调度运行规定

国调中心直调系统 调度运行规定（暂行）

国家电力调度控制中心

2012年10月

目 录

第一章 总则 ................................................................................................................ 1

1. 2. 3. 4. 5.

第二章 6. 7. 8. 9. 10.11.12.13.14.15.16.17.第三章 18.19.20.21.22.23.24.说明 ........................................................................................................... 1 调度职责 ................................................................................................... 1 调度操作 ................................................................................................... 3 调度业务 ................................................................................................... 4 异常及故障处理 ....................................................................................... 7

交流发输电系统 .......................................................................................... 11

说明 ......................................................................................................... 11 刀闸 ......................................................................................................... 11 开关 ......................................................................................................... 12 母线 ......................................................................................................... 14 短引线 ..................................................................... 错误！未定义书签。 线路 ......................................................................................................... 15 发电机组 ................................................................. 错误！未定义书签。 变压器 ..................................................................................................... 19 高压并联电抗器 ..................................................................................... 22 线路串联电容无功补偿装置 ................................................................. 24 110kV及以下低压无功补偿装置 ......................................................... 27 特高压交流系统电压要求 ..................................................................... 28

直流输电系统 .............................................................. 错误！未定义书签。

说明 ......................................................................... 错误！未定义书签。 直流调度术语 ......................................................... 错误！未定义书签。 直流运行方式 ......................................................... 错误！未定义书签。 直流设备状态 ......................................................... 错误！未定义书签。 主控站轮换 ............................................................. 错误！未定义书签。 直流操作 ................................................................. 错误！未定义书签。 典型操作指令 ......................................................... 错误！未定义书签。

25. 26. 27. 28.

极开路试验（OLT） ............................................. 错误！未定义书签。 共用接地极电流控制总功能及相关运行操作管理错误！未定义书签。 直流异常及故障处理 ............................................. 错误！未定义书签。 最后断路器 ............................................................. 错误！未定义书签。

附录一、国调直调设备（截至2012年7月） ........................ 错误！未定义书签。

1. 机组 ................................................................................ 错误！未定义书签。 2. 变压器 ............................................................................ 错误！未定义书签。 3. 交流线路 ........................................................................ 错误！未定义书签。 4. 直流系统 ........................................................................ 错误！未定义书签。 附录二、直流系统状态定义 ...................................................... 错误！未定义书签。

1) 极、单元状态表 ............................................................ 错误！未定义书签。 2) 设备状态表 .................................................................... 错误！未定义书签。 附录三、操作令示例 .................................................................. 错误！未定义书签。

1. 厂站接线示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 2. 刀闸操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 3. 开关操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 4. 母线操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 5. 线路操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 6. 发变组操作示例 ............................................................ 错误！未定义书签。 7. 主变操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 8. 高抗操作示例 ................................................................ 错误！未定义书签。 9. 线路串补操作示例 ........................................................ 错误！未定义书签。 附录四、典型操作流程 .............................................................. 错误！未定义书签。

1. 线路配合操作流程 ........................................................ 错误！未定义书签。 2. 主变配合操作流程 ........................................................ 错误！未定义书签。 3. 站用变配合操作流程 .................................................... 错误！未定义书签。 4. 特高压系统操作流程 .................................................................................... 29 5. 极开路试验（OLT）典型流程 .................................... 错误！未定义书签。

6. 常规直流输电系统融冰运行操作流程 ........................ 错误！未定义书签。 7. 特高压直流输电系统融冰运行操作流程 .................... 错误！未定义书签。 8. 共用接地极操作流程 .................................................... 错误！未定义书签。 9. 特高压直流典型方式定义 ............................................ 错误！未定义书签。

第一章 总则

1. 说明

1.1.

本规定适用于国家电力调度控制中心（简称国调）直接调度的发输电系统的调度运行管理，主要用于指导相关厂站、设备的调度管理、运行操作和故障处理。

国家电网调度系统包括国家电网各级调度控制机构（简称调控机构）、并网电厂（含水电厂、风电场、光伏电站集控室等，简称厂）、变电站（含开关站、换流站、串补站、集控站、用户端站等，简称站）和设备运行维护的值班单位（含各省公司检修公司、运检中心、超高压公司，简称运维单位）。调控机构管辖范围内的厂、站和设备运行维护的值班单位必须服从调控机构的调度指挥。

1.3. 1.4.

各级调控机构、国调直调厂、站及运维单位均须遵守本规定。 本规定中未明确的部分按《全国互联电网调度管理规程》、《特高压交流互联电网稳定及无功电压调度运行规定》、《国调直调系统继电保护运行规定》及其它规程规定执行。

本规定解释权归国家电力调度控制中心。

1.2.

1.5.

2. 国调调管设备

2.1. 2.2.

国调调管设备分为直调设备、授权设备、许可设备和紧急控制设备。 国调直调设备：由国调直接下令进行运行调整、倒闸操作的厂、站及线路等相应一、二次设备。国调直调设备统称为直调系统。国调直调系统包括：

2.2.1. 特高压交、直流输电系统； 2.2.2. 国家电网与邻国电网间的联网系统； 2.2.3. 国家电网与南方电网间的联网系统； 2.2.4. 国家电网各区域电网间的联网系统；

2.2.5. 国家电网跨区域送电的发电厂及其送出系统； 2.2.6. 对国家电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 2.2.7. 国家相关部门指定须由国调直接调度的系统。 2.3.

国调授权设备：由国调授权下级调控机构直接调度的厂、站及线路等相应一、二次设备。授权设备的调度安全责任主体为被授权的调控机构。

1

2.4. 国调许可设备：运行状态变化对国调直调系统运行影响较大的下级调控机构直调设备或厂站管理设备。许可设备状态计划性变更前，下级调控机构或直调厂站应申请国调许可；许可设备状态发生改变，应及时汇报国调。

2.5. 2.6.

国调紧急控制设备：电网紧急情况下，国调可直接下令调整的非国调直调设备。

国调直调、授权、许可及紧急控制设备的范围由国调协调相关调控机构确定。

3. 国调调度运行岗位职责

3.1.

国调调度运行业务主要包括：监视国家电网运行，掌握电网运行情况，组织相关调控机构开展在线安全分析，统计、分析运行数据；监控国调直调系统运行，完成设备检修、调试等工作，调整系统运行方式，修改电力电量计划；指挥电网故障处置。 调度运行岗位

3.2.

3.2.1. 国调每日分为白班、前夜班和后夜班三个班次值班，每班次值班人员

包括调度值班岗位和大值班专业岗位。 3.2.2. 调度值班岗位由高到低分为值长、主值、副值等，原则上高级岗可从

事低级岗工作，低级岗不得从事高级岗工作。低级岗人员在升岗培训过程中，可在高级岗人员专门监护情况下进行高级岗工作。

3.2.3. 值长岗职责：值班期间每值安全生产的第一责任人，主要负责组织值

内人员完成电网实时调度运行业务，指挥直调系统异常及故障处置，协调国家电网运行，编制相关汇报材料，主持交接班，承担值内调度员业务工作监护及培训等。 3.2.4. 主值岗职责：主要负责故障处置预案编制、直调设备异常及故障处置、

紧急检修申请、计划检修延期申请的受理及批复，操作票审核等，同时负责值班期间在线安全分析职责。 3.2.5. 副值岗职责：主要负责直调系统运行情况监视、发输电计划调整，检

修工作票核对、操作票拟写及操作指令下达，生产报表编制、电网运行情况汇报材料收集等。 3.2.6. 实习岗职责：相关调度业务学习，在其他高级别岗调度员的监护下进

行相关调度业务联系，不得下达调度指令。

2

4. 调度操作

4.1.

调度指令是国调调度员履行职责的主要手段，包括调度操作命令、调度操作许可、调度业务指令三类。

4.1.1. 调度操作命令和调度操作许可，主要用于国调直调系统、许可设备的

运行方式调整，以及电网发生异常、故障时的设备倒闸操作。 4.1.2. 调度业务指令主要用于国调直调系统送电计划修改；国调直调、许可

设备检修、调试以及临时作业过程中涉及到的开工、延期、完工等工作内容的批复；以及其他调度业务工作。 4.2.

调度操作命令分为单项操作令、逐项操作令及综合操作令。一般情况，国调直调设备状态变化、直调设备保护装置及安全控制装置投退由国调下令操作，有特殊要求除外。

4.2.1. 单项操作令是调度员下达的单一一项操作的指令。

4.2.2. 逐项操作令是调度员下达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。 4.2.3. 综合操作令是调度员下达的不涉及其他厂站配合的综合操作任务。其

具体的操作步骤和内容，由厂站值班员按现场运行规程自行拟订。 4.2.4. 状态令是调度员下达的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。

其具体操作步骤和内容，由厂站值班员依据调控机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

4.3.

调度操作许可主要用于以下业务：

4.3.1. 国调许可设备的状态变更；

4.3.2. 临时性或故障处理等紧急情况下的直调设备状态变更；

4.3.3. 国调直调设备进行检修、调试等工作时，在确保安全的前提下，对开

关、刀闸、接地刀闸的分合； 4.3.4. 故障录波器、故障测距装置的投退； 4.3.5. 线路串补保护装置的投退；

4.3.6. 国调直调最后断路器跳闸（接收）装置的投退； 4.3.7. 国调直调系统电厂AGC、AVC功能投退； 4.3.8. 区域电网间交流联络线区域控制模式调整；

4.3.9. 国调直调直流输电系统中：主控站的转换；功率、电流变化率的调整；

3

有功功率和无功功率的控制、运行方式调整；极开路试验（空载加压试验）；直流保护装置的投退；交流滤波器（含接于交流滤波器母线上的并联电容器、电抗器，下同）的状态转换；

4.3.10. 其它规程规定可不使用调度操作命令的操作。 4.4.

国调调度员应根据相关规程、规定下达调度指令，对调度指令的正确性负责；相关调控机构调度员、直调厂站值班员、运行维护单位值班员应依据相关规程、规定执行调度指令，对指令执行的正确性和及时性负责。 调度操作命令下达

4.5.

4.5.1. 调度操作命令一般通过操作命令票（简称操作票）和口头命令票（简

称口令票）两种形式下达，两者具有同等效力。

4.5.2. 操作票主要用于计划性和可预见性的操作。一般由操作前一班次的调度员拟写、审核并下发预令；预令的下发一般采用传真形式，各直调厂站应实时确保能够有效收发传真；现场值班员收到预令后应确认接收正确，并根据预令及时拟写现场操作票。 4.5.3. 口令票主要用于故障及异常情况下的操作、单一厂站内单一设备操作

或其他临时性操作，一般不下发预令。 4.5.4. 调度员应在复审操作票、口令票无误并在有其他调度员监护的情况下，

通过调度电话口述下达操作命令。 4.5.5. 下达操作命令前，应充分考虑系统的运行方式、潮流分布、频率、电

压、系统稳定、短路容量、继电保护及自动装置、系统中性点接地方式、通信等各方面的影响；下达操作命令时，须严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度；受令单位在接受操作命令时，受令人应主动复诵操作命令并与发令人核对无误，待下达下令时间后立即执行；操作完成后，受令单位应立即向发令单位汇报执行情况，并以汇报完成时间确认命令已执行完毕。 4.5.6. 计划操作应尽量避免在交接班、恶劣天气、电网异常或故障或高峰负

荷时段进行。 4.6.

操作许可、业务指令的下达一般不采取操作票和口令票的形式，但应遵循相关业务流程要求，并在值班日志中记录。

5. 调度业务

5.1.

国调调度员是直调系统调度运行的指挥员，各级调控机构调度员按直调范围进行倒闸操作及事故处理并承担相应责任。厂站、运维单位值班员接受调控机构的调度命令和运行管理，反映电网或电力设备运行情况应

4

及时准确，不得迟报、漏报或瞒报、谎报。

5.2. 5.3.

国调调度员与其他调控机构调度员、直调厂站值班员、运行维护单位值班员进行业务联系时，须使用设备调度命名和调度术语。 设备操作

5.3.1. 国调直调设备的操作须在得到国调调度操作命令或许可后进行，国调

许可设备的操作须在得到国调调度操作许可后进行。 5.3.2. 国调直调设备状态变更对下级调度电网造成影响，国调应在操作前、

后通知相关调控机构。 5.3.3. 国调向国调紧急控制设备下达调度指令时，相关厂站应按照国调规程

要求执行，执行完毕后向国调回复，并及时向直接调度该设备的调控机构汇报。

5.3.4. 各直调厂站须在站规程中明确设备运行要求及操作规范。在进行设备

操作前，现场值班员须确认符合相关设备规范要求，具备操作条件；如不具备操作条件，须立即向国调汇报。 5.4.

输电计划临时调整

5.4.1. 国调直调系统计划临时调整由国调调度员受理并批复相关单位执行。 5.4.2. 一般情况下，需要进行计划调整的单位应至少提前60分钟向国调提出

申请，申请内容应包括调整原因、调整建议（96点计划）及调整的电力成份等，国调应至少提前15分钟完成批复并通知相关单位执行。

5.4.3. 直调厂站应及时核对送电计划，若送电计划不满足稳定限额或设备技

术要求，应立即向国调汇报，国调视情况进行调整。 5.5.

国调直调设备检修分为计划检修、临时检修、紧急检修。

5.5.1. 计划检修指列入年度、月度计划的设备定期维修、消缺和改扩建等工

作，包括《国家电力调度控制中心设备停电计划管理细则》中规定的“年月计划免申报停电”；临时检修指未列入月度计划的设备消缺等工作；紧急检修指因设备故障或异常需紧急停运处理，以及设备故障停

运后的紧急抢修。

5.5.2. 正常情况下，计划检修、临时检修由国调调度计划处受理，经国调专

业处室会商后形成正式检修票批复至相关单位；紧急检修由国调调度员受理及批复。 5.5.3. 自动化、通信设备检修对国调直调系统一、二次设备正常运行造成影

响时，应向国调相关专业处室提出检修申请，经会签、批准后方可执行。工作开始前后，自动化值班员、通信调度值班员应报国调调度员，

5

经许可后方可开工。

5.6.

计划检修和临时检修

5.6.1. 计划检修和临时检修应以获得批准的国调检修票为准，核对检修票、

倒闸操作、下达开工令、工作延期、完工销票、设备恢复等相关流程均以检修票为准。 5.6.2. 检修申请单位接收到检修票后，需主动与国调调度员核对检修票，具

体包括检修票号、检修工作内容、设备状态要求、批准工期等，其中涉及直调水电厂的检修票需由相关集控中心或梯调与国调调度员联系。核对无误后，检修票进入执行流程。 5.6.3. 直调设备运行维护单位在检修工作开始前，按运行管理层级逐级申请

倒闸操作。国调确认后，与相关调控机构及厂站配合，完成设备状态调整。 5.6.4. 设备状态调整完毕后，国调通知检修申请单位。由检修申请单位确认

设备状态、安全措施、检修人员等各项条件具备后向国调申请检修工作开工。国调核实检修票相关内容无误后可下达开工令，检修申请单位按运维关系逐级下达检修开工令。 5.6.5. 检修工作中，若涉及开关、刀闸传动分合，在不影响运行设备的情况

下，可由现场按规程自理，并在检修工作完工前恢复至原状态。但设

备状态变更影响运行设备或影响其他检修工作时，需经国调许可后方可进行。

5.6.6. 检修工作不能按期完工，需由检修申请单位在原批复工期完工前72小

时（批复工期小于72小时的应在批复完工时间12小时前），向国调调度员提出延期申请，经国调各专业会商后由国调调度员批复。 5.6.7. 检修工作完工后，由设备运维单位按运行管理层级逐级汇报，最终由

检修申请单位向国调联系检修工作销票，确认设备具备恢复运行或备用条件。 5.6.8. 国调调度员确认检修工作完工，并接到现场确认后，与相关调控机构

及厂站配合，完成设备状态调整。倒闸操作完毕后，国调通知检修申请单位。

5.7.

国调调度员有权批准的紧急检修：

5.7.1. 设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修。检修工期不应超

过其后第一个工作日15时。 5.7.2. 与已批准的计划、临时检修相配合的检修，但不得超过已批准的计划

检修时间或扩大停电范围。

6

5.7.3. 在停电设备上进行、且对运行电网不会造成较大影响的检修。 5.7.4. 不改变系统正常运行方式及保护、安自装置状态的设备带电作业。 5.7.5. 其它不影响设备及系统正常运行的工作。 5.8.

带电作业

5.8.1. 进行带电作业前，相关单位须办理检修票，遵循开关重合闸（直流再

启动保护）“每日工作前申请退出，每日工作结束后申请投入”的原则。 5.8.2. 带电作业开工前，作业单位应向国调提出当日工作申请，明确是否需要退出开关重合闸（直流再启动保护）、线路跳闸后不经联系不得试送等安全措施，经调度员同意并调整运行方式完毕后方可开工。 5.8.3. 配合线路带电作业的交流线路开关重合闸或直流线路再启动保护退出

操作，应待相关单位申请后再进行，不得根据检修工作票计划开工时间先行退出。 5.9.

调试工作

5.9.1. 调试工作开工许可，应以获得国调批准的“调试启动调度方案”及对

应检修票为准。 5.9.2. 许可调试工作开始前，国调调度员应与调试负责人核对启动调度方案

名称及对应项目、调试工作内容，确认相关一次设备、继电保护装置、

安全自动装置、通信设备状态及电网运行方式符合调试开始条件，明确调试负责人获得的设备操作和故障处理授权范围。

5.9.3. 调试工作完成时，调试负责人应向国调调度员汇报已完成的调试工作

项目，确认相关一次设备、继电保护装置、安全自动装置、通信设备状态是否恢复正常运行条件，并将相关设备调度权交还国调。 5.10. 各直调厂站值班员须按照《国调中心直调厂站运行值班人员持证上岗管

理办法》等规定取得国调直调厂站运行值班合格证书，方具备接受国调调度指令资格。 5.11. 各直调厂站须按国调要求编制运行月报，并于次月3日前报送国调相关

专责。

6. 异常及故障处理

6.1.

国调是直调系统故障处理的指挥者，各级调控机构、直调厂站及运维单位按相应直调范围承担故障处理的职责，并在故障发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。

6.1.1. 国调直调系统发生故障时，相关厂站、运维单位应立即向国调汇报故

7

障发生时间，故障后厂站内一次设备状态变化情况，厂站内有无设备运行状态（电压、电流、功率）越限、有无需进行紧急控制的设备，周边天气及其他可直接观测现象；5分钟内，汇报保护、安控动作情况，确认主保护、安控装置是否全部正确动作，汇报线路故障类型、开关跳闸及开关重合闸动作情况，依据相关规程采取相关处理措施；15分钟内，汇报相关一、二次设备检查基本情况，确认是否具备试送条件；30分钟内，汇报站内全部保护动作情况，线路故障测距情况，按国调要求传送事件记录、故障录波图、故障情况报告、现场照片等材料。

6.1.2. 故障处理时，国调先行调整直调机组出力或断面潮流，通知受到影响

的相关调控机构及直调厂站。待故障处理告一段落后，再进行计划调

整。

6.1.3. 故障处理时，国调调度员下令且明确为故障处理或紧急操作，相关单

位值班员应在确保安全的前提下，须简化操作流程并迅速执行调度命令，操作完成后及时汇报。 6.1.4. 当相关电网故障对国调直调系统造成或可能造成影响时，相关调控机

构应及时汇报国调。若需国调配合调整，应提出具体方式要求。故障处理告一段落后，及时向国调汇报，申请恢复原方式。 6.2.

为防止故障扩大，厂站值班员可不待调度指令自行进行以下紧急操作：

6.2.1. 对人身和设备安全有威胁的设备停电； 6.2.2. 确保安全情况下，将已损坏停运的设备隔离； 6.2.3. 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 6.2.4. 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。 6.3.

以下情况直调厂站应及时汇报国调，并按规定采取措施：

6.3.1. 直调厂站按照调度指令进行操作过程中，如操作设备出现异常，应在

检查处理的同时向国调汇报。 6.3.2. 直调厂站站用电系统仅剩一路电源时，应立即向国调汇报，同时采取

措施保障设备可靠运行，尽快恢复其它站用电源。 6.3.3. 厂站值班员应熟记厂站内直调线路允许载流量限额，密切监视线路电

流。当电流达到限额值的80%时，应立即向国调汇报；当电流超过限额值时，电厂应迅速降低全厂出力，换流站降低直流功率，使相应线路电流降至限额以下，同时向国调汇报。 6.3.4. 直流控制保护系统发生异常情况时，换流站应立即向国调汇报，同时

联系相关人员尽快处理，保障冗余控制保护系统可靠运行。如处理过

8

程可能对运行系统造成影响，应汇报国调。

6.4. 6.5.

跨区交流联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，相关调控机构可不待国调调度指令迅速采取措施，将联络线功率控制在限额之内。 国调直调交、直流线路发生故障后，国调通知相关调控机构、运行维护单位故障巡线时，应告知故障时间、保护选相和故障测距情况，明确是否为带电巡线；相关单位获得巡线结果后应及时汇报国调。一般情况下，国调直调线路巡线令下达至相关调控分中心。 系统振荡的处理

6.6.

6.6.1. 异步振荡的主要现象：发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周

期性地剧烈摆动，各点电压周期性摆动，振荡中心的电压波动最大，并周期性降到接近于零；失步的二个系统间联络线的输送功率往复摆动，出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

6.6.2. 同步振荡的主要现象：发电机和线路上的功率、电流有周期性变化，

波动较小，发电机有功出力不过零。发电机机端和电网的电压波动较小,无明显的局部降低。发电机及电网的频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。 6.6.3. 异步振荡的处理方法：

6.6.3.1. 频率升高的电厂，可不待调度指令，立即降低机组有功出力，使频

率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50Hz，同时应保证厂用电的正常供电； 6.6.3.2. 频率降低的电厂，可不待调度指令，立即增加机组有功出力，使频

率升高，直至49.50Hz以上； 6.6.3.3. 电厂值班员应增加机组的无功出力，尽可能使电压提高至允许最大

值，退出电厂机组的AGC、AVC装置。 6.6.3.4. 应根据电网的情况，提高送、受端电压，适当降低送端的发电出力，

增加受端的发电出力。 6.6.4. 同步振荡的处理方法：

6.6.4.1. 电厂值班员应增加机组的无功出力，尽可能使电压提高至允许最大

值，退出电厂机组的AGC、AVC装置。 6.6.4.2. 根据电网的情况，提高送、受端电压，适当降低送端的发电出力，

增加受端的发电出力。 6.6.4.3. 电厂值班员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振

9

荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向调度员汇报。

6.6.5. 从电网发生异步振荡开始，进行处理后3至4分钟，仍不能实现再同

期，应按事故预案在适当地点将电网解列，振荡消失后再恢复并列。 6.6.6. 在系统振荡时，除现场规程规定外，电厂值班员不得解列发电机。在

频率或电压严重下降到威胁到厂用电的安全时可按现场规程将厂用电(全部或部分)解列运行。 6.7.

当国调直调设备发生故障，造成互联电网解列时，相关调控机构调度员应保持本系统的稳定运行，调整频率、电压至合格范围内。国调负责指挥跨区域联络线的并列操作，相关单位按国调要求配合调整，尽快恢复并网运行。

10

第二章 交流发输电系统

7. 说明

7.1. 7.2. 7.3.

本章用于指导国调直调交流系统一次设备及相关继电保护装置、安全自动装置的运行和操作。

交流一次设备的状态按照由高到低顺序分为运行、热备用、冷备用及检修四种。

继电保护装置的状态分为投入及退出两种。投入状态为保护装置正常运行、保护装置出口压板正常投入；退出状态为保护装置出口压板断开。一般情况下，交流一次设备转热备用前，设备相应保护装置应处于正常投入状态；继电保护装置的投退操作，应在相关交流一次设备处于冷备用或检修状态时进行。

8. 刀闸

8.1.

操作术语

8.1.1. [拉开|合上]××[站|厂]<××线>XXXXX[刀闸|接地刀闸]。 8.2.

运行操作和异常处理

8.2.1. 未经试验不允许使用刀闸向500kV及1000kV母线充电。 8.2.2. 不允许使用刀闸拉、合空载线路、并联电抗器和空载变压器。 8.2.3. 未经试验许可，不允许使用刀闸进行拉开母线环流操作。 8.2.4. 其它刀闸操作要求按厂站规程执行。 8.3.

特高压交流系统刀闸特殊说明

8.3.1. 依据《1000kV特高压交流隔离开关VFTO调试测试工作总结会议纪要》，

长治站、南阳站、荆门站1000kV刀闸具备带电操作能力。不允许使用1000kV刀闸向母线充电；不允许使用1000kV刀闸切、合空载线路和空

载变压器；不允许使用1000kV刀闸进行拉开母线环流操作。

8.3.2. 长治站T6116、南阳站T6316、T6236刀闸不作为线路刀闸使用。 8.3.3. 长治站T611217、T611117及南阳站T623117、T624217、T631117、T631217

接地刀闸正常状态下保持分闸位置，不作为线路接地刀闸使用，在所在线路检修、对应串补冷备用或检修状态下才能进行分、合闸操作。 8.3.4. 长治站T0232刀闸、T02327接地刀闸为基建预留。T0232刀闸应始终

保持合闸位置并退出操作电源，T02327接地刀闸应始终保持分闸位置

11

并退出操作电源。

9. 开关

9.1.

保护配置

9.1.1. 开关保护一般按开关配置，包括开关重合闸、失灵保护、充电保护、

三相不一致保护。其中开关失灵保护退出时，开关应停运；正常情况下，开关重合闸投入时仅投单重方式；系统正常运行时（特殊规定除外），开关充电保护应退出。 9.1.2. 开关相应保护装置包括该开关的失灵保护以及国调规定正常运行时需

要投入的开关重合闸。

9.1.3. 当整流站、逆变站或背靠背换流单元一侧有两回及以上交流线路运行时，可投入线路重合闸；若出现单回交流线路运行时，重合闸应停用。 9.2.

运行 热备用 冷备用 检修 9.3.

状态定义

开关 合上 断开 断开 断开 操作术语

相连刀闸 合上 合上 断开 断开 相连接地刀闸 断开 断开 断开 合上 相应保护装置 投入 投入 — 退出 9.3.1. [拉开|合上]××[站|厂]<××线>XXXX开关。

该术语用于线路停电、送电、合环、解环时，应明确开关所属线路（即<>中内容不可省略）。 9.3.2. ××[站|厂]<××线>XXXX开关由××转××。

单一开关操作可使用跨状态令。该术语用于线路停电、送电、合环、

解环时，不允许使用跨状态令，且应明确开关所属线路。该术语用于其他设备（主变、换流变、交流滤波器母线）停电、送电或机组解列、并列时，不允许使用跨状态令。

9.3.3. ××[站|厂]XXXX、??、XXXX开关由××转××。

一般情况下，当一系列开关的操作无特定顺序要求，且操作不会造成设备充电、停电、合环、解环时，可使用此术语。

12

9.3.4. [退出|投入]××[站|厂]XXXX开关相应保护装置。 9.4.

运行操作和异常处理

9.4.1. 一般情况下，交流母线为3/2或4/3开关接线方式的，设备送电时，

应先合母线侧开关、后合中间开关；设备停电时，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。 9.4.2. 开关转热备用操作前，现场应确认继电保护装置已按规定投入；开关

进行合环或并列操作前，相关厂站应加用同期装置；开关合闸后，现场应检查确认三相均已接通。 9.4.3. 开关操作时，若远方操作失灵，现场规定允许就地操作的，必须三相

同时操作，不得分相操作；开关操作时，发生非全相运行，应立即拉开该开关。

9.4.4. 开关运行时发生单相或两相断开且三相不一致保护未跳开开关运行

相，应立即将该开关三相拉开。 9.4.5. 开关异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，应立即拉开异

常开关。出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源；经过刀闸拉环流试验的设备，可用刀闸拉开环流隔离异常开关；未经过试验的设备，需断开相邻带电设备来隔离异常开关。 9.4.6. 直流输电系统运行或即将转为运行时，换流站交流出线如果为单回运

行或即将由多回运行变为单回运行，换流站应立即向直调该运行线路本侧开关重合闸的调控机构汇报，申请退出该开关重合闸，同时汇报国调；换流站交流出线由单回运行恢复为多回运行时，换流站应立即申请线路开关重合闸恢复正常方式，同时汇报国调。

9.5.

特殊说明（保护处相关规定建议删除）

9.5.1. 灵宝站单元I交流母线上各支路开关的失灵保护功能，按母线集中配

置在母差及失灵保护中。灵宝站330kV #1M（220kV #2M）母差及失灵保护1（2）不得与所在母线任一运行支路设备（线路、换流变、交流滤波器、电容器、电抗器）的保护2（1）同时停运。 9.5.2. 正常方式下，三堡站5052、5053、5062、5063开关正常运行时，5052

开关、5062开关重合闸停用，5053、5063开关重合闸投入运行；当5053（5063）开关重合闸因故停用，5052（5062）开关重合闸可根据需要投入运行；在重合闸转换操作时，要求先停用运行的开关重合闸，再投入需要运行的开关重合闸。 9.5.3. 正常方式下，复龙换流站5211、5212、5222、5223开关保护除正常投

入单相重合闸外，还应投入自适应重合闸。当需要退出泸复一、二线

13

复龙侧重合闸时，需要将退出对应开关单相重合闸，并同时退出自适应重合闸。泸复一、二线正常运行时，其线路重合闸应用自适应重合闸方式，且线路两侧重合闸方式应保证一致。当一侧需要退出自适应重合闸时，另一侧应同时退出重合闸或改投常规重合闸。

10. 母线

10.1. 保护配置

10.1.1. 国调直调的220kV及以上电压等级母线（不含交流滤波器母线）均配

置两套母差保护。两套母差保护均退出时，该母线应停运。 10.1.2. 特高压长治站、南阳站、荆门站110kV母线配置单套母差保护。原则

上，母差保护退出时，该母线应停运。 10.1.3. 国调直调的35kV母线均未配置母差保护，通过主变低压侧过流保护实

现保护功能。 10.1.4. 国调直调的交流滤波器母线中，部分母线单独配置了两套母差保护，

其余母线的母差保护集成在交流滤波器控制保护主机中。 10.1.5. 220kV及以上电压等级母线（不含交流滤波器母线）相应保护装置包括

该母线的两套母差保护。单独配置了两套母差保护的交流滤波器母线相应保护装置包括该母线的两套母差保护。 10.2. 状态定义

运行 热备用 相连开关 至少有一个相连开关为对应的运行、热备用、冷备用状态 （有特殊要求的可为更低级状态，下令时须在术语中明确） 冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 相连接地刀闸 断开 断开 相应保护装置 投入 投入 冷备用 断开 — 检修 合上 退出 （9.1.5中未定义相应保护装置的按站规程执行） 10.3. 操作术语

10.3.1. ××[站|厂]XX母由××转××，。

14

母线开关中有特殊要求的（见状态定义），其状态须在术语中明确； 如果母线存在母联开关，母联开关的状态须在术语中明确。

10.3.2. [退出|投入]××[站|厂]XX母相应保护装置。 10.4. 运行操作和异常处理

10.4.1. 换流站交流滤波器母线相应保护装置按照直流系统保护装置处理，属于许可操作范围。 10.4.2. 母线发生故障失压后，现场应立即拉开故障母线上的全部开关，同时

汇报国调。 10.4.3. 母线故障后，找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后可恢复该母

线运行；找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转检修；找不到故障点的，可对该母线试送一次，操作时尽可能用外来电源，选用的试送开关必须完好且有完备的继电保护。

10.4.4. 长治站进行1000kV母线转热备用操作时，应密切监视母线电压、电流。

若发现相关设备发生铁磁谐振，应立即退回操作前状态，消除铁磁谐振并向国调汇报。 10.5. 母差保护特殊说明（保护处相关规定建议删除）

10.5.1. 府谷电厂500kV #1M母线保护1退出时，5011、5012开关应停运。 10.5.2. 灵宝换流站单元I交流线路保护1（2）不得与所在母线母差及失灵保

护2（1）同时停运。 10.5.3. 复龙站500kV #1M母差保护1、2同时退出时，500kV #1M母线和5222

开关应停运。5221开关操作电源退出，一般情况不进行操作。 10.5.4. 奉贤站500kV #1M母差保护1、2同时退出时，500kV #1M母线和5012

开关应停运。5011开关操作电源退出，一般情况不进行操作。

11. 线路

11.1. 保护配置

11.1.1. 国调直调线路按双重化原则配置双套微机线路保护装置，每套装置含

有完整的主保护和后备保护功能。 11.1.2. 线路远方跳闸及就地判别装置均按双重化配置，除三龙Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ线、

龙斗Ⅰ/Ⅱ线外，每条线路配置有两套远方跳闸及就地判别装置。 11.1.3. 线路相应保护装置包括该线路的两套主保护和独立配置的远方跳闸及

过电压保护。

15

11.2. 状态定义 （注：线路状态仅对单侧站内设备进行定义）

运行 线路开关 至少有一个线路开关为对应的运行、热备用状态 （有特殊要求的可为更低级状态，下令时须在术语中明确） 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 冷备用 冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 检修 冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 11.3. 操作术语

11.3.1. ××[站|厂]××线由××转××，。 线路不允许使用跨状态令；

线路开关有特殊要求的（见状态定义），其状态须在术语中明确； 线路装设出线刀闸，操作目标状态为冷备用或检修时，线路开关状态须在术语中明确。 11.3.2. [退出|投入]××[站|厂]××线相应保护装置。 11.4. 运行操作和异常处理

11.4.1. 线路进行电网间并列操作前，并列点两侧系统应相序相同，频率偏差

在0.1Hz以内，电压偏差在5%以内。线路解列前需调整电网频率和相关母线电压，尽可能将解列点的有功功率调至零，无功功率调至最小。线路的合环、并列操作须经同期装置检测。 11.4.2. 线路停运操作前，应根据相关规定，按照线路停运方式控制断面潮流

和母线电压、更改安控方式；线路送电正常后，应及时按相关规定更

16

线路刀闸 合上 线路接地刀闸 断开 相应保护装置 投入 热备用 合上 断开 投入 断开 断开 未装设 — 断开 合上 未装设 退出

改安控方式。线路停运、送电操作前，还应考虑潮流转移和充电无功的影响，防止出现其它运行线路潮流越限、变压器过负荷、发电机自励磁和线路末端电压超过允许值。

11.4.3. 国调直调500kV线路中，两侧均为变电站的，一般在短路容量较大侧

停、充电，短路容量较小侧解、合环；一侧为变电站（开关站、换流站）、一侧为发电厂的，一般在变电站（开关站、换流站）侧停、充电，发电厂侧解、合环；一侧为换流站、一侧为变电站（开关站）的，一般在变电站（开关站）侧停、充电，换流站侧解、合环。 11.4.4. 线路故障跳闸后，应立即按相关规定控制断面潮流和母线电压、更改

安控方式，并及时试送。 11.4.4.1. 线路故障跳闸后，一般试送一次；如试送不成功，再次试送须经主

管领导同意。 11.4.4.2. 选择试送端和试送开关时，应同现场确认站内相关一、二次设备具

备带电运行条件。 11.4.4.3. 线路保护、线路高抗保护均动作跳闸时，应在查明线路高抗保护动

作原因并消除故障后试送。 11.4.4.4. 带串补的线路应先将串补停运，再进行试送。

11.4.4.5. 带电作业线路故障跳闸后，试送前须同带电作业申请单位确认具备

试送条件。

11.5. 配合操作

11.5.1. 部分非国调直调线路的状态转换涉及到国调与相关分中心、省调的配

合操作。一般情况下，相关分中心、省调负责由对侧对线路停送电，国调由直调厂站侧对线路解合环。 11.5.2. 500kV岷政5271线、岷平5272线和330kV宝秦线、川蒋I线、川蒋

II线的配合操作，国调负责由换流站侧对线路进行停送电，相关分中心负责由另一侧对线路解合环。 11.5.3. 500kV江兴I、II线，江复I、II线，宜兴I线，斗樊I、II线，斗孝I、

II线的配合操作，华中分中心负责线路的停送电及解合环。国调在线路停电解环前将线路对应中开关转至冷备用或检修，在线路送电合环后将线路对应中开关转至运行。另外，500kV里月I、II线、月普II线的操作，500kV北清I、II线、辛聊II线的操作，九盘站500kV #1主变的操作，按此原则由国调配合相关分中心或省调完成。

11.5.4. 500kV鹅博甲、乙线涉及到国调与南方电网电力调度控制中心（简称南

网调度）的配合操作，南网调度负责由博罗侧对线路停送电，国调负

17

责由鹅城侧对线路解合环。

11.6. 线路保护

11.6.1. 对装有线路刀闸的线路，线路停运、开关合串运行时，应退出该线路

保护和远方跳闸及就地判别装置。 11.6.2. 线路两侧对应的线路保护装置、远方跳闸及就地判别装置运行状态应

保持一致。 11.6.3. 线路保护、远方跳闸及就地判别装置的通道发生故障不能正常运行时，

应退出该套线路保护、远方跳闸及就地判别装置，待通道恢复正常后投入。 11.6.4. 发生以下情况时，线路应停运： 11.6.4.1. 两套线路保护均退出。

11.6.4.2. 两套远方跳闸及就地判别装置均退出。 11.6.4.3. 两套过电压保护均退出。 11.6.4.4. 线路任一侧CVT不可用。 11.7. 解列装置

11.7.1. 国调直调联络线解列装置投停由国调调度员下令操作。

11.7.2. 联络线运行过程中，不允许任一联络线两侧的解列装置同时退出运行，

也不允许任一联络线两侧的失步快速解列装置同时退出运行。 11.7.3. 特殊说明

11.7.3.1. 九盘站盘龙线解列装置1退出，盘龙I线陪停。九盘站盘龙线解列

装置 2 退出，盘龙 II 线陪停。 11.7.3.2. 盘龙I线停运，九盘站盘龙线解列装置 1、九盘站盘龙线失步快速

解列装置 1、龙泉站盘龙线解列装置 1、龙泉站盘龙线失步快速解列装置1陪停；盘龙II线停运，九盘站盘龙线解列装置2、九盘站盘龙线失步快速解列装置 2、龙泉站盘龙线解列装置 2、龙泉站盘

龙线失步快速解列装置2陪停。

11.7.3.3. 洹安站辛洹线解列装置1、2、3中任两套装置退出，洹安站辛洹线

解列装置1、2、3应全部退出。 11.8. 1000kV线路特殊说明

11.8.1. 正常方式下，长南I线解、并列操作，南荆I线解、合环操作可以在

线路两侧进行。1000kV线路解列前需调整电网频率和相关母线电压，尽可能将解列点的有功功率调至零，无功功率调至最小。

18

11.8.2. 特高压交流系统停、送电及解列、并列、解环、合环操作前，华北分

中心、华中分中心、相关省调应各自调整网内相关断面潮流，并做好系统电压、频率调整，防止出现因潮流转移和充电无功引起其它运行线路潮流越限、变压器过负荷、发电机自励磁和线路末端电压超过允许值。

11.8.3. 特高压长治、南阳、荆门站除在两套线路远方跳闸及就地判别装置中

配置过电压保护外，还独立配置了双重化的稳态过电压控制装置。 11.8.4. 正常情况下，1000kV线路解列、解环、停电操作前，现场应退出本站

相应线路稳态过电压控制装置1、2的“投联跳功能”压板。紧急情况下，需拉开1000kV开关解列（解环）特高压交流联络线时，无需退出

稳态过电压控制装置1、2的“投联跳功能”压板。

11.8.4.1. 1000 千伏长治-南阳-荆门稳态过电压控制系统任一套停运，需按稳

定规定要求控制长南I线及鄂豫断面潮流。两套稳态过电压控制系统均停运，1000 千伏长南I线、南荆I线解列或停运。 11.9. 500kV线路特殊说明

11.9.1. 阳城电厂1机运行时，阳城－东明－三堡线路正常运行方式不能为“X、

三”（X＝一、二、三）或“一、二”方式；阳城电厂2机运行时，阳城－东明－三堡线路正常运行方式不能为“一、三”或“二、三”方式。(本段删除) 11.9.2. 府忻II线在忻都站的接地刀闸包括504367和5043617接地刀闸。 11.9.3. 鹅博甲、乙线鹅城侧线路保护由国调直调，博罗侧线路保护由南网调

度管理。 11.9.4. 盘龙I、II线由九盘侧充电操作前，应确认九盘站母线电压不超过

531kV；盘龙I、II线由龙泉侧充电操作前，应确认龙泉站母线电压不超过540kV。如母线电压超出上述规定值时，现场值班员须停止操作并汇报国调。(需要系统处核实九盘站接入后还是否有电压方面的要求)

12. 变压器

12.1. 保护配置

12.1.1. 国调直调系统中变压器(换流变除外)保护按双重化原则配置。 12.1.2. 变压器相应保护装置包括该变压器的全部电气量保护。

12.1.2.1. 对于特高压变压器，主体变与调压补偿变共同运行时，1000kV变压

器的“相应保护装置”包括两套主体变保护和两套调压补偿变保护；主体变单独运行时，1000kV变压器的“相应保护装置”只包括两套

19

主体变保护。

12.2. 状态定义

相连开关 相连出线刀闸 相连接相应保地刀闸 护装置 断开 投入 （XXX kV侧）运行 （XXX kV侧）至少有一个相连开关为对应的运（XXX kV侧）行、热备用状态 相连出线刀闸（XXX kV侧）热备（有特殊要求的可为更合上 用 低级状态，下令时须在术语中明确） 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 （XXX kV侧）冷备用 （XXX kV侧）冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） 可为任一种状态，但下令时须在术语中明确 （XXX kV侧）检修 （XXX kV侧）冷备用 （有特殊要求的可为检修，下令时须在术语中明确） （XXX kV侧）相连出线刀闸断开 断开 投入 断开 未装设 — （XXX kV侧）相连出线刀闸断开 合上 未装设 各侧均转至检修状态时要求退出 12.3. 操作术语

12.3.1. ××[站|厂]XX变由××转××，。

主变不允许使用跨状态令，各侧开关、刀闸的操作顺序由站规程明确； 主变相连开关有特殊要求的（见状态定义），其状态须在术语中明确； 主变装设出线刀闸，主变操作目标状态为冷备用或检修时，主变相连开关状态须在术语中明确。 12.3.2. ××[站|厂]XX变分接头调整为××档位。

20

12.3.3. [退出|投入]××[站|厂]XX变相应保护装置。 12.4. 运行操作和异常处理

12.4.1. 1000、500kV变压器一般在500kV侧停、充电。

12.4.2. 变压器并列运行要求：结线组别相同，电压比相同，短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。 12.4.3. 国调直调变压器的中压侧系统如果由省调调度，一般情况下，变压器

停运时中压侧先由运行转冷备用，然后再按低压侧、高压侧的顺序由运行转热备用；变压器送电时先按高压侧、低压侧的顺序由热备用转

运行，然后再将中压侧由冷备用转运行。

12.4.4. 直调厂站内的高压（500、330kV）厂用变、站用变：

12.4.4.1. 变压器高压侧接入的第一个刀闸为分界点，由国调直调；分界点至

变压器高压侧的一次设备操作由国调许可。 12.4.4.2. 配合操作变压器停、送电时，国调应与厂站确认相关一、二次设备

和厂站用电系统已具备操作条件。 12.4.4.3. 有高压厂用变、站用变的直调厂站，应严格确保内部用电系统不对

外供电，不得构成高低压电磁环网，不发生区域电网间的电气联系。 12.4.5. 变压器重瓦斯保护或差动保护动作跳闸，不得试送电；通过检查变压器外观、瓦斯气体、保护动作和故障录波等情况，确认变压器无内部故障后，可试送一次，有条件时应进行零起升压。 12.4.6. 变压器后备过流保护动作跳闸，找到故障并有效隔离后，可试送一次。 12.5. 1000kV变压器特殊说明

12.5.1. 1000kV变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电。本站单台1000kV

变压器带功率运行，另一台主变投运时，应在1000kV侧充电，在500kV侧合环。操作1000kV变压器停、充电前，现场应确认该1000kV变压器110kV侧无功补偿装置未投入，且500kV母线电压满足相关要求。 12.5.2. 国调下令1000kV变压器“由冷备用转热备用”时，现场按1000、110、

500kV侧的顺序操作；国调下令1000kV变压器“由热备用转冷备用”时，现场按500、110、1000kV侧的顺序操作。 12.5.3. 1000kV变压器，包括主体变及调压补偿变两部分，均配有两套变压器

保护。主体变两套差动保护退出时，1000kV变压器应停运；调压补偿变两套差动保护退出时，该调压补偿变应停运。 12.5.4. 1000kV变压器分接头档位的调整须在变压器检修状态下进行。正常运

21

行时，长治站1000kV变压器分接头应置于1050/525/110kV档位；南阳站、荆门站1000kV变压器分接头应置于1050/538/110kV档位。

12.5.5. 1000kV变压器调压补偿变保护定值区应与分接头档位一致；操作投退

调压补偿变保护前，现场应检查确认变压器分接头档位与调压补偿变保护定值区一致；操作“XX主变分接头调整为××档位”时，现场应先退出调压补偿变保护并调整定值、再调整变压器分接头、最后投入调压补偿变保护。 12.5.6. 1000kV变压器瓦斯保护或差动保护动作跳闸，不得试送电；通过检查

变压器外观、瓦斯气体、保护动作和故障录波等情况，确认变压器无内部故障后，可试送一次；变压器后备过流保护动作跳闸，找到故障

并有效隔离后，可试送一次。

12.6. 其它特殊说明

13. 高压并联电抗器

13.1. 保护配置

13.1.1. 高压并联电抗器（简称高抗）保护按双重化配置两套差动保护。 13.1.2. 高抗相应保护装置包括该高抗的两套差动保护。忻都站可控高抗1相

应保护装置还包括忻都站可控高抗1引线过流保护1、2；忻都站高抗

2相应保护装置还包括忻都站高抗2引线过流保护1、2。

13.2. 状态定义

运行 热备用 冷备用 检修 高抗相连开关 运行 热备用 冷备用 冷备用 高抗刀闸 合上 合上 断开 断开 高抗接地刀闸 断开 断开 断开 合上 相应保护装置 投入 投入 — 退出 13.2.1. 高压侧未装设开关但装设刀闸的高抗，只有运行、冷备用、检修三种

状态。高压侧未装设开关及刀闸的高抗，只有运行、检修两种状态。 13.2.2. 可控高抗的感抗容量在运行状态下可以调节，其运行状态及相关要求

如下：

22

运行状态名称 状态相关要求 线路热备用或操作停运前应为此状态 备注 锁定低压侧励磁电流为额定值，主要用于设备投退操作 设定感抗容量为1.7~100%额定容量间的任意值 手动设定感抗容量，可选项有25%、50%、75%、100%四档 江陵站 安江II线 可控高抗 恒电流运行 XX%恒容量运行 线路正常运行时应为此状态 XX%容量运行 忻都站 可控高抗1 U1～U2 kV运行 13.3. 操作术语

提前设定运行值和运行模式，合上母线侧开关，即转为此状按照设定的电压区间，根态。 据运行电压自动调节感抗容量 13.3.1. ××[站|厂]××高抗由××转××。

13.3.2. [退出|投入]××[站|厂]××高抗相应保护装置。 13.3.3. 忻都站可控高抗1操作术语：

13.3.3.1. 忻都站可控高抗1由××转[XX%恒容量运行|U1～U2kV运行] 13.3.3.2. 忻都站可控高抗1由[XX%恒容量运行|U1～U2kV运行]转×× 13.3.3.3. 忻都站可控高抗1转为[XX%恒容量运行|U1～U2kV运行]

本指令应在忻都站可控高抗1运行时使用。 13.4. 运行操作和异常处理

13.4.1. 配有高抗的线路，一般不允许无高抗运行。峡安I线高抗、安江II线

可控高抗正常方式下处于冷备用或检修状态，现场确保高抗刀闸保持断开位置。（此处需系统处确认） 13.4.2. 未装设开关的线路高抗，只能在线路处于冷备用或检修时进行操作。阳城电厂高抗由于接入位置特殊，高抗操作前除线路停运外，串内相关开关要求在冷备用或检修状态。 13.4.3. 可控高抗高压侧设备状态转换由国调下令操作，可控高抗运行时感抗

23

容量和调节模式的调整由国调许可操作。现场应根据相关规定，按调度要求，操作相关一、二次设备和可控高抗控制器。

14. 线路串联电容无功补偿装置

14.1. 保护配置

14.1.1. 线路串联电容无功补偿装置（简称串补）保护采用双重化配置。串补

保护动作合旁路开关，而旁路开关失灵时，将远跳两侧线路开关。 14.1.2. 任一套串补保护退出前，须经国调许可；两套串补保护均退出时，串

补应停运。 14.1.3. 对安装在线路中段的串补，串补保护与该线路任一侧的远跳信号通道

全部中断时，该串补应停运。 14.1.4. 线路串补相应保护装置的范围界定、定值整定和运行操作，由相关运

行维护单位负责。 14.2. 状态定义

运行 热备用 冷备用 检修 串补旁路开关 断开 合上 — — 串补刀闸 合上 合上 断开 断开 串补接地刀闸 断开 断开 断开 — 合上 退出 线路刀闸 断开 断开 相应保护装置 投入 投入 — 14.3. 操作术语

14.3.1. ××站××线串补由××转××。 14.4. 运行操作和异常处理

14.4.1. 线路带电时，可进行串补状态转换操作。

14.4.2. 一般情况下，带串补线路的停运操作顺序是先停运串补、后停运线路；

送电操作顺序是先恢复线路、后恢复串补。 14.4.3. 串补检修后，现场申请进行带电试验，可先将串补转运行，再对带串

补的线路充电。 14.4.4. 带串补运行的线路，由于非串补原因故障停运，试送时应将串补停运。

24

14.4.5. 串补保护和线路保护均为双重化配置，串补保护与线路保护之间的联

系为一一对应，即：串补保护A仅与线路保护1联系，串补保护B仅与线路保护2联系。线路保护1（2）不得与本线路任一串补的串补保护B（A）同时停运。

14.5. 500kV 串补特殊说明 14.5.1. 盘龙I、II线串补

14.5.1.1. 奉节站串补操作由国调下令至九盘站，九盘站执行控制操作。 14.5.1.2. 盘龙I、II线运行时，串补运行与相关的线路保护、盘龙线失步快

速解列装置定值存在对应关系。其中线路保护定值只同本线串补投

退方式相关；九盘站、龙泉站盘龙线失步快速解列装置1（2）定值同盘龙I（II）线串补投退方式相关。

14.5.1.3. 盘龙I、II线运行时，串补投运应在相关失步快速解列装置定值调

整后操作，串补停运应在相关失步快速解列装置调整前操作。 14.5.1.4. 配合串补投退，调整盘龙线失步快速解列装置定值时，九盘站的一

套装置和龙泉站的两套装置应轮停进行。 14.5.2. 东三I、II、III线串补

14.5.2.1. 东三I、II、III线串补全部停运后，由国调通知华东分中心修改相

应保护；东三I、II、III线串补全部停运，且任一串补投运前，由

国调通知华东分中心修改相应保护。

14.6. 1000kV串补特殊说明 14.6.1. 1000kV 串补状态定义：

14.6.1.1. 长治站长南I线串补、南阳站长南I线串补状态定义（以长治站长

南I线串补为例）

串补旁路开关 (T611) 运行 热备用 特殊热备用 断开 合上 合上 串补刀闸 (T6111、T6112) 合上 合上 合上 串补接地刀闸 (T61117、T61127) 断开 断开 断开 串补旁路刀闸 (T6116) 断开 断开 合上 相应保护装置 投入 投入 投入 25

串补旁路开关 (T611) 串补刀闸 (T6111、T6112) 断开 断开 串补接地刀闸 (T61117、T61127) 断开 合上 串补旁路刀闸 (T6116) 合上 合上 相应保护装置 — 退出 冷备用 检修

— — 14.6.1.2. 南阳站南荆I线串补状态定义

串补旁路开关 (T623、T624) 运行 热备用 特殊热备用 冷备用 检修

14.6.1.3. 南阳站南荆I线串补I、南阳站南荆I线串补II状态定义（以南阳

站南荆I线串补I为例）

串补刀闸 串补旁路开关(T623) (T6231、T6242) 运行 热备用 断开 合上 合上 合上 (T62317、T62427) 断开 断开 串补接地刀闸 串补旁路刀闸 (T6236) 断开 断开 相应保护装置 投入 投入 断开 合上 合上 — — 串补刀闸 (T6231、T6242) 合上 合上 合上 断开 断开 串补接地刀闸 (T62317、T62427) 断开 断开 断开 断开 合上 串补旁路刀闸 (T6236) 断开 断开 合上 合上 合上 相应保护装置 投入 投入 投入 — 退出 26

14.6.2. 南阳站、长治站1000kV串补刀闸不允许带电操作。一般情况下，带串

补线路的送电操作顺序是先将串补转至特殊热备用状态，后送线路，最后操作串补到运行状态。带串补线路的停运操作顺序是先将串补转至特殊热备用状态，后停线路。

14.6.3. 带串补的1000kV线路应先将串补转特殊热备用状态，再进行试送；带

电作业1000kV线路故障跳闸后，试送前须同带电作业申请单位确认具备试送条件。 14.6.4. 1000kV串补运行状态与相关的线路保护、失步快速解列装置定值存在

对应关系。 14.6.4.1. 长南I线、南荆I线线路保护定值有两个区间，为“串补投运方式”

和“串补停运方式”定值区。长南I线单侧串补投运、双侧串补投运方式均属于长南I线“串补投运方式”定值区，南荆I线串补20%和40%方式均属于南荆I线“串补投运方式”定值区；线路串补全停时，线路保护应处于“串补停运方式”定值区。

14.6.4.2. 长南I线、南荆I线失步快速解列装置定值有三个区间，为“串补

全退”、“单侧串补投运”和“串补全投”定值区。长南I线两侧串补退出方式和南荆I线串补全退方式属于线路“串补全退”定值区，长南I线单侧串补投运方式和南荆I线串补20%方式属于线路“单侧串补投运”定值区，长南I线两侧串补投运方式和南荆I线串补40%

方式均属于线路“串补全投”定值区

15. 110kV及以下低压无功补偿装置

15.1. 保护配置

15.1.1. 110kV及以下低压无功补偿装置（简称低容、低抗）相应保护装置包括

该低容、低抗的全部电气量保护。 15.2. 状态定义

运行 热备用 冷备用 检修 相连开关 运行 热备用 冷备用 冷备用 相连刀闸 合上 合上 断开 断开 相连接地刀闸 断开 断开 断开 合上 相应保护装置 投入 投入 — 退出 27

15.3. 运行操作和异常处理

15.3.1. 一般情况下，长治站、南阳站、荆门站低容、低抗的状态转换及相应

保护装置的投退操作，由现场根据相关规定、按照电压和无功的调节需要申请，经国调许可进行。 15.3.2. 投、退110kV低容（低抗）需使用相应低容（低抗）支路开关，选择

运行设备时应尽量保证各组低容、低抗的运行时间相对均衡

16. 特高压交流系统电压要求

16.1. 国调下令对1000kV变压器或1000kV线路进行停、充电操作前，相应特

高压站值班员须先确认500kV母线电压满足下表中相关要求，再进行操作。如母线电压不满足要求，需向国调申请投、退110kV低压无功补偿装置，同时注意控制两台主变与500kV系统无功交换之和不超过35万千乏。如无法控制母线电压和无功交换同时满足要求，须暂停操作，并立即汇报国调。 操作内容 1000kV变压器停、充电 对应变电站 操作前500kV 母线电压要求 长治站、南阳站、荆门站 ≤538kV 长治站 ≤521kV ≤538kV ≤519kV ≤538kV 1000kV线路停电 南阳站、荆门站 长治站 1000kV线路充电 南阳站、荆门站

16.2. 4.4.2 长南I线解列、并列及南荆I线解环、合环前，国调、相应特高

压站值班员须先确认500kV母线电压满足下表中相关要求，再进行操作。 操作内容 对应变电站 长治站 长南I线南阳侧并列 南阳站 525~539kV 操作前500kV 母线电压要求 510~521kV 28

长南I线南阳侧解列 长治站 长治站 ≤520kV 510~519kV 525~539kV ≤539kV 525~540kV ≤538kV 长南I线长治侧并列 南阳站 长南I线长治侧解列 南荆I线合环 南荆I线解环

16.3. 正常联网运行时,长治站、南阳站、荆门站应依据《稳定及电压规定》的

要求投切110kV低压无功补偿装置。因电网故障等原因引起特高压交流联络线有功、无功、电压短时波动时，长治站、南阳站、荆门站110kV低压无功补偿设备无需作额外调整。 16.4. 长治站、南阳站出现长南I线跳开但110kV低容仍运行的情况时，长治

站、南阳站值班员须立即停运110kV低容，同时汇报国调。荆门站出现南荆I线跳开但110kV低容仍运行的情况时，须立即停运110kV低容，同时汇报国调。 16.5. 正常方式下，110kV无功补偿装置因故障或缺陷停运，长治站、南阳站、

荆门站须经国调许可及时投入备用无功补偿装置；如无法按要求进行无功补偿装置投退或110kV低容已无备用，须立即向国调汇报。

南阳站 南阳站、荆门站 南阳站、荆门站 1. 特高压系统操作流程

1.1.

特高压交流系统送电典型流程

首先，长治站、南阳站、荆门站先将1000kV主变由500kV侧充电，1000kV母线转运行。其次，南荆I线由荆门站充电，南阳站合环运行。最后，长南I线由长治站充电，在南阳站将华北、华中电网并列运行。

4.1.1. 长治站、南阳站、荆门站1000kV主变送电，1000kV母线转运行（以荆门站1000kV #1主变为例） (1)

核：长治站、南阳站、荆门站稳态过电压控制装置（现场负责投入稳态过电压控制装置“投联跳功能”压板）已投入，长治站安控装置已

29

投入。 (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8)

荆门站＃1主变由冷备用转热备用（按1000kV侧、110kV侧、500kV侧的顺序操作）。 查：荆门站500kV母线电压不超过538kV。 荆门站＃1主变由500kV侧充电。

合上荆门站T011、T012开关，＃1主变1000kV侧转运行，1000kV母线带电。

荆门站＃1主变110kV侧转运行，110kV#1M、#2M运行。 合上荆门站11211刀闸。 许可荆门站111B站用变转运行。

4.1.2. 南荆I线转运行 (1)

核：南荆I线振荡解列装置及失步快速解列装置（失步快速解列装置在执行串补全投定值）已投入，南荆I线线路保护（线路保护装置在执行串补投运方式定值）已投入，南阳站南荆I线安控系统已投相应方式。

南阳站南荆I线串补由冷备用转特殊热备用。

南阳站、荆门站南荆I线高抗转运行，南荆I线由冷备用转热备用。 通知华中分中心：南荆I线准备从荆门侧充电 查：荆门站500kV母线电压不超过538kV。

荆门站T021、T022开关依次转运行，南荆I线由荆门侧充电。 通知华中分中心：南荆I线准备从南阳侧合环。 查：南阳站、荆门站500kV母线电压在525~540kV之间。 南阳站T023、T022开关依次转运行，南荆I线由南阳侧合环。

(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

(10) 南阳站南荆I线串补由特殊热备用转热备用。 (11) 南阳站南荆I线串补由热备用转运行。 4.1.3. 长南I线转运行 (1)

核：长南I线振荡解列装置及失步快速解列装置（失步快速解列装置投串补投运定值）已投入，长南I线线路保护（线路保护装置在执行串补投运方式定值）已投入，胶东安控系统、德阳安控系统已按规定调整到相应方式。

30

(2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

长治站、南阳站长南I线串补由冷备用转特殊热备用。

长治站、南阳站长南I线高抗转运行，长南I线由冷备用转热备用。 通知华北分中心：长南I线准备从长治侧充电 查：长治站500kV母线电压不超过519kV。

长治站T011、T012开关依次转运行，长南I线由长治侧充电。 通知华北分中心、华中分中心：长南I线准备从南阳侧并列。 查：长治站500kV母线电压在510~521kV之间。 查：南阳站500kV母线电压在525~539kV之间。

(10) 南阳站T031、T032开关依次转运行，长南I线由南阳侧并列。 (11) 长治站、南阳站长南I线串补由特殊热备用转热备用。 (12) 长治站长南I线串补由热备用转运行。 (13) 南阳站长南I线串补由热备用转运行。 1.2.

特高压交流系统停电典型流程

首先，长南I线由南阳站解列，长治站停电。其次，南荆I线由南阳站解环，荆门站停电。最后，长治、南阳、荆门站1000kV主变停电。 4.2.1. 长南I线停电 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

通知华北分中心、华中分中心：长南I线功率按零控制。 南阳站长南I线串补由运行转特殊热备用。 长治站长南I线串补由运行转特殊热备用。

通知华北分中心、华中分中心：长南I线准备从南阳侧解列。 查：长治站500kV母线电压不超过520kV。

南阳站T031、T032开关依次转热备用，长南I线从南阳站解列。 查：长治站500kV母线电压不超过521kV。

长治站T012、T011开关依次转热备用，长南I线从长治侧停电。 南阳站长南I线由热备用转冷备用。

(10) 长治站长南I线由热备用转冷备用。

(11) 长治站、南阳站长南I线串补由特殊热备用转冷备用。 (12) 胶东安控系统、德阳安控系统按规定调整到相应方式。 4.2.2. 南荆I线停电

31

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

通知华中分中心：南荆I线准备停电。 南阳站南荆I线串补由运行转特殊热备用。 查：荆门站500kV母线电压不超过538kV。 查：南阳站500kV母线电压不超过538kV。

南阳站T022、T023开关依次转热备用，南荆I线从南阳站解环。 查：荆门站500kV母线电压不超过538kV。

荆门站T022、T021开关依次转热备用，南荆I线从荆门侧停电。 南阳站南荆I线由热备用转冷备用。 荆门站南荆I线由热备用转冷备用。

(10) 南阳站南荆I线串补由特殊热备用转冷备用。 4.2.3. 荆门站1000kV #1主变停电 (1) (2) (3) (4) (5) (6) 1.3.

许可：荆门站低容、低抗转热备用，荆门站转移＃1主变所带站用负荷。 查：荆门站500kV母线电压不超过538kV 荆门站＃1主变110kV侧由运行转热备用。 荆门站＃1主变1000kV侧由运行转热备用。

荆门站＃1主变500kV侧由运行转热备用，荆门站＃1主变停电。 荆门站＃1主变由热备用转冷备用（荆门站1101、1102开关，T011、T012开关，5011、5012开关依次热备用转冷备用）。 1000kV串补操作典型流程

4.3.1. 南阳站长南I线串补转运行（长南I线运行，长治站长南I线串补在停

运状态，长南I线失步快速接列装置在执行串补全退定值，长南I线保护在执行串补停运方式定值） (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

长南I线由运行转冷备用

南阳站长南I线失步快速解列装置1执行单侧串补投运定值。 长治站长南I线失步快速解列装置1执行单侧串补投运定值。 南阳站长南I线失步快速解列装置2执行单侧串补投运定值。 长治站长南I线失步快速解列装置2执行单侧串补投运定值。 南阳站长南I线分相电流差动保护1执行串补投运方式定值。 长治站长南I线分相电流差动保护1执行串补投运方式定值。

32

(8) (9)

南阳站长南I线分相电流差动保护2执行串补投运方式定值。 长治站长南I线分相电流差动保护2执行串补投运方式定值。

(10) 南阳站长南I线串补由冷备用转特殊热备用。 (11) 长南I线转由冷备用转运行。

(12) 南阳站长南I线串补由特殊热备用转运行。

4.3.2. 南阳站长南I线串补转运行（长南I线运行，长治站长南I线串补在运行状态，长南I线失步快速接列装置在执行单侧串补投运定值,长南I线保护在执行串补投运方式定值） (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

长治站长南I线串补由运行转特殊热备用。 长南I线由运行转冷备用。

南阳站长南I线失步快速解列装置1执行串补全投定值。 长治站长南I线失步快速解列装置1执行串补全投定值。 南阳站长南I线失步快速解列装置2执行串补全投定值。 长治站长南I线失步快速解列装置2执行串补全投定值。 南阳站长南I线串补由冷备用转特殊热备用。 长南I线由冷备用转运行。

长治站、南阳站长南I线串补由特殊热备用转运行。

4.3.3. 南阳站长南I线串补停运（长南I线运行，长治站长南I线串补保持运行状态，长南I线失步快速接列装置在执行串补全投定值,长南I线保护在执行串补投运方式定值） (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

长治站、南阳站长南I线串补由运行转特殊热备用。 长南I线由运行转冷备用。

南阳站长南I线串补由特殊热备用转冷备用。

南阳站长南I线失步快速解列装置1执行单侧串补投运定值。 长治站长南I线失步快速解列装置1执行单侧串补投运定值。 南阳站长南I线失步快速解列装置2执行单侧串补投运定值。 长治站长南I线失步快速解列装置2执行单侧串补投运定值。 长南I线由冷备用转运行。

长治站长南I线串补由特殊热备用转运行。

33

4.3.4. 南阳站长南I线串补停运（长南I线运行，长治站长南I线串补在停运状

态，长南I线失步快速接列装置在执行单侧串补投运定值,长南I线保护在执行串

补投运方式定值） (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

南阳站长南I线串补由运行转特殊热备用。 长南I线由运行转冷备用。

南阳站长南I线串补由特殊热备用转冷备用。

南阳站长南I线失步快速解列装置1执行串补全退定值。 长治站长南I线失步快速解列装置1执行串补全退定值。 南阳站长南I线失步快速解列装置2执行串补全退定值。 长治站长南I线失步快速解列装置2执行串补全退定值。 南阳站长南I线分相电流差动保护1执行串补停运方式定值。 长治站长南I线分相电流差动保护1执行串补停运方式定值。

(10) 南阳站长南I线分相电流差动保护2执行串补停运方式定值。 (11) 长治站长南I线分相电流差动保护2执行串补停运方式定值。 (12) 长南I线由冷备用转运行。

注1：长南I线、南荆I线线路保护定值有两个区间，为“串补投运方式”和“串补停运方式”定值区。长南I线单侧串补投运、双侧串补投运方式均属于长南I线“串补投运方式”定值区，南荆I线串补20%和40%方式均属于南荆I线“串补投运方式”定值区；线路串补全停时，线路保护应处于“串补停运方式”定值区。

注2：长南I线、南荆I线失步快速解列装置定值有三个区间，为“串补全退”、“单侧串补投运”和“串补全投”定值区。长南I线两侧串补退出方式和南荆I线串补全退方式属于线路“串补全退”定值区，长南I线单侧串补投运方式和南荆I线串补20%方式属于线路“单侧串补投运”定值区，长南I线两侧串补投运方式和南荆I线串补40%方式均属于线路“串补全投”定值区。

34

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/71bo.html