。
1.2 线路的命名原则
1.2.1 交流线路的命名原则为，由电压等级及线路两侧站（厂） 的简称组成，一般以潮流送出侧变电站简称开头，若连接两站的 线路不止一回线路，则以天干顺序予以区别，如鹅城换流站至博 罗站的其中一回线路命名为 500kV 鹅博甲线。
1.2.2 直流线路的命名原则为，由电压等级、两侧换流站的简称 加上直流极的阿拉伯数字序号组成，一般以整流站简称开头，如
高坡站至肇庆站的极1线路调度命名为500kV高肇直流极1线路。
1.3 开关命名原则
1.3.1 对于 3/2 开关接线，母线侧开关按对应出线连接设备命名， 如 500kV 玉茂 I 线开关，500kV 玉林站#1 主变开关，中间开关按
开关所在串号加“联络”予以命名，如 500kV 玉林站第 3 串联络 开关。
1.3.2 对于 4/3 开关接线，母线侧开关按对应出线连接设备命名， 靠近 1M 母线侧的中间开关按开关所在串号加“联络甲”予以命 名，如 500kV 龙滩站第 3 串联络甲开关；靠近 2M 母线侧的中间 开关按开关所在串号加“联络乙”予以命名，如 500kV 龙滩站第 70
3 串联络乙开关。
2 调度编号原则
2.1 发电机组、变压器、母线等设备，分别为#×F、#×B、#× M， “×”用阿拉伯数字表示。
2.2 发电机组、变压器、母线等设备编号排列顺序规定为：从发 电机、变压器侧向出线线路侧，由固定端向扩建端（平面布置） ， 自上而下（高层布置）排列，角形接线按顺时针方向排列。
2.3 开关编号
开关编号用四位数字表示，若为 500kV 电压等级的，第一位 数码为“5”代表 500kV 电压等级，后两位数码依接线方式作如 下规定，并将第 1 串靠近 1 母的开关编号为 11。
2.3.1 完整的 3/2 开关接线及 4/3 开关接线，按矩阵排列编号，串 序自固定端向扩建端依序排列。 不完整的3/2及4/3开关接线方式， 不完整串当作完整串处理，按完整串编号。
2.3.2 角型接线方式的开关编号
角型接线的开关从起始点顺时针编号。
2.4 刀闸编号
2.4.1 刀闸由所属的开关编号后加一位数字组成，所加数字按如 下原则：若靠近 1 母侧，则加 1；靠近 2 母侧，则加 2；对于 3/2 开关接线出线专用刀闸编号由本出线母线侧开关编号加 6；对于 4/3 开关接线， 母线侧出线专用刀闸编号由本出线母线侧开关编号 加 6，联络甲开关与联络乙开关之间的出线专用刀闸编号由联络 甲开关编号加 6。
2.4.2 开关侧的地刀，均按隶属关系，由“刀闸号+7”组成。
2.4.3 对于有出线专用刀闸的，出线上开关侧的地刀由“刀闸编 号+7”组成，出线上线路侧的地刀由“刀闸编号+刀闸组别+7” 组成；对于无出线专用刀闸的，出线上地刀由“本出线母线侧开 71
关编号+67”组成；对于 4/3 开关接线，联络甲开关与联络乙开关 之间的出线有专用刀闸的，出线上开关侧的地刀由“联络甲开关 编号+67” 。
2.4.4 母线上的地刀，由“电压级 5+母线编号+组别+7”四位数 组成。
2.4.5 主变中性点地刀以“电压级 5+主变号+0”组成。
2.5 直流设备编号
按照《电力系统部分设备统一编号准则》 （SD 240—1987） 的规定执行。
2.6 集控中心控制范围有关设备的编号
2.6.1 在发电机组、主变、开关、刀闸等设备数字编号前加一个 大写英文字母（按照国际音标发音） 。如××发电厂#W×F 机组、 ××站#N2 主变、××站#N1M 母线、××站 N5021 开关、×× 站 N50212 刀闸、××站 N502117 地刀。
2.6.2 应避免同一集控中心内不同发电厂、变电站使用相同或读 音易混淆的英文字母。
2.6.3 只有下列英文字母可用于集控中心发电厂、变电站设备编 号：A、B、C、E、G、H、I、K、L、N、P、Q、S、T、U、V、 W、Y、Z。
3 安全自动装置及其通道的命名原则
3.1 安全自动装置名称应依次包含厂（站）名称、套别（A、B
套或#1、#2 套） 、装置类型等信息，如高坡站 A 套安全稳定控制 装置、罗平站 B 套失步解列装置。
3.2 安全稳定控制系统的通道命名应依次包含通道两侧厂（站） 名称、套别（A、B 套或#1、#2 套） 、通道类型等信息，如高坡到 安顺 A 套安全稳定控制装置光纤通道、 博罗到罗洞 B 套安全稳定 控制装置光纤通道。
72
4 线路保护及其通道的命名原则
4.1 线路保护中利用通道（含光纤、载波）构成的一整套全线速 动快速保护称主保护，不上通道的后备保护装置称后备保护。
4.2 同一条线路如有多套主保护，依次命名为××线主一保护、 ××线主二保护。一般情况下，接第一组电流互感器、跳相应开 关第一组跳闸线圈的命名为主一保护；接第二组电流互感器、跳 相应开关第二组跳闸线圈的命名为主二保护。如有三套主保护， 则接在主一或主二保护装置电流互感器后的，命名为主三保护。
4.3 同一条线路如仅有一套后备保护，命名为××线独立后备保 护；如有两套及以上后备保护，则依次命名为××线独立后备保 护一、独立后备保护二。一般情况下，和主一保护同屏的命名为 独立后备保护一；和主二保护同屏的命名为独立后备保护二。
4.4 同一条线路的两套过压远跳辅助保护命名为辅 A 保护、 辅 B 保护。一般地，和主一保护同屏、跳相应开关的第一组跳闸线圈 并远跳对侧开关的命名为辅 A 保护；和主二保护同屏、跳相应开 关的第二组跳闸线圈并远跳对侧开关的命名为辅 B 保护。
4.5 线路及辅助保护的通道命名根据通道类型确定，命名为×× 线路光纤通道或××线路载波通道。 若该线路两条通道同为光纤， 则根据每条光纤通道路经的不同，命名为××线路光纤通道一、 ××线路光纤通道二；若该线路两条通道同为载波，则根据每条 载波通道采用的载波机的不同，命名为××线路载波通道一、 ××线路载波通道二。
5 调度自动化系统通道命名原则
5.1 调度自动化系统主站与厂站设备通信所用通道的名称应依 次包含单位名称、主站系统名称、厂站名称、厂站设备及编号、
通道类型及编号等信息。若厂站设备为单套配置或同类通道无重 73
复配置，则无需设备编号或通道编号。如：总调 EMS-××电厂 远动/E1。
5.2 调度机构之间的调度自动化设备通信所用通道的命名以较 高级的调度机构为主站，较低级的调度机构为子站，按 5.1 原则 进行命名。如：总调 EMS-××中调 EMS/E1（1） 。 74
附 录 C
调 度 术 语
1 电网主要设备
1.1 一次设备
1.1.1 机
汽轮、水轮（包括抽水蓄能） 、燃气轮、风力等各种发电机组 的简称
1.1.2 炉
锅炉
1.1.3 调相机
专门用于发无功功率的调整电压的发电机组
1.1.4 变
变压器
1.1.4.1 主变
发电厂（站） 、变电所（站）的主变压器
1.1.4.2 联变
发电厂（站）不同电压等级母线间联络变压器（限于发电厂 中不带发电机只起联络不同电压母线作用的变压器）
1.1.4.3 厂（站、所）用变
发电厂（站） 、变电站（所）厂（站、所）用变压器
1.1.4.3.1 厂用变
接于发电机出口的供厂用电源的变压器
1.1.4.3.2 高备变
接于高压母线的厂用备用变压器
75
1.1.5 母
母线
1.1.5.1 旁母
旁路母线
1.1.6 开关（断路器）
空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型开关的统称
1.1.6.1 出线开关
线路出口开关
1.1.6.2 母联开关
母线联络开关
1.1.6.3 旁路开关
主母线与旁路母线的联络开关
1.1.6.4 分段开关
母线分段开关
1.1.7 刀闸（隔离开关）
各种形式的刀闸的统称
1.1.7.1 母线刀闸
母线侧刀闸
1.1.7.2 线路刀闸
线路侧刀闸
1.1.7.3 变压器刀闸
变压器侧刀闸
1.1.7.4 发电机刀闸
发电机侧刀闸
1.1.7.5 地刀
接地刀闸
1.1.8 线
输电线路
76
1.1.8.1 架空地线
线路架空避雷线
1.1.9 电缆
电力电缆
1.1.10 避雷器
避雷器
1.1.11 CT
电流互感器（按英语字母读音）
1.1.12 PT
电感式电压互感器（按英语字母读音）
1.1.13 CVT
电容式电压互感器（按英语字母读音）
1.1.14 中性点接地电阻
变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻
1.1.15 消弧线圈
消弧线圈
1.1.16 静补
并联无功静止补偿器
1.1.17 电容器
通常指并联补偿电容器
1.1.18 串联电抗器
线路串联电抗器
1.1.19 并联电抗器
并联电抗器（包括 A、B、C 三相及中性点电抗器）
1.1.19.1 高抗
高压并联电抗器
1.1.19.2 低抗
变压器低压侧并联电抗器 77
1.1.20 中性点电抗
中性点电抗
1.1.21 结合滤波器
结合滤波器
1.1.22 耦合电容器
耦合电容器
1.1.23 阻波器
阻波器
1.2 保护
电力系统的继电保护
1.2.1 发电机（调相机）保护
1.2.1.1 差动保护
1.2.1.1.1 发电机纵差保护 发电机纵差保护
1.2.1.1.2 发变组大差保护 发电机、变压器组纵差保护
1.2.1.1.3 发电机横差保护 发电机横差保护
1.2.1.2 电流保护
1.2.1.2.1 发电机过流保护 发电机过电流保护
1.2.1.2.2 发电机匝间保护 发电机匝间保护
1.2.1.2.3 发电机低压过流保护 发电机低电压过电流保护
1.2.1.2.4 发电机复合电压过流保护 发电机复合电压过电流保护
1.2.1.2.5 发电机励磁过流保护 78
发电机励磁回路电流保护
1.2.1.2.6 发电机负序过流保护 发电机负序电流保护
1.2.1.3 接地保护
1.2.1.3.1 发电机定子接地保护 发电机定子绕组接地保护
1.2.1.3.2 发电机转子一点接地保护 发电机转子一点接地保护
1.2.1.3.3 发电机转子两点接地保护 发电机转子两点接地保护
1.2.1.4 发电机过压保护 发电机过电压保护
1.2.1.5 发电机过负荷保护
发电机过负荷保护
1.2.1.6 发电机失磁保护
发电机失磁保护
1.2.1.7 发电机逆功率保护
发电机逆功率保护
1.2.1.8 发电机低频保护
发电机低频率保护
1.2.1.9 发电机失步保护
发电机失步保护
1.2.2 变压器保护
1.2.2.1 变压器差动保护
变压器纵差保护
1.2.2.1.1 变压器电流差动保护
变压器电流差动保护
1.2.2.1.2 变压器高阻抗差动保护
79
变压器高阻抗差动保护
1.2.2.1.3 变压器差动速断保护
变压器差动速断保护
1.2.2.2 电流保护
1.2.2.2.1 变压器电流速断保护
变压器电流速断保护
1.2.2.2.2 变压器过流保护
变压器过电流保护
1.2.2.2.3 变压器方向过流保护
变压器方向过电流保护
1.2.2.2.4 变压器低压过流保护
变压器低电压过电流保护
1.2.2.2.5 变压器复合电压过流保护
变压器复合电压（负序电压、低电压）过电流保护
1.2.2.2.6 变压器零序方向电流保护
变压器带方向的零序电流保护
1.2.2.2.7 变压器零序电流保护
变压器无方向的零序电流保护
1.2.2.3 变压器阻抗保护
变压器低阻抗保护
1.2.2.4 瓦斯保护
变压器瓦斯保护
1.2.2.4.1 重瓦斯保护
变压器重瓦斯保护（作用于跳闸）
1.2.2.4.2 轻瓦斯保护
变压器轻瓦斯保护（作用于信号）
1.2.2.5 变压器压力（释放）保护
变压器压力突增（释放）保护 80
1.2.2.6 变压器中性点零序过流保护 变压器中性点零序过电流保护
1.2.2.7 变压器中性点零序过压保护 变压器中性点零序过电压保护
1.2.2.8 变压器间隙保护
变压器间隙保护
1.2.2.9 变压器过励磁保护
变压器过励磁保护
1.2.2.10 变压器冷却系统故障保护 变压器冷却系统故障保护
1.2.2.11 油面降低（油位低）保护 变压器油面降低（油位低）保护
1.2.2.12 油温保护
变压器油温温度升高保护
1.2.2.13 线温保护
变压器线圈温度升高保护
1.2.3 线路保护
1.2.3.1 纵联保护
1.2.3.1.1 高频距离保护
利用距离元件构成的高频保护
1.2.3.1.2 高频零序保护
利用零序元件构成的高频保护
1.2.3.1.3 高频方向保护
利用方向元件构成的高频保护
1.2.3.1.4 分相电流差动保护 分相电流差动保护
1.2.3.1.5 分相距离保护
分相比较的高频距离保护
81
1.2.3.2 距离保护
1.2.3.2.1 相间距离保护
相间距离保护
1.2.3.2.2 接地距离保护
接地距离保护
1.2.3.2.3 距离一（二、三、四）段保护 距离一（二、三、四）段保护
1.2.3.3 零序一（二、三、四）段保护 零序电流一（二、三、四）段保护
1.2.3.4 电流保护
1.2.3.4.1 电流速断保护
相电流速断保护
1.2.3.4.2 过流保护
相电流（方向）过电流保护
1.2.3.4.3 低压过流保护
低电压过流保护
1.2.3.4.4 低压方向过流保护
低电压方向过电流保护
1.2.3.4.5 横差保护
平行线路电流横差保护
1.2.3.5 电压保护
1.2.3.5.1 过电压保护
过电压保护
1.2.3.5.2 低电压保护
低电压保护
1.2.3.5.3 电压速断保护
电压速断保护
1.2.3.5.4 电流闭锁电压速断保护
82
（方向）电流闭锁限时电压速断保护
1.2.3.6 行波保护
行波保护
1.2.4 母线保护、开关保护、重合闸
1.2.4.1 母线保护
1.2.4.1.1 母差保护
母线差动保护
1.2.4.1.2 母联开关充电保护
用母联开关对母线充电时投入的母联开关的小定值电流速断 保护
1.2.4.1.3 母联开关过流保护
母联开关过电流保护
1.2.4.2 开关保护
1.2.4.2.1 开关失灵保护
开关失灵保护
1.2.4.2.2 开关非全相（三相不一致）保护
开关三相位置不一致保护
1.2.4.2.3 开关充电保护
开关过电流保护
1.2.4.2.4 短引线保护
装设线路刀闸的 3/2 开关接线及角形接线短线保护
1.2.4.3 重合闸
1.2.4.3.1 单重
单相重合闸
1.2.4.3.1.1 单重先合
3/2 开关接线方式中， 重合闸方式置单重且合闸时限设为短时 限
1.2.4.3.1.2 单重后合
83
3/2 开关接线方式中， 重合闸方式置单重且合闸时限设为长时 限
1.2.4.3.2 三重
三相重合闸
1.2.4.3.3 综重
单相及三相重合闸
1.2.4.3.4 特重
特殊重合闸
1.2.4.3.5 重合闸退出
指重合闸出口压板退出
1.2.4.3.6 重合闸检同期
检查同期条件的重合闸
1.2.4.3.7 重合闸检无压
检查电压条件的重合闸
1.2.5 并联电抗器的保护
1.2.5.1 电抗器瓦斯保护
并联电抗器瓦斯保护
1.2.5.2 电抗器差动保护
并联电抗器差动保护
1.2.5.2.1 电抗器电流差动保护
并联电抗器电流差动保护
1.2.5.2.2 电抗器高阻抗差动保护
并联电抗器高阻抗差动保护
1.2.5.3 并联电抗器过电流保护
并联电抗器过电流保护
1.2.5.4 并联电抗器零序电流保护
并联电抗器零序电流保护
1.2.5.5 并联电抗器过负荷保护
84
并联电抗器过负荷保护
1.2.5.6 并联电抗器匝间保护
并联电抗器匝间保护
1.3 安全自动装置
1.3.1 解列装置
1.3.1.1 振荡解列装置
电网振荡解列装置
1.3.1.2 低频解列装置
电网低频率解列装置
1.3.1.3 低压解列装置
电网低电压解列装置
1.3.1.4 过负荷解列装置
过负荷解列装置
1.3.1.5 过电压解列装置
过电压解列装置
1.3.2 就地安全自动装置
1.3.2.1 联切机组装置 联锁切发电机组装置
1.3.2.2 联切负荷装置 联锁切负荷（线路）装置
1.3.2.3 联跳装置
联锁跳闸装置
1.3.2.4 电气制动装置 电气制动装置
1.3.2.5 快减装置
发电机组快速减出力装置
1.3.2.6 励磁调节器 发电机励磁调节装置 85
1.3.2.7 强励装置
发电机强行励磁装置
1.3.2.8 强减装置
发电机强行减磁装置
1.3.2.9 自动灭磁装置 发电机自动灭磁装置
1.3.2.10 系统稳定器（PSS） 电力系统稳定器
1.3.2.11 备自投
备用电源自动投入装置
1.3.2.12 功角监测装置 功角监测装置
1.3.2.13 故障录波器 故障录波装置
1.3.2.14 故障定位仪 输电线路故障点定位装置
1.3.2.15 同期装置 检测同期并列的装置
1.3.2.16 低频减负荷装置 按频率自动减（切）负荷装置
1.3.2.17 低压减负荷装置 按电压自动减（切）负荷装置
1.3.2.18 高频切机装置 按频率自动切除机组的装置
1.3.2.19 低频自启动 按频率自动开启水电机组
1.3.3 远方安全自动装置
1.3.3.1 远方跳闸装置 86
远方跳闸装置
1.3.3.2 远方启动装置
远方启动发电机组装置
1.3.3.3 远方电气制动装置
远方启动电气制动装置
1.3.3.4 远方切负荷装置
远方启动切负荷装置
1.3.3.5 远方切机装置
远方启动切机装置
1.3.3.6 区域稳定控制系统
电网区域稳定控制系统
1.3.3.7 过负荷减载装置
超负荷时自动减（切）负荷（线路）装置
1.4 调度通信、自动化设备
1.4.1 测量/控制装置
厂站端用于对一次设备进行测量或控制的自动化装置。包括 变送器、交流采样测控单元
1.4.2 RTU
远动装置
1.4.3 变送器
将交流电流、电压、功率等电气量变换成与之成线性关系的 直流电压或电流的器件
1.4.4 电能量采集装置
厂站端电能量采集处理装置
1.4.5 SWITCH/HUB
网络交换机/集线器
1.4.6 路由器
一种连接多个网络或网段的网络设备
87
1.4.7 电力调度数据网络
用于支持调度系统不同类型信息交换的网络平台
1.4.8 远动通道
用于专门传输远动信息的通信通道
1.4.9 SCADA/EMS
SCADA 即数据采集及监控； EMS 即能量管理系统。 SCADA/ EMS 系统通常是指能够实现 SCADA/EMS 功能的调度自动化主 站系统
1.4.10 光纤
电力通信所有光缆及光通信设备的总称
1.4.10.1 OPGW 光缆
复合在电力线路地线中的光缆
1.4.10.2 ADSS 光缆
架设在电力线路杆塔上或普通杆塔上的自承式光缆
1.4.10.3 管道光缆
敷设在电力管道或其他管道内的光缆
1.4.10.4 架空光缆
架设在普通杆塔上的非自承式光缆
1.4.10.5 地埋光缆
直接埋设在地下的光缆
1.4.11 微波
电力微波
1.4.12 载波
电力载波是以电力线路为传输媒质，传输电网保护、安自、 自动化、调度电话等实时信息的通信系统
1.4.13 载波机
电力载波机
1.4.14 光端机
88
光端机
1.4.15 调度交换机
为电力调度系统专用的调度电话进行交换的设备
1.4.16 调度录音系统
为电力调度等重要用户提供语音录音的设备
1.5 直流设备
1.5.1 换流变压器
简称换流变，连接交流系统与换流阀的变压器
1.5.2 交流滤波器
接于换流站交流侧，用于无功补偿和吸收换流器交流侧谐波 的装置。按照滤波次数不同分为单调谐、双调谐和两阶高通滤波 三种
1.5.3 交流滤波器组
由连接于同一交流滤波器母线的若干个交流滤波器构成的组 合
1.5.4 可控硅元件（Thyristor）
换流阀中的单个晶闸管元件
1.5.5 可控硅阀层（Valve Section）
由串联的多个可控硅元件，与均压电容器、阻尼回路电容器 及电抗器构成的组件
1.5.6 换流阀模件（Thyristor module）
由 2 个可控硅阀层串联而成的设备组件
1.5.7 换流阀（Thyristor valve）
由 3 个换流阀模件串联而成的换流设备组件，也称换流臂、 桥臂
1.5.8 四重阀（Quadruple Valve）
接于换流变阀侧绕组同名相上的 4 个换流阀叠装而成的整体 结构
89
1.5.9 换流桥（Bridge）
由三个四重阀中高压侧（或低压侧）6 个换流阀按三相桥式 整流方式组成的 6 脉动换流设备，也叫阀桥
1.5.10 星侧桥（Wye Bridge）
接于换流变压器阀侧星形绕组的换流桥
1.5.11 角侧桥（Delta Bridge）
接于换流变压器阀侧三角形绕组的换流桥
1.5.12 换流器（Converter）
换流站中用以实现交、直流电能相互转换的设备。实现交流 电转换为直流电的称为整流器，而实现直流电转换为交流电的称 为逆变器。 一般是由 1 个星侧桥和 1 个角侧桥串联组成 12 脉动的 换流桥
1.5.13 高压直流母线
从阀厅高压穿墙套管出口到极母线刀闸之间的母线，简称极 母线
极 1 母线：换流站极 1 星侧桥穿墙套管出口至极 1 母线刀闸 之间的母线
极 2 母线：换流站极 2 星侧桥穿墙套管出口至极 2 母线刀闸 之间的母线
1.5.14 中性母线：换流站中两极换流器之间的连线，简称中性线 极 1 中性线：极 1 换流器角侧桥穿墙套管至极 1 中性线刀闸 和极 1 接地极母线刀闸之间的连线
极 2 中性线：极 2 换流器角侧桥穿墙套管至极 2 中性线刀闸 和极 2 接地极母线刀闸之间的连线
0 段中性线：极 1、极 2 中性线刀闸与金属回线刀闸之间的连 线
1.5.15 转换母线
极 1、极 2 转换母线刀闸和金属回线刀闸（或极 1、极 2 中性 90
线刀闸）之间的母线
1.5.16 接地极母线
整流侧：极 1、极 2 接地极母线刀闸与金属回线转换开关阀 侧刀闸、接地极旁路刀闸、高速接地开关隔离刀闸之间的母线 逆变侧：极 1、极 2 接地极母线刀闸与接地极线路刀闸、高 速接地开关隔离刀闸之间的母线
1.5.17 直流滤波器
连接在直流极母线与极中性线之间用于滤除直流侧谐波的装 置
1.5.18 有源直流滤波器
连接在直流极母线与极中性线之间用于抵消直流侧谐波的可 控谐波发生器及其辅助设备
1.5.19 平波电抗器
串联在极母线中的电抗器，也称直流电抗器。主要用于限制 换相失败引起的电流上升和平抑直流电流的纹波
1.5.20 直流输电线路
两换流站极母线刀闸之间的高压直流输电架空线路，简称直 流线路
极 1 直流线路：两换流站极 1 母线刀闸之间的直流线路 极 2 直流线路：两换流站极 2 母线刀闸之间的直流线路
1.5.21 接地极线路
接地极线路刀闸到接地极本体之间的架空线路
1.5.22 极
正常运行时直流中对地处于相同直流电压极性的设备的总
称。一般有两个极，正常运行时一极对地电压为正，一极对地电 压为负
1.5.23 直流场开关、刀闸、地刀
接入直流场的开关、刀闸、地刀
91
1.6 串补
1.6.1 串补
串联电容补偿装置（Series Capacitor） ，串联在输电线路中以 补偿线路感抗，由电容器及其保护、控制等设备组成
1.6.2 固定串补
固定串联电容补偿装置（FSC） ，对输电线路的补偿程度基本 不变或不能平滑调节
1.6.3 可控串补
可控串联电容补偿装置（TCSC） ，通过在电容器上并联晶闸 管，调节晶闸管的导通角去调节晶闸管控制的电抗器支路电流， 从而调节串补回路阻抗，达到对输电线路补偿程度的调节
1.6.4 电容器元件
电容器组中的单个电容器元件
1.6.5 电容器单元
由×个电容器元件×并×串组成的单元
1.6.6 电容器组
即一相串补，一般为“H”形连接
1.6.7 晶闸管阀（Thyristor Valve）
单个晶闸管元件
1.6.8 晶闸管阀组
有多级，每一级包括两个反向并联的晶闸管阀、缓冲电路、
用于监视晶闸管阀电压的电子模块和用于晶闸管阀散热的吸热槽
1.6.9 金属氧化物可变电阻（MOV）
由具有很强非线性特性的金属氧化物阀体串并联组成，主要 用于限制出现在电容器组上的过电压
1.6.10 火花放电间隙（Spark Gap）
通过阻尼元件并联在电容器两端的保护装置，在特定条件下
间隙会迅速击穿，用以将 MOV 和电容器旁路。主要用于固定串 92
补过电压保护
1.6.11 TCSC 电抗器
与晶闸管阀串联，用以限制可控电容器组放电电流幅值并确 保晶闸管阀相角控制顺利进行
1.6.12 阻尼回路（Damping Circuits）
由阻尼电感和阻尼电阻并联而成，用以限制放电电流
1.6.13 串补平台（Platform）
简称平台。平台上安装有电容器组、MOV、晶闸管阀室及
GTE（间隙触发装置） 、阻尼回路、电流互感器、电阻分压器、光 电转换装置端子箱等设备。每条线路分三个平台，每相一个平台
1.6.14 旁路开关（Bypass Breaker）
用来投入或退出串补
1.6.15 主旁路刀闸（Main Bypass Switch）
与旁路开关配合共同完成串补装置的投退操作
1.6.16 平台刀闸（Disconnect Switch）
与旁路开关配合共同完成串补装置的投退操作
1.6.17 平台地刀（Earth Switch）
用以平台及串补的转接地操作
2 调度管理
2.1 调度管辖范围
电网设备运行和操作指挥权限的范围
2.2 调度指令
电网调度机构值班调度员（简称值班调度员）对其下级调度 值班员或调度管辖厂、站值班员发布有关运行和操作的指令
2.2.1 综合令
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指令。只涉及 93
一个厂（站）的操作才能使用综合令
2.2.2 单项令
值班调度员下达的单项操作的调度指令
2.2.3 逐项令
根据一定的逻辑关系，按顺序下达的综合令或单项令
2.3 调度许可（同意）
值班调度员对下级值班调度员或厂站值班员提出的工作、操 作等申请予以许可（同意）
2.4 调度关系
2.4.1 直接调度
值班调度员直接向现场值班员发布调度指令的调度方式
2.4.2 间接调度
值班调度员通过下级值班调度员向现场值班员转达调度指令 的调度方式
2.4.3 委托调度
调度机构将其调管设备的调度权委托其他调度机构的调度方 式
2.4.4 越级调度
紧急情况下值班调度员不通过下一级值班调度员，而直接向 下一级值班调度员调度管辖厂站的值班员下达调度指令的方式
2.5 调度指令
2.5.1 下令（发令）
值班调度员向下级值班调度员或厂站值班员发布调度指令
2.5.2 接令
下级值班调度员或厂站值班员接受值班调度员发布的调度指 令
2.5.3 复诵
是指将对方说话内容进行原文重复表述，并得到对方的认可 94
2.5.4 回令
调度指令执行完毕后，下级值班调度员或厂站值班员向值班 调度员报告调度指令的执行情况
2.6 运行操作
2.6.1 合上
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
2.6.2 断开
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
2.6.3 拉开
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
2.6.4 投入
指将继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达 到指令状态（投入状态）的操作
2.6.5 退出
指将继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达 到指令状态（退出状态）的操作
2.6.6 停用
指将继电保护、安全自动装置、故障录波装置等二次设备达 到指令状态（停用状态）的操作
2.6.7 合环、解环
2.6.7.1 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
2.6.7.2 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
95
2.6.7.3 解除同期闭锁合环
不经同期闭锁直接合环
2.6.7.4 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
2.6.8 并列、解列
2.6.8.1 核相
用仪表或其他手段检测两电源或环路的相位、相序是否相同
2.6.8.2 定相
新建、改建的线路或变电站在投运前，核对三相标志与运行 系统是否一致
2.6.8.3 相位正确
开关两侧 A、B、C 三相相位均对应相同
2.6.8.4 并列
将两个独立运行的电网（或发电机、调相机与电网）连接为 一个部分运行的操作
2.6.8.5 解列
通过人工操作或保护及自动装置动作使电网中开关断开，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过 程
2.7 设备状态及变更
2.7.1 检修状态
指连接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
2.7.2 热备用状态
指设备已具备运行条件，经一次合闸操作即可转为运行状态 的状态。母线、变压器、电抗器、电容器及线路等电气设备的热 备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧的开关全部在断 96
开位置，且至少一组开关各侧刀闸处于合上位置，设备继电保护 投入，开关的控制、合闸及信号电源投入。开关的热备用是指其 本身在断开位置、各侧刀闸在合闸位置，设备继电保护及自动装 置满足带电要求
2.7.3 冷备用状态
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
2.7.4 运行状态
指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、开 关、变压器、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正常投入
2.7.5 继电保护状态
2.7.5.1 投入状态
指继电保护装置工作电源投入，相应的功能压板和出口压板 投入的状态
2.7.5.2 退出状态
指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能压板或 出口压板，退出部分或全部保护功能的状态
2.7.5.3 停用状态
指继电保护装置工作电源退出，出口压板退出的状态
2.7.6 安全自动装置状态
2.7.6.1 投入状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口压板连接到指令回路 的状态。即安全自动装置具备正常的出口动作功能
2.7.6.2 投信号状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，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 97
功能，但具备收信发信功能
2.7.6.3 退出状态
指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，对外通信 通道断开时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作 功能，不具备对外发信功能
2.7.6.4 停用状态
指安全自动装置工作电源退出，出口压板断开时的状态。即 安全自动装置丧失所有功能的状态
2.7.7 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
2.7.8 送电
对设备充电并带负荷（指设备投入环状运行或带负荷）
2.7.9 停电
使带电设备转为冷备用或检修
2.7.10 ×次冲击合闸
以额定电压给设备×次充电
2.7.11 零起升压
给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压
2.7.12 零起升流
给设备由零起逐步升高电流至预定值或直到额定电流
2.8 事故处理
2.8.1 强送
电气设备故障后未经处理即行送电
2.8.2 强送成功
电气设备故障后未经处理即行送电，开关未再跳闸
2.8.3 强送不成功
电气设备故障后未经处理即行送电，开关再次跳闸
98
2.8.4 试送
电气设备故障经处理后的首次送电
2.8.5 试送成功
电气设备故障经处理后首次送电，开关未再跳闸
2.8.6 试送不成功
电气设备故障经处理后首次送电，开关再次跳闸
2.8.7 过负荷
发电机、变压器或线路的电流（或有功）超过额定值或规定 的允许值
2.9 检修
2.9.1 计划检修
南方电网年度方式、月度方式中有计划安排的，并且能够按 规定时间提交检修申请的检修
2.9.2 非计划检修
除计划检修外的检修
2.9.2.1 事故抢修
因设备缺陷或故障等原因急需停电的或已经强迫停运的设备 检修
2.9.2.2 临时检修
除事故抢修外的其他非计划检修
2.9.3 带电作业
对有电或停电未做安全措施的设备进行检修，属临时检修
2.9.4 定值更改
对继电保护、安自装置等进行定值更改，属临时检修
2.9.5 设备启动、试验
进行新设备启动、系统试验、一二次设备改造后的试验等工 作，属计划检修
2.10 用电
99
2.10.1 按计划用电
不超过分配的用电计划用电
2.10.2 超计划限电
对于超出用电计划的用电负荷，按计划用电指标进行限电
2.10.3 事故限电
在系统发生事故时，按事故限电序位表进行限电
2.10.4 用户限电
通知用户按调度命令自行限制用电
2.10.5 拉闸限电
是指拉开供电线路开关，强行停止供电的措施
2.10.6 ×分钟限去超用负荷
通知用户按指定时间自行减去比用电计划高的那一部分用电 负荷
2.10.7 ×分钟按事故拉闸顺序切掉×万千瓦
通知值班人员在指定时间内按事故拉闸顺序切掉×万千瓦负 荷
2.10.8 保安电力
为保证人身和设备安全所需的最低限度的电力供应
2.10.9 负荷备用容量
接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容量
2.10.10 事故备用容量
在规定的时间（十分钟）内，可供调用的备用容量
2.11 电网
2.11.1 波动
电网电压、频率、功率发生瞬间下降或上升后立即恢复正常 的变化现象
2.11.2 摆动
电网的功率、电压、电流、频率等参数往复变化 100
2.11.3 振荡
电网并列运行的两部分或几部分间失去同期，电压、电流、 功率、频率等参数发生大幅度有规律的摆动现象
2.11.4 失步
同一系统中运行的两电源间失去同步
2.11.5 潮流
电网稳态运行时的电压、电流、功率
2.12 调整
2.12.1 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
2.12.2 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
2.12.3 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）值
2.12.4 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）值
2.12.5 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
2.12.6 停止校电钟
按规定维持电网频率，停止校电钟
2.13 开关和刀闸
2.13.1 合上开关
使开关由分闸位置转为合闸位置
2.13.2 断开开关
使开关由合闸位置转为分闸位置
2.13.3 合上刀闸
101
使刀闸由断开位置转为接通位置
2.13.4 拉开刀闸
使刀闸由接通位置转为断开位置
2.13.5 开关跳闸
2.13.5.1 开关三相跳闸
未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置
2.13.5.2 开关×相跳闸
未经操作的开关×相由合闸转为分闸位置
2.13.5.3 开关非全相跳（合）闸
开关三相应该同时动作而其中一相或两相未按指令动作的情 况
2.13.6 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
2.13.7 开关×相跳闸，重合成功
开关×相跳闸后，重合闸动作又自动合上×相，未再跳闸
2.13.8 开关跳闸，三相重合成功
开关跳闸后，重合闸动作又自动合上三相，未再跳闸
2.13.9 开关×相跳闸，重合不成功
开关×相跳闸后，重合闸动作又自动合上×相，开关再自动 跳开三相
2.13.10 开关跳闸，三相重合不成功
开关跳闸后，重合闸动作又自动合上三相，开关再自动跳开 三相
2.13.11 开关（×相）跳闸，重合闸未动作开关三相跳开（或非 全相运行）
开关（×相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未动作，开 关三相跳开（或非全相运行）
2.13.12 代路
102
是指用旁路开关代替其他开关运行的操作
2.14 线路
2.14.1 带电巡线
对有电或停电未采取安全措施的线路进行巡视
2.14.2 停电巡线
在线路停电并挂好地线情况下巡线
2.14.3 事故巡线
线路发生事故后，为查明故障原因而进行的带电巡线
2.14.4 特巡
对在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、大负荷、地震等 特殊情况下的带电巡线
2.15 母线
2.15.1 倒母线
指双母线接线方式的变电站（开关站） ，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
2.16 接地、引线、短接
2.16.1 装设地线
通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作
2.16.2 拆除地线
将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作
2.16.3 合地刀
用地刀将设备与大地接通
2.16.4 拉地刀
用地刀将设备与大地断开
2.16.5 带电接线
在设备带电状态下接线
2.16.6 带电拆线
在设备带电状态下拆线
103
2.16.7 接引线
将设备引线或架空线的跨接线接通
2.16.8 拆引线
将设备引线或架空线的跨接线拆断
2.16.9 短接
用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路
2.17 电容、电抗补偿
2.17.1 消弧线圈过补偿
全网消弧线圈的整定电流之和大于相应电网对地电容电流之 和
2.17.2 消弧线圈欠补偿
消弧线圈的整定电流之和小于相应电网对地电容电流之和
2.17.3 谐振补偿
消弧线圈的整定电流之和等于相应电网对地电容电流之和
2.17.4 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
2.17.5 串联电容器欠补偿
串联电容器总容抗小于被补偿线路的感抗
2.18 发电机组
2.18.1 发电机无（少）蒸汽运行
发电机并入电网，将主气门关闭（或通少量蒸汽）作调相运 行
2.18.2 发电改调相
发电机由发电状态改调相运行
2.18.3 调相改发电
发电机由调相状态改发电运行
2.18.4 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 104
2.18.5 等待并列
发电机并网前或解列后，维持额定转速及额定电压，等待并 列
2.18.6 变压运行
发电机组降低汽压运行，以大幅度降低出力
2.18.7 力率
发电机输出功率（出力）的功率因数 cos?
2.18.8 进相运行
发电机或调相机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机 吸收系统无功
2.18.9 定速
发电机已达到额定转速运行但未并列
2.18.10 空载
发电机已并列，但未带负荷
2.18.11 甩负荷
带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值
2.18.12 发电机跳闸
带负荷运行的发电机主开关跳闸
2.18.13 紧急降低出力
电网发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不 解列
2.18.14 可调出力
机组实际可能达到的发电能力
2.18.15 单机最低出力
根据机组运行条件核定的最小发电能力
2.18.16 旋转备用
已并网运行的发电机组，其所能带的最高出力与实际出力之 差值
105
2.19 原动机
2.19.1 盘车
用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子慢转动
2.19.2 惰走
汽（水）轮机或其他转动机械在停止汽源（水源）或电源后 继续保持转动
2.19.3 转车或冲转
指蒸汽进入汽轮机，转子开始转动
2.19.4 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达到规 定的均匀温度
2.19.5 升速
汽轮机转速按规定逐渐升高
2.19.6 滑参数启动
一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽 轮机负荷上升而上升的启动方式
2.19.7 滑参数停机
一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽 轮机负荷下降而下降的停机方式
2.19.8 脱扣
指汽轮机自动装置动作（或手动）造成主气门关闭
2.19.9 反冲洗
汽轮机组凝结器中循环水经调整阀门方式后，反向流动冲走 垢物
2.19.10 锅炉升压
锅炉从点火至并炉的整个过程
2.19.11 并炉
锅炉待汽压汽温达到规定值后与蒸汽母管并列
106
2.19.12 停炉
锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压
2.19.13 锅炉失压
锅炉停止运行后按规程将压力泄去的过程
2.19.14 吹灰
用蒸汽或压缩空气清除锅炉各受热面上的积灰
2.19.15 向空排汽
开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放入大气
2.19.16 顶压
用给水泵〔水源〕保持锅炉内有一定水压
2.19.17 水压试验
指设备检修后进行水压试验
2.19.18 熄火
锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄灭
2.19.19 打焦
用工具清除火嘴、水冷壁、过热器管等处的结焦
2.19.20 导水叶开度
运行中机组在某水头和发电出力时相应的水叶的开度
2.19.21 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角度
2.20 水电
2.20.1 水库水位
水库坝前水面海拔高程（米）
2.20.2 尾水水位
水电厂尾水水面海拔高程（米）
2.20.3 正常高水位
水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到 的水位
107
2.20.4 死水位
在正常运用的情况下，允许水库消落的最低水位
2.20.5 汛限水位
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
2.20.6 保坝水位
在设计的极限洪水时，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
2.20.7 年（月）末控制水位
每年（月）末计划控制水位
2.20.8 旬（月）初（末）库水位
每旬（月）初（末）水库实际运行水位
2.20.9 发电水头
水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差值（米）
2.20.10 （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）
2.20.11 （日、旬、月、年）平均入库流量
某时段（日、旬、月、年）内平均流入水库的流量（立方米 每秒）
2.20.12 （日、旬、月、年）平均出库流量
某时段（日、旬、月、年）内平均流出水库的流量（立方米 每秒）
2.20.13 （旬、月）初（末）入库流量
（旬、月）初（末）进入水库的流量（立方米每秒）
2.20.14 （日、旬、月、年）入库水量
某时段（日、旬、月、年）内进入水库的水量 108
2.20.15 （日、旬、月、年）发电用水量
水电厂在某时段（日、旬、月、年）内发电所耗用的水量
2.20.16 （日、旬、月、年）弃水量
水电厂在某时段（日、旬、月、年）内未被利用而弃掉的水 量
2.20.17 允许最小出库流量
为满足下游兴利（航运、灌溉、工业引水等）及电网最低电 力要求需要水库放出的最小流量（立方米/秒）
2.20.18 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
2.20.19 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
2.20.20 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
2.20.21 开启（关闭）尾水闸门（或叠粱）
根据需要开启（关闭）尾水闸门（或叠梁）
2.20.22 发电耗水率
每发一千瓦时电量平均所耗的水量（立方米/千瓦时）
2.20.23 消落水库水位
把坝前水库水位降低
2.20.24 蓄高水库水位
把坝前水库水位提高
2.21 直流设备状态及变更
2.21.1 极的状态
2.21.1.1 极1/2 接地状态（Earthed）
极 1/2 换流器、极 1/2 换流变各侧开关断开，刀闸拉开，地刀 合上，直流滤波器接地
109
2.21.1.2 极1/2 停运状态（Stopped）
极 1/2 及其换流变地刀拉开，换流变开关断开、刀闸拉开
2.21.1.3 极1/2 备用状态（Standby）
换流变压器交流侧开关断开、刀闸合上；换流阀冷却系统投 入；换流变分接头在起始位置
2.21.1.4 极1/2 闭锁状态（Blocked）
换流器交流侧开关合上；直流接线方式形成；换流阀预检成 功；开放换流变压器分接头控制，直流滤波器接入
2.21.1.5 极1/2 解锁状态（Deblocked）
触发脉冲触发换流器，换流阀导通；直流传输功率；无功控 制投入，直流滤波器接入
2.21.1.6 极1/2 空载加压试验状态（OLT）
状态与极 1/2 解锁状态相同，只是直流接线方式为空载加压 试验方式
2.21.2 极的连接状态
2.21.2.1 极1/2 隔离状态
极 1/2 母线刀闸拉开，极 1/2 中性母线开关断开，极 1/2 中性 线刀闸拉开，极 1/2 接地极母线刀闸拉开
2.21.2.2 极1/2 接入状态
极 1/极 2 接地极母线刀闸合上，极 1/2 中性母线开关合上， 极 1/2 母线刀闸合上
2.21.3 直流线路状态
2.21.3.1 极1/2 直流线路接地状态
极 1/2 母线刀闸拉开，极 1/2 转换母线刀闸拉开，极 1/2 线路 地刀合上
2.21.3.2 极1/2 直流线路隔离状态
极 1/2 母线刀闸拉开，极 1/2 转换母线刀闸拉开，极 1/2 线路 地刀拉开
110
2.21.3.3 极1/2 直流线路接入状态
极 1/2 母线刀闸合上，极 1/2 线路地刀拉开
2.21.4 直流滤波器状态
2.21.4.1 直流滤波器接地状态
直流滤波器高低压侧刀闸拉开，地刀合上
2.21.4.2 直流滤波器接入状态
直流滤波器高低压侧地刀拉开，刀闸合上
2.21.5 接地极线路状态
2.21.5.1 接地极线路接地状态
接地极线路刀闸拉开，接地极旁路刀闸（整流侧）拉开，接 地极线路地刀合上
2.21.5.2 接地极线路隔离状态
接地极线路刀闸拉开，接地极旁路刀闸（整流侧）拉开，接 地极线路地刀拉开
2.21.5.3 接地极线路接入状态
整流侧：接地极线路地刀拉开，接地极线路刀闸合上，金属 回线转换开关阀侧刀闸合上，金属回线转换开关合上。或接地极 线路地刀拉开，接地极旁路刀闸合上
逆变侧：接地极线路地刀拉开，接地极线路刀闸合上
2.21.6 交流滤波器状态
2.21.6.1 交流滤波器检修状态
交流滤波器开关断开，刀闸拉开，开关交流滤波器侧地刀合 上
2.21.6.2 交流滤波器冷备用状态
交流滤波器开关断开，刀闸拉开，交流滤波器开关两侧地刀 拉开
2.21.6.3 交流滤波器热备用状态
交流滤波器开关断开，刀闸合上，交流滤波器开关两侧地刀 111
拉开
2.21.6.4 交流滤波器运行状态
交流滤波器开关两侧地刀拉开，刀闸合上，开关合上
2.22 串补
2.22.1 接地状态
串补旁路开关在合闸位置，平台刀闸在分闸位置，平台地刀 在合闸位置
2.22.2 隔离状态
串补旁路开关在合闸位置，平台刀闸在分闸位置，平台地刀 在分闸位置
2.22.3 旁路状态
串补旁路开关在合闸位置，平台刀闸在合闸位置，平台地刀 在分闸位置，主旁路刀闸在分闸位置
2.22.4 运行状态
串补旁路开关在分闸位置，平台刀闸在合闸位置，平台地刀 在分闸位置，主旁路刀闸在分闸位置
2.22.5 并列运行状态
指串补的固定部分与可控部分都运行的状态
2.22.6 固定运行状态
指串补的固定部分在运行状态，可控部分在旁路状态
2.22.7 可控运行状态
指串补的固定部分在旁路状态，可控部分在运行状态
2.23 继电保护
2.23.1 ×设备×保护（×段）改定值
×设备×保护（×段）整定值（阻抗、电压、电流、时间等） 由某一定值改为另一定值
2.23.2 保护通道对调
保护按规定进行通道对调
112
2.24 调度自动化
2.24.1 AGC
自动发电控制
2.24.2 TBC、FFC、FTC
AGC 的三种基本控制模式
TBC 是指按定联络线功率与频率偏差模式控制，FFC 是指按 定系统频率模式控制，FTC 是指按定联络线交换功率模式控制
2.24.3 ACE
联络线区域控制偏差
2.24.4 A1、A2、CPS1、CPS2
AGC 控制性能评价标准
2.24.5 AVC
自动电压控制
2.25 其他
2.25.1 么、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞
调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0” 的读音
2.25.2 ××调（××电厂、××变电站） （值长、班长）××× （姓名）
值班人员电话联系时的冠语，其中每值第一次通话时双方应 说出工作单位、职务、姓名。以后每次可仅说单位、姓名
2.25.3 ×时×分××设备工作全部结束， 现场工作安全措施已拆 除，人员已撤离，可以送电
下级调度员或厂站值班员向上级调度员汇报设备工作结束的 术语，表明设备具备送电条件
2.25.4 候班
可随时接受指令并立即前往工作现场进行工作
2.26 通信部分
113
2.26.1 通信通道
广义上指继电保护装置、安全自动装置、自动化设备端到端 的全过程通信
2.26.2 通信通道中断
指因业务系统至通信机房的连接线缆、转换装置故障或通信 电路故障导致业务系统之间通信中断
2.26.3 通信电路
指通信专业为实现某业务点到点通信所提供的通信方式，包 括传输、数据网通信方式等
2.26.4 通信电路中断
因通信设备、设施故障导致业务系统通信中断
2.26.5 自愈环技术
无需人为干预，网络就能在极短的时间内从失效故障中自动 恢复所携带的业务，使用户感觉不到网络已出现故障
2.26.6 调度数据网
指采用 IP 技术组建的数据传输平台，主要承载安全区 I、Ⅱ 区业务
2.26.7 综合数据网
指采用 IP 技术组建信息化数据传输平台， 承载管理信息业务
2.26.8 两种不同通信方式
指同一业务通信通道之间没有任何关联，不会因电源、设备、 光缆等原因造成业务通道同时中断。即在单一故障下不会导致同 一条线路的所有继电保护通信通道、站点间安全自动装置通信通 道或总调至站点的自动化业务通信通道中断
2.26.9 总调网管直管系统
指通信网管设在总调的通信系统
2.26.10 两套独立电源
独立电源指由整流设备、蓄电池、开关柜组成的整套电源系 114
统；两套独立电源指任何一套电源失效，不应造成同一条线路的 所有继电保护通信通道、站点间安全自动装置通信通道或总调至 站点的自动化业务通信通道中断
2.26.11 PCM
是指将多路话音或窄带信息业务复接到 E1 上的设备
2.26.12 SDH（Synchronize Digital Hierarchy）
采用 SDH 制式，由 SDH 制式的网元及其网元间的传输段组 成的集合，能独立提供一定带宽的传输通道
2.26.13 DDF（Digital Distribution Frame）
在通信站点机房内专门用来安装数字配线模块的机架
2.26.14 ODF（Optical Distribution Frame）
在通信站点机房内专门用来安装光配线模块的机架
2.26.15 VDF（Voice Distribution Frame）
在通信站点机房内专门用来安装音频配线模块的机架
2.26.16 Tx、Rx
Tx——指发送端，Rx——指接收端
115
附 录 D
继电保护跳闸信息汇报规范
1 线路保护
1.1 线路快速保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××线 路×相发生单相接地（两相、两相接地、三相）故障，保护动作 情况：主一（二、三）光纤电流差动（纵联距离、纵联方向） 、接 地距离Ⅰ段（相间距离Ⅰ段、工频变化量距离）动作，跳 A（B、
C 或三）相，重合成功（重合不成功，重合闸后加速动作） ，保护 故障测距××km。
1.2 线路后备保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××线 路主一（二、三）保护动作，保护动作情况：主一（二、三）保 护接地距离Ⅱ段（接地距离Ⅲ段、相间距离Ⅱ段、相间距离Ⅲ段、 零序定时限Ⅱ段、零序反时限）动作，保护故障测距××km。 2 过压及远跳
2.1 过电压保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××线 路辅 A（B）保护过电压动作，跳××开关，并发远跳信号。
2.2 远跳经就地判据出口
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××线 路辅 A（B）保护远跳收信，×取×经就地判据出口跳闸。 116
3 母线保护
3.1 母差差动或母联过流动作
××变电站 （电厂） ： ×时×分×秒 500kV （220kV） #1M （#2M） 母线母差工频变化量比例差动（比例差动、中阻抗差动、母联过 流）动作。
3.2 失灵经母差出口
××变电站 （电厂） ： ×时×分×秒 500kV （220kV） #1M （#2M） 母线母差失灵出口，由××开关保护（××保护）启动。 4 开关保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××开 关失灵保护（三相不一致保护、充电保护、过流保护）动作。 5 500kV 电抗器保护
5.1 电抗器快速保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV××（线路）高抗 比例差动（高阻差动、零序差动、差动速断、匝间保护）动作， 跳××开关，并发远跳信号。
5.2 电抗器后备保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV××（线路）高抗 主电抗器相过流（主电抗器反时限过流、主电抗器零序过流、中 性点小电抗器过流）保护动作，跳××开关，远跳出口。 6 短引线保护及 T 区保护
6.1 短引线保护
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××间 隔短引线差动（充电保护）动作，跳××开关。
117
6.2 T 区保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV（220kV）××间 隔 T 区比例差动（过流Ⅰ段、过流Ⅱ段、充电保护）动作，跳× ×开关，并跳××线路（变压器）×侧。
7 联变及换流变保护
7.1 联变保护
7.1.1 联变快速保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV××变压器×相发 生××故障，第×套主变保护××（保护型号）保护的比例差动 （差动速断、高阻差动、零序差动、过激磁）保护动作，跳主变 500kV（220kV、35kV）××开关。
7.1.2 联变后备保护动作
××变电站（电厂） ：×时×分×秒 500kV××变压器第×套 主变保护××（保护型号）主变阻抗（过流、零序过流）保护动 作，跳主变 500kV（220kV、35kV）××开关。
7.2 换流变保护
7.2.1 换流变快速保护动作
××换流站：×时×分×秒××直流极×的换流变×相发生 ××故障，第×套换流变保护××（保护型号）的比例差动（差 动速断、高阻差动、零序差动）保护动作，跳××开关，发直流 极×ESOF。
7.2.2 换流变后备保护动作
××换流站：×时×分×秒××直流极×换流变第×套换流 变保护××（保护型号）的阻抗（过流、零序过流）保护动作， 跳××开关，发直流极×ESOF。