寨口调度电网运行分析报告

20xx年，寨口电网运行基本实现安全、稳定、经济运行，做到了运行方式安排合理、继电保护及自动装置正常动作。由于充分发挥了llOkV变电站主变有载调压及无功集中补偿电容器组的作用，故使电网供电质量得到有效改善，取得了良好的社会效益和经济效益。

一、运行基本情况

寨口电网是新疆兵团伊犁农四师电力公司重要的组成部分之一，也是祖国边境线上的一个重要电网，由三个供电所分管着各自的供电区域，主要有71团、72团、79团，供电区域有新源县则克台镇伊钢、首钢以及尼勒克县瑞祥焦化厂、71团双新焦化厂、唐不拉、哈拉托别乡，胡吉尔台乡、乌拉斯台乡种蜂场、松湖铁矿、科尔克煤矿、乔尔玛以及伊力特酒厂和个团场的日常生活用电。电网主要有llOkV变电所4座，分别是则克台71团llOkV变电所、瑞祥llOkV变电所、71团双新焦化厂llOkV变电所、伊钢llOkV变电所。35kV变电所5座。其中llOkV输电线路6条，35kV输电线路8条，lOkV输电线路19条。

目前，寨口电网投运总装机容量67270kW，主要有79团水电站装机容量为4300kW，71团双新焦化厂水电装机容量2×360kW+l×1250kW，瑞祥焦化厂火电装机容量为

2×18000kW+l×15000kW。

寨口电网电力系统现有llOkV变电站4座，主变压器6台，容量为27.9万kVA，35kV变电站5座，主变压器9台，总容量为46550kVA (其中llOkV变电站30000kVA，35kV变电站16550kVA)。全年电网运行稳定，未发生电网误调度、误操作等事故，也未发生设备损坏及人身伤亡事故。

二、运行方式情况

1.110kV变电站。(1)根据电网运行及实际负荷情况，主网通过恰普其海河川变，按照电网运行负荷实际情况合理安排电网运行方式。(2)合理安排各llOkV变电站负荷运行，并根据功率因数情况安排投退电容器组。(3)20xx年11月，由于恰普其海水电站水流量的减少，导致发电量也相对减少。为了保证电网正常供电，经公司研究，决定瑞祥火电并网发电补充电网电量缺口，保证了用户的正常供电。

2．各35kV变电站。(1)根据电网实际运行及负荷情况，按照公司寨口电网运行方式安排，由各供电所管理。(2)集中补偿电容器组投入运行。

三、各经济指标完成情况

1．累计完成供电量3.9亿kw．h，同比去年增加1.8亿kw．h，增长率为85%。

2．综合线损率为3.06%。

3．全年最大负荷78000kW，最小负荷55000kW，平均负荷70000kW，频率合格率100%，综合电压合格率99.5%。

笔者认为，能取得以上成绩主要得益于公司领导的高度重视。公司领导的重视，使供电质量、供电可靠性进一步提高，同时强化了安全管理、线损管理以及优质服务，促进了电力消费的增长，进一步拓宽了公司收入渠道，也保证老百姓住守边疆，为维持边疆稳定及繁荣昌盛做出努力。

四、主设备及线路运行异常、故障、检修情况

根据本网的实际情况，通过调查研究掌握了基本资料和历史数据，同时运用数理统计原理和其他科学原理对电网的负荷及电量的因果关系进行预测，正确安排调度电力系统的设备运行方式和计划检修，对本电网和大用户实际用电曲线与预测的偏差及原因、各行业的用电比例、生产特性用电规律、用电量进行分析，根据国家方针政策，均衡用电，以保证本电网安全、稳定和经济运行。

20xx年，我们消除设备危急缺陷3个、重大缺陷5个、一般缺陷21个，并开展设备完好率工作，以提高设备健康水平。由于寨口电网设备整治工作是以“坚持提高设备健康水平，切实落实变电站整治原则及要求”进行，且加强设备消缺工作，故到目前为止设备消缺率达到95%以上。

1．各站主设备及线路故障情况。双新焦化厂llOkV变电所在今年8月份投运。因从双新焦化110变电所致阔尔克沿线施工单位T接点过多，为了提高供电保障，经公司领导实地考查后，决定改双新原蒙焦线直供阔尔克、松胡铁矿，3U供国电施工用电，但受当地气候气象灾害的影响（雨天），造成3U端电缆头爆炸4次，致使阔尔克、松胡铁矿前后停电4

次，后经调整恢复正常运行；其他各变电站主设备均安全稳定运行。主网：则克台llOkV线故障跳闸3次，35kV线路开关跳闸7次，lOkV开关跳闸11次。

2．故障原因分析。线路故障原因：除自然灾害外，由于配电线路长（多在山区，且雨雪天气较长），易发生线路接地、击穿瓷瓶或配电变压器、避雷器等事故或配电变压器、绑线故障，以及外力因素导致断线、拉线脱落等。高压设备因跌落开关（特别是松湖铁矿35kV变、及伊钢临时35kV变）容易烧坏而造成开关跳闸，从而影响电网安全运行及供电可靠性。具体情况如下：35kV线路断线（包括分支线路）1次，互感器击穿故障2次，外力破坏（工地施工、采石厂放炮、塔吊搭挂线路）故障1次，高压电缆故障4次，lOkV线路故障4次。变电设备故障原因：由于综合自动化二次设备与部分原来运行的一次设备的配合问题，特别是则克台71团llOkV变电所的跳、合闸线圈偶有烧毁现象，且此变电所直流问题（系统运行时间到期）致使直流电压不稳定等因数，使该变电站则瑞线、河则二线、河则一线单元箱操作板烧坏，致使三条线路无保护。经购蓄电池更换后，直流系统恢复正常。因此，应及时消除事故隐患，防患于未然。

3．检修情况。全年寨口电网共计执行办理工作票21份，执行操作票77份，两票开票率100%，合格率100%。瑞祥焦化110变35kV高压室更换高压触头合7个，停电4次。停线路柱上开关或隔离刀闸检修的工作5次。

五、继电保护有关情况

1．则可台1 10变、河则一线、河则二线及则瑞线修改定值。

2．瑞祥1 10变则瑞线、瑞焦线修改定值。

3．双新焦化厂110变，lOkVIS、5s修改定值。

六、建议

1．做好各种应急（抢修）预案，从容应对突发故障。

2．备足、备齐供电设备（包括线路和变电站）备件，出现故障应及时更换。

3．加强线路的巡视和维护，特别是特殊地段和大挡距线路的巡视，以减少线路故障。

4．按维护周期对开关等输变电设备进行检修。

5．加强设备停电检修计划性。做到统筹安排，减少停电时间，缩小停电面积。

6．当线路发生接地或永久性故障后，所辖线路的单位应行动迅速、尽快消除故障。

7．针对20xx年外力破坏导致电力设施故障较多这一情况，建议各供电所加强保护电力设施的宣传，特别是加强对线路的巡视检查维护力度。

8．加强调度和变电值班人才培养和引进，提高电网调度技术管理水平。

9．加大对农四师电网安全运行的宣传力度，努力协调好和用户的供用电关系。

10．必须坚决克服麻痹松懈思想，牢固树立“安全第一，预防为主”的方针，且严格执行工作票制度。

11．加强电网调度与电厂之间的运行协调。同时，完善电厂接入电网的安全措施，且电网调度和电厂必须共同承担保证电网安全责任。

第二篇：电网运行操作

电网运行操作

第一节 操作制度

第1条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度，分级管理。

属调度管辖范围内的设备，由其直接进行调度操作和运行调度管理。只有调度值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调许可设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。

地调许可设备，县(市)调在操作前必须经地调值班调度员同意，操作后汇报地调值班调度员。

在威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第2条 电网的运行操作分为电气操作、工况调整等。电气操作是将电气设备状态进行装换，一次系统运行方式变更，继电保护定值调整、装置的启停用，二次回路切换，自动装置投切、试验等所进行的操作执行过程。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要指调整频率、电压、发电出力、潮流、相角差等。

第3条 值班调度员操作前应充分分析对电网动态、静态稳定的影响，优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发 1

布调度操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。

3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。

5.变压器中性点接地方式是否符合规定。

6.相序或相位是否一致，线路上有无“T”接。

7.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响和要求，是否已通知相关单位，并采取相应的措施。

8.操作顺序如何安排为最优。

第4条 调度操作指令分为综合令、逐项令和单项令三种。

1.综合令：是指值班调度员说明操作任务、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。只涉及一个受令单元完成的操作才能使用综合令。

2.逐项令：是指根据一定的逻辑关系，按顺序下达的多条综合令或单项令。

3.单项令：是指由值班调度调度员下达的单项操作的操作指令。 凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须下达逐项令。

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第5条 地调值班调度员在发布地调管辖设备操作指令前，应该对一次接线，检查操作程序，预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据地调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票，并作好事故预想。

第6条 地调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置运行状态时，由地调调度员下达对装置的功能、保护通道投退或切换的功能要求，厂、站人员按现场运行规程操作、满足功能性要求。值班调度员只对下令投退保护、安全自动装置指令的正确性负责；现场运行人员对具体连接片投切的正确性负责。继电保护及安全自动装置的现场运行规程中应明确继电保护、安全自动装置的连接片、切换开关、定值区切换等的具体操作要求和操作细则。

第7条 指令人汇报地调值班调度员的操作结果必须是经过

现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地开关、二次设备等的实际状态，负荷、电流、电压、保护切换回路等实际情况。

第8条 在操作过程中，调度系统运行值班人员必须注意力集中，并做到：

1.严肃、认真，用语简明、扼要，正确使用调度规范用语。

2.彼此通报姓名：联系时要彼此通报全名。“XXX（单位）XXX（姓 3

名）”

对于集控室和变运班人员，进行调度联系时通报姓名要求如下： ——集控室：XX集控站XXX（姓名），不得省略“集控站”。

——变运班：XX kV XX变电站XXX（姓名），其中“XX kV XX变电站”按变运班已到达无人值班变电站的站名确定。

3.双重命名：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可，如“XXX kV （设备名称）XXX（设备编号）”。

对于集控站，设备双重命名前还应冠以带电压等级的无人值班变电站站名或厂名。

4.复诵：发布调度指令和汇报操作的执行结果时，受令人或下令人须将对方说话内容进行原文重复表述，并得到对方的认可。

5.录音和记录：调度业务联系双方必须录音，并做好操作记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中应充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等辅助核实操作的正确性。

8.操作过程中有疑问、发现设备异常或跳闸时，应暂停操作，弄清楚情况、消除异常和隔离故障后，再决定是否继续操作。

第9条 地调值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，地调值班调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）下达给其他人员。

第10条 以下操作需要填写调度操作指令票：

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1.涉及两个及以上受令单位共同配合，并按一定逻辑关系才能

进行操作的操作任务，常见的有：系统运行方式的改变、线路状态改变、系统性安全自动装置（指区域安全稳定控制）投退等。

2.220kV单一主变状态改变（指：一个变电站只有一台主变）。

第11条 以下操作可以不填写调度操作指令票，应填写调度指令记录：

1.只涉及一个受令单位的单一元件的操作,常见的有：单一断路器状态改变；单一厂站自动装置的投、退；发电机（调相机）的并列、解列；220kV以下电压等级的母线状态改变；220kV及以下电压等级主变的状态改变。

2.运行设备继电保护的投、退。

3.线路带电作业投、退重合闸。

4.新设备的投产启动、调试（值班调度员按有关新设备投产调

度方案执行）。

第12条 在进行事故处理及设备紧急缺陷处理时，值班调度员可以不填写调度操作指令或调度指令记录，但事后应填写事故记录或调度运行记录。

第13条 调度操作指令票填写要求：

1.调度操作指令票应依据日调度检修计划和检修停电申请书，

充分了解现场工作内容及要求，明确操作任务。做到目的明确、任务清楚、逻辑严密、顺序正确，不得错项、漏项、倒项，操作内容无歧义，填写的内容符合有关规程、规定的操作原则。

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2.填写调度操作指令票应正确使用统一规范的术语或调度命

名，有调度命名及编号的电气设备应严格使用双重命名。

3.调度操作指令票一般由副值调度员填写，当班正值调度员和

值班负责人审核，由填票人、审核人、值班负责人分别签名生效后方可执行。姓名必须填写全名。

4.同一设备的停电调度操作指令票、送电调度指令票应分别填

写，不允许填写在同一份操作票上。

第14条 调度操作指令票的执行

1.调度操作指令票的执行必须由两个人进行，其中一个人下令，一人监护。一般情况下由副职调度员发布指令，正值调度员负责监护。严禁由两个调度员同时按照同一份调度操作指令票分别对两个受令单位下达调度指令票。

2.值班调度员按经审核批准的操作票顺序逐项下达操作指令，

对每一项操作应及时填写发令人、法令时间、受令人，在接到现场执行完成情况汇报后应及时填写完成时间、汇报人。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。

3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录法令时间后，方

能进行操作。

4.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等

核实操作的正确性。

5.操作完毕后，应有监护人对调度操作指令票全面审查，以防

遗漏。

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第15条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第16条 因紧急情况、重要操作或系统事故而推迟交接班时，接班调度员应协助当值调度员处理。

第17条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”装拆接地线、“约时”开工检修。

第18条 接地开关（接地线）的管理

1.线路侧的接地开关和代替线路侧接地开关功能的接地线由管辖调度机构值班调度员直接下令操作管理。

2.除线路侧的接地开关外，厂、站内设备（主要包括短路器、母线、主变等）其对应的接地开关（接地线）由厂站运行值班人员负责操作及管理，调度员许可设备状态变更。现场在向调度汇报设备处于“冷备用”状态前，应确实核查该设备已无任何接地安全措施。

3.电厂、变电站主变中性点接地方式由管辖调度机构确定，调度员只下令厂站的中性点接地数目，变压器中性点接地开关由厂站值班人员负责操作及管理。

4.凡属线路检修工作人员在厂站围墙外的已停电线路上安装的接地线，由现场工作负责人负责操作及管理。线路停电后，经调度员许可，线路工作停复电联系人根据工作票内容要求装设接地线，待相关工作结束后，线路工作停复电联系人应将装设的接地线拆除，将设备恢复至调度员许可前的状态，并汇报调度。

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5.现场在调度许可的停电设备上做安全措施时，操作要符合有

关安全规程的要求，不得影响其它运行设备的正常运行。

第二节 基本操作

第19条 断路器操作

1.断路器允许断、合额定电流以内的符合电流及额定遮断容量以内的故障电流。

2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护定值应按代供保护定值正确投入，先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可断开被代断路器。

6.断路器操作时，出现远方操作失灵，在现场规程允许的情况下，方可进行现场操作，但必须三相同时操作，不得进行分相操作。

第20条 隔离开关操作

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

（1）拉、合无故障的电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

（2）无接地故障时，拉、合变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

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（3）母线倒闸操作，拉、合经断路器或隔离开关闭合的厂、站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作电源切除）。

（4）拉、合电容器电流在隔离开关允许值内的空母线。

（5）拉、合电容电流不超过5A的空载线路（35kV及以上应使用户外垂直分、合式的三联隔离开关）。

（6）10kV户外三联隔离开关拉、合负荷电流不超过9A。

（7）拉、合10kV及以下且不超过70A的环路均衡电流。

2.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关（紧急解锁必须按相关规定执行）。

第21条 并、解列操作

1.电网并列操作的条件

（1）相序一致，相位相同。

（2）频率相等，频率偏差不大于0.5HZ，但两网的频率必须在合格的范围内。

（3）电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差不超过20%。

2.并列操作必须经同期装置并列，严禁肺通气并列。

3.电网解列操作

两电网解列前，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，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。

4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。

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第22条 有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。

第23条 电网合环、解环操作

1.合环操作必须相序相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。

2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷或过电流跳闸，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知相关单位。

3.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差一般不应超过25度，电压差不应超过额定电压20%。

4.凡属下级调度机构调度的电磁环网环路操作，若环路内有上级调度机构管理或许可设备，应事先向上级调度机构值班调度员问明是否属于同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由环路相关设备的管辖调度机构分别考虑。

5.由同一厂（站）供电的两条线路应使其在同一母线上或先合上母联（或分段）断路器，方可进行解、合环操作。

6.新、改建、大修线路或主变后，投入运行时，必须经相关计算并核相无误才允许合环操作。

第24条 线路操作

1.环路或并联运行线路中的一部分线路停(送)电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网 10

稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。

2.线路停（送）电操作原则

（1）单侧电源线路停电，先停负荷端，后停电源端；双电源或环网中一回线停电时，一般先在功率送出端解环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧并列或合环，以减少断路器两侧电压差。

（2）线路停电操作，必须按照断开断路器，拉开线路两侧隔离开关、母线侧隔离开关、线路电压互感器及该互感器二次空开，最后和接地隔离开关（或装设接地线）的顺序进行；送电操作时与上述顺序相反。

（3）多端电源的线路停电检修时，必须先断开各断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或装设接地线，送电时与此顺序相反。

（4）线路停电时应考虑对载波通信和远动通道的影响，线路送电前应检查继电保护及安全自动装置是否按要求投入。

（5）高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

（6）线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或装设接地线。线路工作结束时，必须在所有单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作区域所有安全措施确已拆除，方可进行停电操作。

（7）110kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。

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（8）线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测。新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行绝缘遥测合格、核相正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。投运前需进行三次冲击试验。

第25条 变压器操作

1.变压器并列运行的基本条件

（1）接线组别相同

（2）电压比相同；

（3）短路阻抗相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并接入变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时相反。

4.变压器负荷倒换时，应检查并入的变压器确已带负荷正常后，才允许停下需停运的并联变压器。

5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原来未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。

6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并运行核相； 12

大修变压器投入运行时，应以额定电压冲击3次；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

7.环状电网中的变压器操作时，由于变压器分接头的固定，应正确选择电端，减小并列或合环处的电压差。

8.变压器更改分接头前后，应测量分接头直流电阻在合格范围内方可投入运行。

9.在运行变压器上带电进行下列作业时，应先将作用于跳闸的电气继电器保护由“跳闸”位置切换到“信号”位置。

（1）开闭气体继电器连接管上阀门，或因放气、放油而开闭其他阀门时。

（2）在电气继电器及其二次回路上工作时。

（3）充氮变压器的油枕抽真空或补充氮气时。

上述工作完毕后，需经过4小时的运行，方可将作用于跳闸的气体继电器保护由“信号”位置改投“跳闸”位置。

10.新安装或大修的变压器在投入运行之前，应将作用于跳闸的气体继电器保护投入“跳闸”位置，再进行冲击合闸，冲击合闸正常后，应将作用于跳闸的气体继电器保护切换到“信号”位置。经过24小时运行，确认已无气体又无异常，方可将作用与跳闸的气体继电器保护投入“跳闸”位置。

11.运行中的变压器带电加油或滤油时，应先将作用于跳闸的气体继电器保护切换到“信号”位置，方可进行加油、滤油。加油或滤油完毕，需经过24小时运行，确认已无气体又无异常，方可将作用于 13

跳闸的气体继电器保护投入“跳闸”位置。

第26条 母线操作

1.母线操作时，现场按照运行规程调整母线差动保护运行方式。

2.运行母线进行倒闸操作前，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器均合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电。

4.用母联断路器对母线充电时，凡有母线充电保护的应投入，但在母联断路器带负荷前必须切除。

5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。

6.对于母线倒闸操作中发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。

第27条 线路零序升压操作

1.零序升压用的发电机应有足够的容量，对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过压。

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释磁保护、线路断路器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。

3.对直接接地系统的线路，零起升压所用发电机升压变压器及被升 14

压变压器中性点必须直接接地。

4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。

第28条 消弧线圈的操作和运行

1.正常情况下消弧线圈采用过补偿运行，但当消弧线圈的容量不足或其他特殊情况下允许采用欠补偿的运行方式，但脱谐度不宜超过10%，还要对可能产生的过电压进行校验。

2.消弧线圈中性点位移电压不得大于正常相电压的30%（35kV系统不得大于6kV），当运行人员发现超过允许值时，应立即向值班调度员汇报；此时，调度员应设法降低位移电压后再进行操作。

3.消弧线圈由一台变压器倒至另一台变压器运行时，应按“先拉后合”的顺序操作，严禁将消弧线圈同时接于两台变压器上运行。

4.消弧线圈在接地情况下运行时间以消弧线圈铭牌为准，并注意上层油温不得超过95℃，否则先将故障线路切除。中性点接有消弧线圈的变压器停用时应在35kV侧断路器断开前，先切除消弧线圈；在投入时，应在变压器35kV侧断路器合上后再投消弧线圈。

5.装有消弧线圈的变电站，与大理电网有电气连接而不属于地调管辖的县（市）调、客户35kV线路的投或切，必须由县（市）调、客户向地调联系经许可后才能进行。

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