石狮电网调度规程

QB 福建省石狮电力有限责任公司企业标准

Q/FJGS 10026-2009

石狮电网调度规程

2009-05-11修改 2009-06-01实施

福建省石狮电力有限责任公司 发布

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前 序

为了规范福建省石狮电力有限责任公司（以下简称本公司）的调度管理工作，提高电网安全运行水平，结合本公司的实际，制定本规程。

本规程规定了调度管理职能、内容和要求，规程实施的监督检查，适用于石狮电网地调管辖电气设备的调度管理。

本规程在原规程的基础上重新修订，修订的要点为：新增电力市场运营和修改石狮地调设备管辖范围划分明细表等内容。

本规程是下列国家标准和行业标准在本企业实施的细化：

——福建省电力有限公司文件闽电调〔2008〕401号关于印发《福建省电力系统调度规程》

——中华人民共和国行业标准DL 408-91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）

——福建省电力有限公司文件闽电安[2003]548号关于印发《福建省电力有限公司操作票、工作票五个实施细则》的通知

——中华人民共和国电力工业部第3号令《电网调度管理条例》《电网调度管理条例实施办法》

本规程由福建省石狮电力有限责任公司调度所提出。 本规程由福建省石狮电力有限责任公司调度所负责起草。 本规程由福建省石狮电力有限责任公司生产技术部归口。 本规程由福建省石狮电力有限责任公司标准化领导小组批准。 本规程主要起草人：薛道东、苏瑞金、郭清淡、郭清育、颜碧莲。 本规程审核人：张海庭。 本规程批准人：许少冠。

本规程由福建省石狮电力有限责任公司调度所负责解释。

本规程于2009年05月11日修订发布，从2009年06月01日起实施。

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目 录

第一章 总则…………………………..…..…………………………………………………1 第一节 前言…………………….. ……….………. ………………………………………..1 第二节 调度管理的任务和职责………….………………………………………………...1 第三节 调度管理机构………………………………………………………………………5 第二章 调度管理……………………………………………………………………………5 第一节 基本原则.…………………………………………………………………...……...5 第二节 调度范围划分………………………………………………………………………8 第三章 发电厂并网管理……………………………………………………………………10 第一节 并网管理……………………………………………………………………………10 第二节 电厂并网运行技术要求……………………………………………………………10 第四章 电力系统运行方式编制和管理…………………………………………………..13 第一节 系统运行方式管理……….…….……….………………………………………...13 第二节 年度运行方式的编制……………………………………………………………..14 第三节 月、周调度计划的编制…………………………………………………………..15 第四节 日调度计划的编制与调整……………………………………………………….16 第五章 设备检修管理……………………………………………………………….…….17 第一节 设备检修编制原则及基本要求…………………………………………………..17 第二节 主设备年度检修计划的编制……………………………………………………..19 第三节 设备月度检修计划的编制…………….. …………………………………………19 第四节 设备停役的申请与批复……………..……………………………………………19 第五节 电力通信设备检修、网路异动管理……………………………………………..22 第六节 自动化设备检修管理……………………………………………………………..23 第六章 新设备启动投产管理……………………………………………………….…….24 第一节 启动投产具备的条件….………………………………………………………….24 第二节 启动投产过程管理………………………………………………………….…….27 第七章 系统频率的调度管理……………………………………………………….…….31 第一节 系统频率标准………………………………………………………………….….31 第二节 并网机组调速器要求………………………………………………………………31 第三节 调频厂的确定及频率监视…………………………………………………………32 第四节 系统频率的调整…………………………………………………………….…….33

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第五节 自动发电控制（AGC）调度管理………………………………………….…….33 第八章 系统无功电压管理………………………………………………………….…….34 第一节 基本原则………………………...………………………………………….……..34 第二节 无功补偿与调压配置技术要求…………………………………………….…….34 第三节 电压的监视与调整………………………………………………………….…….35 第九章 继电保护及安全自动装置管理…………………………………………….……38 第一节 基本原则…………………………………………………………………….…….38 第二节 第三节 第十章 第一节 第二节 第三节 第十一章 第一节 第二节 第十二章 第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 第七节 第八节 第九节 第十节 第十三章 第一节 第二节 定值管理…………………………………………………………………………..38 运行管理………………………………………………………………….……….41 系统稳定和安全措施的管理…………………………………………..…………45 稳定准则……………………………………………………………….………….45 稳定计算及管理……………………………………………………….………….45 安全稳定自动装置管理……………………………………………….………….46 系统倒闸操作规定………………………………………………….………….48 操作制度…………………………………………….………………….…………48 设备操作的基本规定………………………………………………….………….51 系统事故处理……………………………………………………….…………55 系统事故处理一般原则……………………………………………….………….55 系统频率异常的处理………………………………………………….………….57 系统电压异常的处理………………………………………………….………….58 线路事故处理…………………………………………………………..…………59 母线事故处理…………………………………………………………..…………60 变压器事故处理………………………………………………………..…………61 开关异常及事故处理…………………………………………………..…………62 系统发生振荡时的事故处理…………………………………………..…………62 通信中断情况下的事故处理…………………………………………..…………63 自动化系统故障处理…………………………………………………..…………64 系统调度自动化管理……………………………………………..……………65 基本原则……………………………………………………………..……………65 运行管理机构和职责划分……..…………………………………..……………..65

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第三节 运行管理……..……………………………………………………..……………..66 第四节 设备检验和缺陷管理…………..……………………………….….……………..68 第十四章 系统通信调度管理…………………………………………….………………69 第一节 基本原则………………………………………………………………………….69 第二节 职责分工………………………………………………………………………….69 第三节 专业管理………………………………………………………………………….70 第四节 运行管理………………………………………………………………………….72 第十五章 电力市场运营………………………………………………………….……….75 第一节 第二节

电力市场运营基本原则…………………………………………………………..75 电力市场主体职责………………………………………………………………..75

第三节 电网“三公”调度………………………………………………………………..76 附录A 新设备启动投产前需提供的技术资料（规范性附录）…………………………78 附录B 石狮地调设备管辖范围划分明细表（资料性附录）……………………………80 附录C 设备的状态及其综合指令（规范性附录）………………………………………83 附录D 主要设备名称表（规范性附录）………………………………………………….90 附录E 操作术语表（规范性附录）……………………………………………………….92 附录F 调度术语表（规范性附录）……………………………………………………….94 附录G 220kV宝盖变启动投产调度关系协调会议纪要（资料性附录）…………………97

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2.1.3 地调调度员发布指令的对象(具有接令资格)是：发电厂值长（或机组长、电气班长）、集控站值班长（或主值）、变电站值班长（或主值）。

集控站所辖变电站的业务联系均通过集控站与调度联系。属省调管辖设备的业务与省调联系，属地调管辖设备的业务与地调联系。电网紧急事故处理需要时，调度员可将操作指令直接下达到集控站所辖的变电站，变电站接令人员执行后立即报告集控站。

2.1.4 在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。 2.1.5 调度员应使用统一的调度术语和操作术语发布调度指令，并对所下达的调度指令的正确性负责。地调调度员发布的调度指令，各发电厂和集控站、变电站的值班人员必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或系统的安全时，受令人可拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位领导。

2.1.6 当系统发生危及安全运行的紧急情况时，地调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，厂站值班人员不得拒绝执行。在未得到地调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速报告设备所辖调度的调度员。

2.1.7 省调管辖设备可以根据需要临时委托有条件的地调调度，地调应接受，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由省调通知设备运行单位。 2.1.8 地调管辖设备、许可设备的管理

地调管辖的设备只有得到地调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。除了对人身或设备安全有威胁外，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。

地调许可的设备只有得到地调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报地调调度员。地调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。地调许可机组出力应严格按照地调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得地调调度员的同意后修改。 2.1.9 省调管辖设备的管理

省调管辖的设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。除了对人身或设备安全有威胁外，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。

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2.1.10 省调许可设备的管理

省调许可设备只有得到省调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报省调调度员。省调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。省调许可机组出力应严格按照省调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得省调调度员的同意后修改。

在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。 2.1.11 汇报及联系制度

1、 地调严格执行省调汇报联系制度，并按规定将电网的运行情况汇报公司领导和有关部门。

2、 各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向地调报告电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据向省调报告。

3、 地调调度员和发电厂、集控站、变电站值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行地调规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向地调调度员反映；地调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或厂、站的影响情况通知省调和现场值班人员。

4、 地调许可设备异常汇报要求

地调许可的设备发生异常、故障时，厂、站运行人员除了在第一时间将简要情况汇报地调；还必须尽快将设备的恢复送电情况及对地区负荷或机组出力的影响情况汇报地调调度员。

2.1.12 跨地调管辖范围的联络线（以下简称“跨地调联络线”）的调度管理规定：

1、 跨地调管辖110千伏及以下电压等级的联络线由相关地调协商后报省调批准，各地调应按商定的调度设备管辖分界点，对所管辖的设备实行调度管理。

2、 各地调应按省调规定的正常开环点安排运行方式，如须改变开环点，应首先取得对方地调的许可，并按省调规定的要求向省调办理许可手续。

3、 改变开环点前，地调之间必须对以下内容进行协商，并按规定向对方办理申请手续：新开环点的位置及运行方式，需要对方输送的负荷以及事故处理的方法、继电保护配合等。如电网需要，省调可以对地调的协商情况进行最后的裁定，地调应服从。

4、 开环点应经常处于热备用状态，且开环点应具备防雷设施和并列装置，通讯应完好。

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第二节 调度范围划分

2.2.1 调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，要充分考虑电力系统结构的特点和管理体制，要有利于电力系统管理，有利于电网整体性和调度管理权利和义务的一致性，它不受制于资产所有权和设备经营权；继电保护、安全自动装置、电力通信、电网调度自动化等二次设备的管辖权原则上跟随一次设备，有特殊规定的除外。 2.2.2 地调调度管辖的设备

1、 220千伏变电站的主变及三侧开关。 2、 地区110千伏网络。

3、 直接接入110千伏电压等级且不属省调管辖的电厂的主变及机组。

4、 直接接入地区35千伏电压等级、全厂总装机容量达10MW及以上电厂的发电机组。 5、 明确规定由省公司购电上网的地区电厂机组。

6、公司所属110kV线路、35kV线路，10kV线路及所属继电保护装置、安全稳定装置。 7、石狮地区10kV主干线路的刀闸，10kV分段开关、刀闸及联络开关、刀闸，10kV主干电缆分支箱，10kV支线开关、刀闸及分段开关、刀闸，市区10kV开闭所、10kV开关站及所属高压开关、刀闸及PT，客户10kV双回路供电的高压进线开关、刀闸及室内高压进线柜开关、刀闸和母联开关、刀闸。 2.2.3 地调许可管辖的设备

属厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响地调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、地区用电指标，则定为地调许可范围的设备。地调许可设备的范围（或方式）有：

1、 110千伏变电站的主变本体及其高压侧开关间隔。

2、 直接接入110千伏电压等级电厂的10千伏母线的运行方式。如电网需要，地调可将上述电厂10千伏母线定为地调管辖设备。

3、 跨厂、站联络线。

4、 影响地调管辖或许可电厂出力的设备。 5、 110千伏主变中性点个数变化。

2.2.4 经地调许可抢修操作班管辖的10kV配网设备：

石狮市区10kV杆上公用变高压刀闸、跌落式开关和变压器，10kV杆上专变高压刀闸、跌落式开关和变压器。 市区10kV单回供电电缆进线室内公用变、户外10kV进线刀闸及室

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内高压开关、刀闸。

2.2.5 经地调许可由供电所管辖的10kV配网设备：

石狮农村10kV杆上公用变高压刀闸、跌落式开关和变压器。农村10kV单回供电电缆进线室内公用变、户外10kV进线刀闸及室内高压开关、刀闸。 2.2.6 由用户自行管辖的10kV配网设备：

10kV单回供电用户开关室内高压开关、刀闸，10kV双回供电用户开关室内高压开关、刀闸及PT。

2.2.7 许可手续的办理

地调许可厂、站、抢修操作班、供电所管辖设备的正常许可手续可分为两类进行管理：地调当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。

1、 调度员口头许可的范围：

（1） 凡不影响地调管辖或许可机组出力正常送出的，厂、站、抢修操作班、供电所管辖地调许可设备（不含机组）状态的变更。

（2） 厂、站、抢修操作班、供电所管辖地调许可机组及设备当日内的非计划停役或降出力。

（3） 火电厂汽轮机阀门的定期活动试验。

（4） 110千伏变电站（或与电厂）之间的合解环及转供电。

（5） 跨厂、站联络线的开环点改变，如不影响地调管辖或许可机组出力正常送出的。 （6） 110千伏主变停役及不需测向量或进行冲击试验的复役。 2、 通过申请单许可的范围：

（1） 凡影响到地调管辖或许可机组出力正常送出的、地调许可设备（不含机组）状态的变更。

（2） 地调许可电厂的机组跨日检修和非计划降出力。

（3） 具有110千伏电压等级的发电厂110千伏母差保护退出运行。

（4） 影响到地调直调机组、许可机组出力正常送出的跨地调联络线开环点的改变。 （5） 接入110千伏电压等级的厂用变的状态变更。 （6） 110千伏主变中性点个数变化。

（7） 110千伏主变大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。 （8） 110千伏主变二次回路变动后与地调管辖设备有关的。

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2.2.8 各发电厂、变电站的厂（站）用变属厂（站）管辖。 2.2.9 地调调度管辖及许可范围的具体划分详见附录B。

2.2.10 宝盖变的调度关系见附录G。（关于印发《220kV宝盖变启动投产调度关系协调会议纪要》的通知，省调[2001]151号文）

第三章 发电厂并网管理

第一节 并网管理

3.1.1 发电厂与电网并网协议是发电厂与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（或地方电网）并入石狮电网运行，必须与公司签订并网协议方可并入电网运行。

3.1.2 发电厂并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订《购售电合同》、《并网调度协议》。

购/售电协议涉及电力市场运作、运行管理考核、电网安全稳定等问题，商谈时应有电网调度部门代表参加，并在协议（合同）中体现相关的内容。

3.1.3 对新建和改建的电厂，公司根据发电厂建设项目立项批准文本，以及电厂向公司提出接入电网运行的申请报告，与电厂签订并网调度原则协议(作为机组并网前的调度协议),以规范并体现电厂接入电网的一、二次设备在设计、选型、建设等阶段电网对并网电厂的要求，以满足电网的安全运行需要。并网调度原则协议应在工程的设计、设备选型前完成签订。 3.1.4 发电厂正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。公司根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议,与发电厂正式签订并网调度协议。

第二节 电厂并网运行技术要求

3.2.1 并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及石狮电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。

3.2.2 地调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、运行特性满足电网安全运行需要。 3.2.3 频率变化的要求：

发电厂设备满足：电网频率48.5Hz ～ 51Hz范围能够连续运行；事故情况下，电网频率47Hz～48.5Hz、51Hz～52Hz范围不会跳闸。

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完整、正确地按照相应定值单设定，定值更改后，各单位应组织检修、运行及有关人员对执行情况进行验收，在投运前由运行值班人员与地调调度员核对定值单编号并汇报执行情况，经核对无误签名后方可投运；若执行定值有偏差应报告继保专业部门，由其决定是否继续执行。定值单应该按照要求的期限执行，并在OMS流程中填写执行情况（包括现场执行情况、软件版本等），执行完毕后5日内将流程返回。为安全及可靠备份，地调调度室、发电厂继电保护专责、变电站和电厂运行值班室必须具备纸质的定值单1份，地调继电保护专责留存归档1份。

2、 如遇临时性运行方式或事故抢修运行方式，需要变更保护定值时，可由调度直接下达调度指令进行更改，运行方式恢复后，定值应恢复原定值， 双方应做好核对和记录。

第三节 运行管理

9.3.1 新建工程的继电保护设备必须满足基建三级验收、《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》和《关于加强继电保护标准化检验和验收标准化的通知》要求，验收合格方可并网启动。

9.3.2 电网故障时厂、站现场值班人员应及时收集和记录保护动作情况，详细检查准确记录保护的动作时间，保护名称、每个掉牌信号、微机保护采样报告和液晶板显示内容、故障录波的启动情况及故障相别、跳闸开关情况，同时将主要情况向上级值班调度员汇报。

发电厂的继电保护专业人员应向上级继电保护专业部门提供动作原始记录和报告，尽早进行事故调查并查明原因，在事故发生后的4小时内上报微机型保护和故障录波器报告，24小时内上报事故快报。必要时由调度主管部门组织有关单位进行事故调查、检验、分析、评价、制定反事故措施。

9.3.3 各级继电保护专业管理机构应认真分析调度管辖范围内的系统故障及继电保护动作情况，积累运行资料，研究和总结运行经验并提出改进措施。 9.3.4 并网电厂有关运行管理和事故调查规定：

1、 根据《继电保护及安全自动装置检验条例》的要求，并网发电厂对厂内所有保护及安全自动装置负责定期校验和正常维护，保存完整的试验记录和报告，如继电保护和安全自动装置出现缺陷，应及时汇报有关调度，并按规定处理。

2、 地调针对电网安全生产形势、安全运行中的薄弱环节和突出的问题、电网运行方式等所制订的各项反事故措施和事故通报文件，其中涉及电厂二次设备的反事故措施，电厂必须及时落实。

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3、 电厂发生涉及电网的事故（包括电网事故涉及电厂），电厂均在4 小时内向省调提供故障录波信息、保护信息和有关数据资料，24小时内上报事故快报。

4、 公司按有关标准、规定对电厂继电保护及安全自动装置进行全过程技术监督管理并按年度公布整改建议。凡由于电厂保护设备及二次回路不满足反措要求，设备超期服役，运行技术指标恶化等原因无法满足安全要求，电厂必须限期整改并报地调备案。

9.3.5 220千伏系统主变中性点接地方式由省调确定，110千伏系统主变中性点接地方式由地调确定。

9.3.6 地调管辖设备的保护投入、退出应按调度指令执行，由厂、站值班人员进行操作（明文规定由现场操作的除外）。

9.3.7 保护装置盘面上应有整定值或相应运行方式的明显标记和具备切换的压板。 9.3.8 保护的试验、处理缺陷以及更改定值工作，应按规定办理申请手续，但事故分析检验可当班提出申请，地调应尽快批复。

9.3.9 地调调度员应根据继电保护专业提供的继电保护运行说明和整定单进行调度电气操作。

9.3.10 如运行中出现特殊运行方式，超出年度整定方案和调度运行说明范围之外时，应及时与运行方式、继电保护有关人员联系，商定处理办法。 9.3.11 电压互感器二次回路的管理：

1、 同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电。 2、 当母线停役或电压互感器停役，值班人员除向该设备管辖调度单位申请外，还应向由该PT供电的保护装置所属调度单位申请。

3、 PT失压时，现场应将会误动的保护解除（如电压、距离保护），并立即报告当值调度员。

9.3.12 各厂（站）内经常随一次设备停运而相应变动的保护，均由现场根据规定进行相应的改变，而调度仅下达一次设备的状态指令。这种变动仅适用于明文规定的保护操作，其中有：

1、 发电机改调相时，厂（站）内要投切的保护。 2、 调相机启动时，厂（站）内可能误动的保护。 3、 电厂经常性全停机，厂内需投退的保护。

4、 随中性点接地方式改变的变压器零序保护或间隙保护。

5、 220千伏旁路兼母联开关的非全相保护、线路保护、主变保护跳母联功能等。 6、 旁路（或旁母）开关代主变运行，若母差CT在主变套管内，则旁路（或旁母）开关接入母差的CT应短接，并断开对外部的联线。

7、 与本厂（站）运行方式相配套的故障联切装置及线路潮流越限、故障联切机组压板。

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8、 开关检修时的失灵保护联跳（远跳）其他断路器的保护，对正常运行设备有影响的保护。

9、 单元或扩大单元接线的机组在发电机停机而变压器继续运行时需投入的临时保护。 10、对桥型接线的母线，出线刀闸断开和闭合后，需要投退的短引线保护及退投的线路保护。

11、母线互联、旁代、分裂时母差保护屏上的手动互联、旁代、分裂压板投入。 12、一套线路保护或高频保护退出后，相应重合闸出口压板的投退及切换。

13、一次设备热备用时，保护均投入；一次设备检修时，应解除相关的失灵保护，同时根据二次设备是否有工作决定相关保护投信号或停用。

14、随母差同时投退的母线失灵保护。

15、变压器除本体有载轻、重瓦斯以外的非电量保护投退。

9.3.13 在线路开关旁代操作过程中，作为旁代运行的高频保护的通道或有关保护回路可以直接切换至保护盘上，不必将对侧的该套高频保护退出（电流差动保护除外），但操作时间应尽量缩短，以缩短高频保护不配合时间。

1、 旁路保护为非电流差动保护的旁代操作步骤：

（1） 将旁母（旁路）开关操作至需旁代开关相对应的热备用状态，旁路母线操作至线路运行状态。

（2） 旁母（旁路）开关的保护定值（及重合闸方式）改与被代线路保护相同。 （3） 将被代线路两侧非旁代的高频保护退出。 （4） 旁母（旁路）开关转运行。

（5） 被代开关旁代高频保护由投本线开关跳闸改投旁母（旁路）开关跳闸。 （6） 被代开关停役。

其中：第（5）项旁代高频由投本线开关改投旁母（旁路）开关，包括通道切换或二次回路切换均由现场自行操作。

当本线开关工作结束转运行时，旁代高频保护由投旁母（旁路）开关改投本线开关，应在本线开关与旁代开关同时运行时进行，同时也应遵循以上第（5）项原则。

2、 对于电流差动保护的旁代切换操作，则应在旁代开关转运行前，将两侧电流差动保护退出，旁母（旁路）开关转运行，本线开关转热备用，确认差动保护正常后再将两侧旁代电流差动保护投入。 复役时，按同样原理，在电流差动保护退出情况下进行开关倒换操作。

9.3.14 高频保护装置

1、 按规定时间，厂、站值班人员每天交换一次高频保护信号，做好记录。如发现异常应立即报告调度员，确定是否停用高频保护，并通知保护人员进行处理。

2、 高频保护在投入跳闸压板前以及保护动作切除故障后，应检查高频通道一次。

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3、 线路两侧的高频保护，原则上必须同时投入或退出，操作中要尽可能缩短不对应的时间。

4、 出现下列情况时，现场值班人员应向调度员汇报，地调应指令将线路两侧高频（差动）保护及可能误动的保护退出，做好异常情况记录，通知保护人员或通信人员进行处理，若当天不能处理好，应办理停役申请手续：

（1） 直流电源消失。

（2） 通道信号不符合规定指标。 （3） 通道设备损坏。

（4） 收发讯机发出“装置故障”信号。 （5） 微机、集成保护发出“装置故障”信号。 （6） 微机电流差动保护发出通道故障信号且无法复归。 （7） 保护复用通道接口设备发出通道故障信号且无法复归。 （8） 保护装置故障或异常信号。

（9） 按计时元件动作跳闸的主变过励磁保护启动发信。 （10）按计时元件动作跳闸的线路零序反时限电流保护启动。

9.3.15 220千伏线路不宜长期充电运行，特殊情况需要运行时，应将重合闸退出。 9.3.16 原则上新建线路启动投产试运行24小时正常后才投入线路重合闸，具体按照启动方案执行。

9.3.17 变压器瓦斯保护

变压器进行注油、滤油、换潜油泵、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，工作结束后经4小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。

9.3.18 变压器差动保护和瓦斯保护不允许同时停役。

9.3.19 母差保护短时退出的运行规定：母差退出而母线继续运行时，要求按稳定校核结果相应修改对侧系统后备保护时间和本站变压器（升压变）的后备保护时间，在采取措施前，母线不得倒闸操作。

9.3.20 各单位应根据设备运行情况，按保护设备允许使用年限建立设备更新改造计划。 9.3.21 各厂、站控制室应具有下列资料：

1、 继电保护装置台帐。 2、 继电保护整定通知单。 3、 继电保护现场运行规程。 4、 继电保护原理接线图。

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5、 继电保护工作记录（包括整定值临时更改、接线更改等工作记录）。

6、 保护装置的运行操作和事故动作记录（包括掉牌、信号灯及其他异常缺陷情况）。 7、 继电保护直流配置图。

8、 其它继电保护规程规定和必要的资料。

第十章 系统稳定和安全措施的管理

第一节 稳定准则

10.1.1 计划、设计、建设、生产、调度等部门应熟悉电网安全稳定工作规定；调度、设计部门应积极开展电力系统安全稳定分析研究工作。在安全第一和技术经济合理的前提下，通过改善电网结构和采取相应的安全稳定技术措施，保证电网的安全稳定运行。

10.1.2 电网运行应当连续、稳定，保证供电可靠性。电网的稳定管理与分析，应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》和《福建省电力系统安全稳定运行规定》的基本原则。

10.1.3 系统安全稳定工作的重点是避免事故大面积停电，避免扰动影响扩散，避免连锁事故的发生，保证电力系统的正常运行。

10.1.4 电力市场对电网的安全稳定性和可靠性提出了更高要求，但电力交易或交换都必须在电力系统安全稳定允许条件下进行。

第二节 稳定计算及管理

10.2.1 为保证电力系统安全稳定运行，地调必须在新设备投运前，对新设备投运后的电网进行安全稳定校验，电网应满足如下要求：

1、 能够适应各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应电网发展的要求。

2、 任一元件无故障断开，应能保持电网稳定运行，且不致使其他元件超过事故过负荷和电压偏差的要求。

3、 应有较大的抗扰动能力，并满足导则中规定的有关各项安全稳定标准。 4、 实现分层分区原则，主力电源直接接入高压电网。 5、 合理控制短路电流。

10.2.2 对不能满足电网安全稳定要求的电厂接入系统方式，应建议采取补救措施，在措施未实现前可根据当年运行方式的校验极限限制电网的运行方式和电厂出力，并报公司领导批准。

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4、 适当改变主系统的运行方式。 5、 改变变压器电压分接头。

8.3.3 按《福建电网地区无功电压运行管理及考核办法》要求做好220千伏及以下电网无功补偿设备的维护及运行管理工作, 掌握各地区电压考核点的波动情况，监视各考核点的运行电压。

8.3.4 当地区无调节手段需要省电网协助调整时应报告省调调度员。

加强关口无功电压的调度管理及网供力率的考核，协助用电管理部门对用户电容器的运行管理，充分调用地区电源机组的无功调节能力，加强对调度管辖内电厂的无功电压运行管理及考核。地区无功电压调整应遵循如下原则：

1、 正常情况下地区网供力率应满足省调下达的网供力率考核指标，同时按逆调压原则调节，即地区网供力率高峰时段调高、低谷时段降低运行。当地区电压考核点电压越限时，应就地采取控制措施。

2、 当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区紧急限电序位表直拉馈线。

8.3.5 若需要改变省调管辖的变压器分接头位置（有载调压除外），运行单位应按要求提前办理申请，并得到调度指令后方能进行。

8.3.6 按设备管辖归属，地调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小电厂机组无功调节能力，然后才调整220千伏主变分接头。

8.3.7 各电厂应按调度部门（或AVC）下达的高压侧母线电压控制曲线, 按“逆调压”原则调整运行机组的无功出力，控制高压侧母线电压在合格范围内。高峰时段增大无功出力使母线电压接近上限运行，低谷时段则降低无功出力或进相运行使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。在调整母线电压时，还应注意使其他各侧电压变化不超过规定值。若调度部门出于电网安全运行或满足地区网供力率要求，要求电厂按下达的总无功出力运行时，则电厂在满足高压侧母线电压控制范围同时，应及时调整全厂无功出力满足调度部门下达的总无功出力要求。若电厂机组无功调节达到极限能力，但高压侧母线仍越限运行，电厂值长应及时汇报值班调度员。

8.3.8 并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理暂行规定》负责机组励磁系统的运行管理及维护检修工作，从组织、管理和技术等方面保证发电机励磁系统各环节（包括强励、

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过励及低励限制、PSS功能等）的正常运行。未经相关调度许可，励磁系统各环节功能不得停用。

1、 接入电网的新建机组，进入商转前或励磁系统改造后机组再次并网调试时，电厂应根据技术标准有关试验要求组织并委托有资质的电力试验单位安排励磁系统（包括PSS）静态、动态试验，低励限制环节整定验证试验及系统试验（包括进相试验、PSS装置整定及系统扰动试验、监控系统AVQC功能与调度部门EMS系统联调试验等），开展励磁系统模型验证、数学建模及参数测试，并向调度部门提供上述试验报告。试验结论作为机组是否具备商转条件的依据。

2、 单机100MW及以上火电机组、50MW及以上水电机组，电厂应结合机组检修后再次并网运行时负责委托有资质的电力试验单位进行机组励磁系统模型验证、数学建模及参数实测。通过上述励磁系统试验，若发现励磁系统控制性能指标满足不了有关国标及行标标准要求，尤其稳态增益、动态增益、强励倍数和上升速度等影响电力系统动态和暂态稳定性能的指标达不到要求时，电厂应限期整改。

3、 地调将根据现场开展的机组PSS整定及系统试验结果，下达电厂机组PSS装置的最终整定值，确定PSS投运方式。

4、 若励磁系统出现异常或故障，威胁电网安全稳定运行时，应及时汇报地调调度员，并办理设备停役申请。

5、 机组进相运行管理

（1） 直接接入电网的新机组，投产商转前或机组励磁系统更新改造后并网调试期间，电厂应负责安排委托有资质的电力试验单位开展机组进相试验。对于投入商转运行，至今尚未进行进相试验的机组，电厂应与地调协商限期安排上述试验。对于接入110千伏地区电网的电厂，若110千伏地区电网安全及调压运行需要，在地调的协调下，电厂也应与相关地调协商限期开展机组的进相试验。若电厂未按地调要求开展机组的进相试验，则地调有权拒绝该电厂机组并网发电。

（2） 电厂应将进相试验报告上报地调，经地调审核后确定机组多个典型工况的进相深度，并作为地调核定机组进相能力的依据。

（3） 若电厂高压侧电压越上限时，经调度员许可，电厂即应按核定的机组进相能力安排机组进相运行。机组处于进相运行时，低励限制环节及失磁保护等应正常投入。多台机组具备进相运行时，发电厂值长应根据高压侧电压控制要求平均分配机组的进相无功出力。

（4） 机组进相运行时，发电厂值班人员应加强监视。一旦发现发电厂高压侧母线电

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压及机端、厂用电系统电压越低限，机组的有功和无功功率、机组运行状态等出现异常现象时，应及时调整发电机组的运行工况，直至由进相改为滞相运行，并立即向值班调度员汇报。 8.3.9 电网自动电压控制（AVC）系统是保证电网安全、优质、经济运行，并作为电网安全稳定预防性控制措施的重要技术手段。电网AVC系统基于集中决策多级协调的设计原则，由地调AVC子系统、电厂监控系统（AVQC装置）、变电站监控系统（AVQC）和相关通信通道组成，并实现地调主站与各子系统之间的分级协调控制。

1、 各电厂、变电站应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理暂行规定》负责AVC系统（装置）的运行维护及管理，制定现场运行规定。各电厂、变电站AVC装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。

2、 正常情况下，变电站、AVC“远控”方式变更必须严格按地调调度员的指令执行。若现场一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，厂、站及值班人员应按要求及时向地调提出申请，并尽快处理设备缺陷。

第九章 继电保护及安全自动装置管理

第一节 基本原则

9.1.1 电力系统继电保护及安全自动装置（简称继电保护）是保证电网安全稳定运行的必备手段，系统中任何运行设备不得无保护运行。

9.1.2 厂、站运行人员应熟悉保护、自动装置整定值、基本原理及其接线，熟悉保护、自动装置的运行规程和规定，并按规程和规定对保护、自动装置进行正常监视、操作、运行检查和动作登记。各级调度人员应熟悉保护、自动装置的运行规程和规定。 9.1.3 继电保护必须满足国调及网、省调颁发的有关规程和反事故措施规定。

第二节 定值管理

9.2.1 继电保护装置的整定计算，应符合原部颁《电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》的规定。 9.2.2 继电保护装置的整定范围划分原则：

1、 电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围一致。按定值管理分工界面，各级管理部门必须负责对相应保护进行配置确定、接线审定、整定计算、定值编制、接口配合和定值运行管理。当整定范围与调度管辖范围不一致时（如主设备涉网保护等），整定部门应将

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整定值、整定说明、运行规定、资料和图纸等，完整地提供给所属调度部门备案。

2、 调度管辖范围变更时，相关继电保护和安全自动装置应同时移交有关图纸、资料和定值单，二个月内由接管单位复核并确认出台新定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

3、 各级继电保护部门保护整定范围的分界点及其整定限额和等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序）应以书面形式明确，共同遵守。制定或更改时，必须事先向有关各方提出，经各方协商确定。上级调度部门必须在每年年初向下一级发布分界点系统侧的等值阻抗、定值配合条件和边界定值单；下级调度部门应在每年年初上报地区电网侧的等值阻抗，并将有关边界定值单报上级调度部门核备；有交界面的同级调度部门间应相互提供等值阻抗、边界定值配合条件及边界定值单备案，若相互间有异议，可由上一级调度协调并裁定。 9.2.3 整定计算时应遵循如下原则：

1、 局部电网服从整个电网。 2、 下级电网服从上一级电网。 3、 局部问题自行消化。

4、 尽量照顾局部电网和下级电网的需求。

5、 同级电网间应相互协商，出现难以解决矛盾可申请上一级部门裁定。

9.2.4 各级调度应每年编制继电保护年度整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。

1、 年度整定方案的编制应根据：

（1） 由调度运行方式专业提供的系统运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值、电动机自起动电流值等）；最低运行电压，非全相运行线路的相序分量，最佳重合闸时间，解列点及系统稳定的具体要求等。

（2） 各级调度每年交换所辖系统分界点间的等值参数和整定限额（新投产设备例外）。 （3） 由各单位书面提供系统的线路、主设备实测参数及试验报告。 （4） 整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。 2、 年度整定方案的主要内容包括：

（1） 对系统近期输电网络及电源发展的考虑。 （2） 保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。 （3） 主变压器中性点接地方式的安排。

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（4） 正常及特殊方式下的调度运行说明。

（5） 各级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。 （6） 系统继电保护配置表、通道的规范命名。

（7） 系统继电保护运行方式、配置、整定方面存在的问题、措施和备案。 9.2.5 电厂应编制电厂继电保护整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。

1、 整定方案的编制应根据：由上级调度提供的系统大小运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；厂用电动机自起动电流值等、厂用系统允许的最低运行电压、机组许可的进相能力等。

2、 整定方案的主要内容包括： （1） 电厂一次设备的参数。

（2） 厂内各保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。 （3） 正常及特殊方式下的厂内继电保护运行说明。 （4） 上级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。 （5） 电厂继电保护装置配置表、跳闸模式。

（6） 电厂内部各点的短路电流计算表；电厂内部正序、负序、零序阻抗图。 （7） 电厂继电保护配置、整定方面存在的问题和改进意见。 9.2.6 本系统保护定值管理分为四类：

1、 地区网保护：220千伏主变、110千伏及以下地区电网的线路和母线以及与地区电网保护配合有关的变压器零序保护等定值由地调（或职能部门）管理。

3、厂（站）变压器、发电机、调相机及厂（站）用电系统的保护由所在厂（局）职能部门管理。发电厂母线保护、变压器的零序电流、零序电压等后备保护由接入网络所属的调度部门整定。机组的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、发变组低压过流保护等整定应报接入网络所属的调度部门核准后执行。

9.2.7 影响联络线保护定值或定值配合的新建、扩建工程，在投产前3个月，地调之间按有关规定相互提供相关设备的资料、保护配置及有关厂、站的等值综合阻抗（含最大、最小正序、零序阻抗）等，以满足整定计算的需要。

9.2.8 整定值通知单是保证继电保护正确动作的重要依据，执行中具有强制性。整定值通知单管理规定如下：

1、 地调通过调度生产管理信息系统下发所负责的继电保护定值单，各单位继电保护专责负责协调定值单在本单位的流转工作，并下载打印保存。调试人员应确保继电保护装置

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