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第1章 总则 12 第2章 调度管理 12 第2.1节 调度管理机构 13 第2.2节 调度管理的任务和职责 精美排版
13
第2.3节 调度管辖范围划分的原则 17
第2.4节 调度管理制度 19 第2.5节 无人值班变电站的调度管理 22 第2.6节 运行方式 23 第2.7节 发、供电调度计划 25 第2.8节 发电出力管理 26 第2.9节 电能质量管理 28 第2.10节 经济运行管理 31 第2.11节 负荷管理 32 第2.12节 水库调度管理 34 第2.13节 并网调度管理 38 第2.14节 新设备投产管理 38 第2.15节 检修管理 42 第2.16节 电力系统稳定运行管理 46 第2.17节 继电保护及安全自动装置的运行管理 第2.18节 低频（低压）减载装置的管理 55 第2.19节 调度自动化系统的管理 57 第2.20节 电力通信的管理 58 第2.21节 电力系统事故应急预案管理 61 第3章 调度操作 62 第3.1节 操作原则 62
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50 第3.2节 操作制度 63 第3.3节 并列与解列操作 67 第3.4节 合环与解环操作 67 第3.5节 断路器、隔离开关操作 68 第3.6节 变压器操作 69 第3.7节 母线操作 70 第3.8节 冲击合闸操作 71 第3.9节 零起升压操作 72 第3.10节 线路操作 72 第3.11节 融冰操作 73 第4章 事故处理 73 第4.1节 事故处理的一般原则 73 第4.2节 湖南电力系统与华中电力系统并列时的频率异常及事故处理 75 第4.3节 湖南电力系统与华中电力系统解列时的频率异常及事故处理 75 第4.4节 电压异常及事故处理 77 第4.5节 线路事故处理 79 第4.6节 母线事故处理 80 第4.7节 断路器及隔离开关异常的处理 81 第4.8节 发电机组事故处理 82 第4.9节 变压器及电压互感器事故处理 82
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第4.10节 系统潮流异常处理 83 第4.11节 电力系统稳定事故处理 83 第4.12节 调度自动化和电力通信系统故障时的处理 85 附录
附录1 省调调度员职责及值班制度、交接班制度 86 附录2 调度自动化的管理职责 90 附录3 电力通信的管理职责 95 附录4 湖南电力系统发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则 98 附录5 主要设备调度标准名称表 102 附录6 调度术语表 104 附录7 负荷管理的有关计算公式 120 附录8 表1 电力系统电压正弦波形畸变率极限值（相电压） 121
表2 用户注入电力系统的谐波电流允许值 121
附录9 导线的允许长期工作电流 123 附录10 逐项操作指令票和综合操作指令票的格式及举例 125 附录11 保护装置调度运行规定 128 附录12 重大事件汇报制度 134 附录13 新设备接入电力系统需向调度机构提供的资料 138 附录14 变电站无人值班的必备条件 139
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附录15 湖南电力系统调度机构代号 140
第1章 总则
第1条 为了加强湖南电力调度管理，执行国家节能环保政策，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电，以下简称供电）、用电等各方的合法权益，特制定本规程。
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第2条 本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电力调度管理条例》、《电力监管条例》、《电网运行规则(试行)》和国家、地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。
第3条 湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、供电、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）、调度自动化和通信设施、计量装置等构成的整体。 第4条 电力调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。
第5条 湖南电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。各级调度机构按照分工在其调度管辖范围内实施电力调度管理。 第6条 从事与湖南电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均应遵守本规程。
第7条 本规程适用于湖南电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有关的行为。
第8条 本规程由湖南省经济委员会颁布，委托湖南省电力公司调度通信局负责解释。
第2章 调度管理 第2.1节 调度管理机构
第9条 湖南电力系统设置三级调度机构，即省级电力调度机构（以下简称省调）、地区（市、州）级电力调度机构（以下简称地调）、
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县（市、区）级电力调度机构（以下简称县调）；各级电力调度机构应设立与其相适应的调度运行、运行方式、调度计划、继电保护、调度自动化和通信等专业部门或岗位，配备相适应的专业人员。 第10条 经110千伏及以下电压级并入湖南电力系统，水电总装机容量10万千瓦及以上的地区，其地调应设置水电调度管理专责。 第11条 省调、地调、县调在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度管理。
第2.2节 调度管理的任务和职责
第12条 调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：
1、按资源优化配置原则，实现优化调度，减少环境污染，充分发挥电力系统的发、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要。
2、按照电力系统运行的客观规律和有关规定，确保电力系统安全、稳定、连续、正常运行，电能质量符合国家规定标准。
3、按照电力市场规则，依据有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。 第13条 省调的主要职责：
1、负责湖南电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；制定并实施对地调的调度管理及考核办法。
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2、主持制定湖南电力系统运行的有关规章制度和技术措施、规定并监督执行；负责湖南电力系统运行的技术指导和管理。
3、负责湖南电力系统的安全、优质、经济运行，按计划、合同或协议组织发、供电。
4、针对湖南电力系统运行中存在的问题，制定反事故措施，组织系统的反事故演习。
5、对湖南电力系统的继电保护、调度自动化和通信等进行归口管理。
6、组织编制和执行调度管辖范围内的电力系统运行方式；参加华中电力系统运行方式的计算分析；指导、协调各地区电力系统运行方式的编制。
7、配合有关部门编制湖南电力系统年度发、供电计划和技术经济指标；负责制定湖南电力系统月度发、供电调度计划，制定、下达和调整湖南电力系统日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。
8、指挥实施并考核湖南电力系统的调峰、调频（湖南电力系统与华中电力系统解列运行时）和调压。
9、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和异常及事故处理。 10、负责划分地调的调度管辖范围；每年3月底前公布省调调度管辖范围的明细表。
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11、编制调度管辖内的新（改、扩）建设备的并网方案，参与签订并网协议；参加湖南电力系统与外省电力系统联网方案的制定；参与组织系统新工程、新设备投产有关接入系统的工作。
12、负责制定湖南电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报省人民政府批准后执行。
13、负责水库流域优化调度、水库群联合优化调度和水火电联合优化调度；参与协调水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等方面的关系。
14、参加系统规划、系统设计和有关工程设计的审查。 15、负责湖南电力系统调度业务培训，负责省调调度对象的资格认证。
16、负责审批调度管辖范围内厂（站）的命名和设备编号。 17、行使上级批准（或者授予）的其他职权。 第14条 地调的主要职责：
1、负责本地区电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本地区电力系统的有关规章制度和对县调的调度管理办法，并报省调备案。 2、参与制定本地区电力系统运行技术措施、规定。
3、维护湖南电力系统和本地区电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。
4、组织编制和执行本地区电力系统的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。
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5、负责制定、下达和调整本地区电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。
6、根据省调的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区电力系统的调峰和调压。
7、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。 8、负责划分本地区所辖县调的调度管辖范围。
9、负责制定本地区电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，经本级人民政府批准后执行。
10、负责实施本地区电力系统和所辖县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。
11、负责本地区电力系统调度业务培训，负责地调调度对象的资格认证。
第15条 县调的主要职责：
1、负责本县电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本县电力系统的有关规章制度。
2、维护湖南电力系统和本县电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。
3、负责制定、下达和调整本县电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。
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4、根据上级调度的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施并考核本县电力系统的调峰和调压。
5、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。 6、负责实施本县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。
7、负责本县电力系统调度业务培训，负责县调调度对象的资格认证。
第16条 调度对象的主要职责：
1、执行调度指令，对操作的正确性负责。
2、及时向值班调度员汇报设备异常运行情况，并按调度要求上报运行信息。
3、自行处理本规程规定可以自行处理的事项。 4、执行电力系统重大事件汇报制度。
5、按照值班调度员的要求，实施系统安全稳定运行的防范措施。
第2.3节 调度管辖范围划分的原则
第17条 并入湖南电力系统运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应电力调度机构的调度管辖范围。
第18条 省调调度管辖范围一般为湖南电力系统内除华中网调调度管辖以外的下列设备：
1、省调直接调度的发电厂（站）（以下简称发电厂）
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⑴ 直接并入220千伏及以上电压级电网的发电厂 ⑵ 其他应由省调直接调度的发电厂 2、省调委托地调调度的发电厂
⑴ 经110千伏电压级并入电网且总装机容量3万千瓦及以上的水电厂
⑵ 经110千伏电压级并入电网且总装机容量10万千瓦及以上其它类型的发电厂
3、220千伏及以上联络变电站 4、220千伏及以上主干联络线 第19条 地调调度管辖范围一般为：
1、装机容量0.5万千瓦及以上并入本地区电网内上级调度管辖以外的发电厂
2、地调所在城市110千伏及以下变电站和线路、县间联络线 3、上级调度管辖范围外的220千伏线路和变电站 第20条 县调调度管辖范围一般为：
1、本县范围内上级调度管辖以外的并网发电厂
2、本县范围内110千伏及以下变电站和35千伏及以下线路 3、上级调度管辖以外的联络线
第21条 发电厂厂用系统、变电站站用系统分别由发电厂、变电站自行管辖；地调与地调之间的调度管辖范围划分由省调确定，县调与县调之间的调度管辖范围划分由相应地调确定。
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第22条 列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数等改变，应经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。结线变更等应征得相应调度机构同意。
第2.4节 调度管理制度
第23条 各发、供、用电单位和各级调度机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。
第24条 省调值班调度员是湖南电力系统运行、操作和事故处理的指挥人，接受华中网调值班调度员的指挥，负责正确执行华中网调值班调度员的调度指令和正确发布调度指令。
第25条 省调调度员应经过培训、考试、考核合格，正值调度员经电网经营企业总工程师批准，副值调度员经省调总工程师批准，方可正式上岗值班。
第26条 各级调度机构调度管辖范围内的调度对象：
1、发电厂的值长（单元长、机长）和具备正值及以上资格的电气运行值班人员
2、下级调度机构的正、副值班调度员
3、变电站（监控中心、维操队）的具备正值及以上资格的值班人员
以上人员应经调度机构认证后，方可担任调度对象。
第27条 各运行单位应事先将省调调度对象变更名单以书面形式报省调。省调调度员变更应事先通知各有关单位。
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第28条 各运行单位应保证在任何时间内都有调度对象在主控制室（监控中心）。
第29条 省调值班调度员只对调度对象发布调度指令。非调度对象无权受理省调值班调度员的调度指令。
第30条 值班调度员对调度对象发布调度指令、进行调度联系时，应使用普通话和统一的调度术语；双方应先交换调度代号、姓名，作好记录，复诵无误，双方应录音。
第31条 省调所辖发电厂和变电站的设备发生异常，值班人员应及时向省调值班调度员汇报。省调值班调度员应及时将系统运行的重大变化告相关运行单位值班人员。
第32条 湖南电力系统内华中网调调度管辖的设备，其运行状态的改变，值班人员在汇报华中网调值班调度员的同时，应汇报省调值班调度员。省调调度管辖的设备，未得到省调值班调度员的指令，值班人员不得自行改变设备状态及运行方式（但严重威胁人身和设备安全者除外）。不属华中网调和省调管辖的设备，如改变运行方式及其状态对湖南电力系统有影响时，应经省调值班调度员同意。
第33条 当危及电力系统安全运行时，省调值班调度员可以指挥操作非本级调度管辖的设备。调度对象同时接到两级调度相互矛盾的调度指令时，由高一级调度决定执行哪级调度指令，受令人将执行情况分别汇报两级调度的值班调度员。
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第34条 调度对象应及时向值班调度员汇报调度指令的执行情况。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，调度对象应按有关规定处理，处理后应立即报告有关调度机构的值班调度员。
第35条 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调值班调度员同意才能执行。
第36条 除调度机构负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调度指令。上级领导对有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达。
第37条 调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。
第38条 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。如受令人对调度指令有疑义，应立即向发令人提出，如发令人仍重复其指令，受令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和本单位直接领导人。
第39条 发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处： 1、不执行或故意拖延执行调度指令。 2、擅自越权改变调度管辖设备状态。 3、故意违规操作。 4、性质恶劣的其他行为。
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对上述行为，电力调度机构应通告有关单位处理，同时取消违反调度纪律者的调度对象资格，被取消资格者三个月后提出申请，经相应电力调度机构考试合格后，方可再次获得调度对象资格。
第2.5节 无人值班变电站的调度管理
第40条 变电站应达到无人值班的必备条件，经相应调度机构验收合格，方可实行无人值班。
第41条 监控中心负责所管辖无人值班变电站的远方监视、遥控操作及规定的事故处理；维操队负责所管辖无人值班变电站的设备巡视与维护、现场操作和事故处理。 第42条 调度操作联系：
1、按规定仅监控中心即可完成的遥控操作，值班调度员将调度指令下达至监控中心。
2、需要维操队员方可完成的操作，值班调度员将该站所有调度指令下达至维操队。
3、维操队接到调度预发的操作指令票后，对有操作的变电站均应安排维操队员按时达到变电站做好操作准备。
4、维操队员接受调度指令和进行调度联系时，应交换所在变电站名称及本人姓名。
第43条 异常及事故处理：
1、系统发生事故或异常情况时，监控中心值班人员应迅速、准确地向值班调度员报告有关无人值班变电站的保护动作、断路器跳闸、
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自动化通道中断及设备异常情况，并立即通知维操队检查巡视现场设备。一般情况下，值班调度员应在接到维操队的现场汇报后，方可进行该站下一步的操作。
2、当危及人身和设备安全时，维操队员、监控中心值班人员应按现场运行规程或事先制定的应急预案进行事故处理，同时报告值班调度员。
第2.6节 运行方式
第44条 电力系统运行方式按年、月、日编制，并应满足调度管理的基本要求。
第45条 年度运行方式应于年前编制好，其内容有： 1、上年度电力系统运行分析 2、本年度电力系统运行方式 ⑴ 全年电力生产指标预测 ⑵ 新设备投产计划 ⑶ 设备大修计划 ⑷ 水库控制运用计划
⑸ 负荷、气象、用煤需求等预测 ⑹ 电力、电量供需平衡 ⑺ 无功功率平衡 ⑻ 主变压器分接头位置 ⑼ 变压器中性点接地方式
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⑽ 中枢点电压曲线
⑾ 各供电区及全系统保安电力 ⑿ 典型潮流计算分析 ⒀ 主母线短路容量表 ⒁ 低频、低压减载方案 ⒂ 正常结线方式
⒃ 主干联络线稳定控制功率 ⒄ 联络线最大负荷电流
⒅ 系统稳定计算结论及稳措方案与改进计划 ⒆ 保护装置改造计划 ⒇ 系统经济运行方案及措施
(21) 系统运行存在的主要问题及改进意见
第46条 月度运行方式应于月前5天编制好，并根据电力系统运行的实际情况，对年度方式安排进行适当调整，其内容主要有： 1、上月电力系统运行分析 2、本月电力系统运行方式 ⑴ 电力生产指标 ⑵ 发电调度计划 ⑶ 供电调度计划 ⑷ 设备检修计划 ⑸ 水库控制运用计划
⑹ 重大检修方式潮流、稳定分析
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⑺ 无功、电压分析 ⑻ 新设备投产计划 ⑼ 经济运行方案
第47条 日运行方式应于前1日17:30前编制好并下达到有关单位，其内容为： 1、发电调度计划 2、供电调度计划 3、设备检修运行方式安排
第48条 编制日发电调度计划时，高峰应按第58条规定留有备用有功功率，低谷调峰困难时，发电出力应留有必要的下调余地。 第49条 电力系统年度运行方式由电网经营企业副总经理批准，月度运行方式由省调生产负责人批准，日运行方式由省调主管副总及以上负责人批准。
第2.7节 发、供电调度计划
第50条 各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。
第51条 值班调度员可按有关规定，根据电力系统运行情况调整日发电、供电调度计划。值班调度员调整日发电、供电调度计划时，应作好记录。
第52条 编制发电调度计划的依据： 1、负荷预测
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2、电力系统的设备能力和检修情况
3、电力系统潮流、稳定、调压和经济运行的要求 4、各发电厂售电合同 5、火电厂的燃料储存情况
6、水电厂的水力资源情况；批准的水电厂设计文件；防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求 7、网供计划和网间交易计划 8、发电厂上报的发电能力 9、有关的并网调度协议 10、上级下达的发电计划
第53条 编制供电调度计划的依据： 1、负荷需求预测
2、电力系统发电和供电能力 3、有关的购、售电合同（协议） 4、避峰、让峰方案 5、上级下达的供、用电计划 6、国家有关供、用电政策
第2.8节 发电出力管理
第54条 发电厂应在每日12:00前向电力调度机构计划部门上报次日发电机组的可调出力、机组备用的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障。
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第55条 发电厂应按日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率，或根据调度指令通过自动发电控制系统（以下简称AGC）运行。 第56条 发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理：
1、发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。
2、发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。 第57条 省调接到调整日调度计划的申请后，应按如下规定办理： 1、变更有功出力或无功出力对系统运行无明显影响时，值班调度员有权批准。
2、变更有功出力或无功出力对系统运行有明显影响时，值班调度员告日方式人员，并根据其意见处理。
第58条 发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组： 1、发、供电设备重大事故或系统事故 2、系统频率或电压超出规定范围 3、输变电设备负载超过规定值 4、联络线功率值超过规定的稳定限额
5、由于天气等原因使实际负荷偏离预测负荷而调整困难时 6、由于水情突然变化，防汛等紧急情况 7、威胁系统安全稳定运行的紧急情况
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第59条 湖南电力系统运行中的备用有功功率应不小于系统发电负荷的4%或5%（发电负荷1000万千瓦以上时为4%，发电负荷1000万千瓦及以下时为5%）或系统内的最大单机容量。
第60条 地调应于每年3月底前向省调报送本地区如下资料： 1、地方并网电厂装机情况（分电厂进行统计）
2、地区电力系统内（含用户）的电力电容器、电抗器、调相机和同步电动机等装置情况（分类进行统计）
第2.9节 电能质量管理
第61条 电力系统标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，严禁升高或降低频率运行。
第62条 湖南电力系统与华中电力系统并列运行时，省调负责调功。湖南电力系统与华中电力系统解列运行时，省调负责调频，并指定主、辅调频厂。
第63条 主调频厂调整出力使系统频率保持在50±0.1Hz以内运行。当频率偏差大于±0.1Hz时，辅助调频厂应不待调度指令立即参加调频。当频率超出规定，调频厂无调整能力时应立即报告值班调度员。 第64条 调功的主要任务是控制网供功率偏差在规定范围内。 第65条 单机容量4万千瓦及以上的水电机组（含抽水蓄能机组）、20万千瓦及以上的火电机组，应具备AGC功能，其性能应满足湖南电力系统规定要求。当AGC故障或其它原因退出运行时，值班人员应立即报告省调值班调度员。
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第66条 省调值班调度员根据系统需要对AGC投退、控制模式以及AGC可调容量进行调整。
第67条 省调、地调和有关发电厂应装设准确度符合要求的频率自动记录装置。
第68条 调度机构应给定发电厂机组低频加负荷、低频由调相转发电、低频自起动、高频切机等装置的整定值。
第69条 发电机组应参与电力系统一次调频，其参数整定值由调度机构给定。
第70条 电压和无功功率分层管理： 1、原则上电压按调度管辖范围管理。
2、500千伏与220千伏无功分界面是500千伏变电站主变的220千伏侧断路器，220千伏与110千伏无功分界面是220千伏变电站主变的110千伏侧断路器，以下类推。
3、各级调度应努力使分界面无功的交换在规定范围内。 第71条 各级调度应在其调度管辖范围内设立电压监视点和考核点：
1、省调调度管辖范围内所有发电厂、变电站的220千伏母线列入电压监视点，并按有关要求作为考核点进行考核。
2、地区电力系统的电压监测点和考核点设定原则在《地区电力系统调度规程》中明确。
第72条 电力系统运行电压，应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要求。发电厂及500千伏变电站220千伏母线正常运行电
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压允许偏差为额定电压的0～+10%，其他变电站220千伏母线电压允许偏差为额定电压的-3%～+7%，事故运行电压允许偏差为额定电压的-10%～+10%。日电压偏差幅度不超过额定电压的5%。
第73条 保持运行电压在调度曲线规定的范围内可采取的措施： 1、调整发电机、调相机的无功出力。
2、投退补偿电容，补偿电抗及动用其它无功储备。 3、调整潮流，转移负荷。
4、在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。
5、电压严重超下限运行时，按规定切除相应地区部分用电负荷。 6、当无功功率缺乏时，提高电压应在高峰负荷到来前完成。 第74条 系统内220千伏主变分头位置由省调统一安排，分头位置的变动应征得省调同意（220千伏终端变电站除外）。
第75条 发电厂和变电站按调度下达的电压曲线运行，当电压超过规定范围并无法调整时，应迅速报告值班调度员。
第76条 发电厂参与系统自动电压控制（以下简称AVC）的机组，其AVC控制模式由值班调度员根据系统情况确定，功能投退根据值班调度员指令执行。
第77条 子站AVC遇有下列紧急情况时，发电厂、地调值班调度员可先将子站AVC退出运行，同时汇报省调值班调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行： 1、危及机组安全运行。
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2、子站AVC故障无法正常运行。
3、发电机组检修、启停或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式运行。
第78条 各级调度机构应建立所辖范围电压考核点合格率的考核制度。各地区应于每月5日前向省调报送本单位上一月的电压考核点合格率。
第79条 各级调度机构应定期进行电压和无功平衡分析，提高无功补偿能力。
第80条 系统中任何一点的电压正弦波形畸变率不得超过附录9中表1规定的极限值。公共连接点的全部用户，注入系统连接处的各次谐波电流不得超过附录9中表2规定的允许值。
第2.10节 经济运行管理
第81条 经济调度原则：遵循有关法规和政策，在保证电力系统安全和电能质量的前提下，合理利用能源，力求最大综合效益。 第82条 经济调度分工：
1、结合电力系统的具体情况，调度机构负责编制年、月经济调度方案，并在日运行方式中具体安排，由值班调度员执行。
2、发电厂向调度机构提供经技术监督部门认可的机、炉运行技术参数和特性。
第83条 经济调度方案主要内容： 1、水电、火电及水、火电联合经济调度
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2、系统的安全稳定约束 3、降低电能损失的措施 4、系统无功功率分层控制 5、系统经济技术指标期望值分析 6、系统经济效益分析
7、考虑不同产权单位的合法权益 第84条 网损管理：
1、湖南电力系统网损实行分层、分区管理。省调负责220千伏网损统计与管理（220千伏主变损耗除外）和境内500千伏网损的统计，地区电业局负责本地区110千伏及以下网损的统计和管理（含220千伏主变损耗）。
2、发电厂和变电站应于每月第1日00:00分别抄录所有出线断路器、关口断路器的电能表码，全月代运关口断路器的电能表起止表码，并于2日前报省调。
3、地区电业局和发电厂应于每月3日前向省调上报上月220千伏及以上变电站、发电厂关口电量和电能平衡表，分析变电站或母线电能不平衡的情况，查找原因并予以解决。
4、发电厂、变电站的关口计量装置应有独立的计量回路，因改造等原因造成计量装置不能正常运行时，应及时做好投退时间、表码、负荷水平的记录，并报省调。
5、发电厂、变电站新投运计量装置的表码、电流和电压互感器的变比应一并在投运之日报所属调度机构。
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第2.11节 负荷管理 第85条 负荷管理的主要工作： 1、收集和统计系统的负荷资料。 2、进行用电情况分析。 3、进行负荷需求预测。 4、编制、下达供电调度计划。
5、编制、下达超供电能力限电和事故限电方案。 6、向有关部门报送系统日、月用电情况报表。 7、制定和修订地区功率总加方案。
第86条 负荷管理人员应按时收集和通过网络报送如下资料： 1、系统、地区和大用户的日用电量、最大负荷、最小负荷、平均负荷及负荷率
2、系统和地区日、月负荷的同时率及平均最大负荷利用小时 3、系统的日、月、年发电量，厂用电率和网损率
4、系统和地区（用户）保安负荷，装机容量大于0.5万千瓦的地区并网发电厂的并网点及发电情况 5、系统和地区照明及生活用电负荷 6、其它资料
第87条 负荷管理人员应进行以下分析：
1、系统、地区和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因
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2、各行业用电比例、生产特性、用电规律以及用电量与国民经济的关系
3、气象、季节变化、原材料供应和负荷自然增长率对系统和地区负荷的影响
4、系统异常和事故运行情况对用户的影响
5、地区并网水电在水情变化时对系统发、供电负荷的影响 第88条 负荷预测分为年度电力电量预测、月度电力电量预测、日负荷预测、节日负荷预测和保安负荷预测。
地区年度电力电量预测应包括每月最高、最低负荷及电量，在每年10月底前报省调。月度电力电量预测应在每月20日前报省调。日负荷预测应在前1天的15:00前报省调。如因特殊情况需修改时，应在当日16:00前提出，并说明原因，地区节日负荷预测应在节日前7天报省调。地区保安负荷预测应在每年10月底前报省调，重要用户的保安负荷应单列。
第89条 调度机构应会同用电营销管理部门，于每年2月底前编制超供电能力限电序位表和事故限电序位表。
第90条 需要省调临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、保电时间等报省调并得到许可。省调需要保电的线路也应通知有关地调。一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电，否则，应采取其它替代措施。
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第91条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。
第2.12节 水库调度管理
第92条 水库调度的基本任务：执行水库调度的有关法律、法规、规范和制度，在确保水工建筑物安全的前提下，合理安排水库的蓄水、泄洪及供水方式，充分发挥水库的发电、防洪、灌溉、航运、环保、养殖等综合利用效益。
第93条 省调调度的水电厂应配备相应的水库调度人员，建立健全规章制度。水库调度人员有变动应及时报告省调。
第94条 省调调度的水电厂应向省调提供水库设计、历史水文、水库优化调度、机组效率试验和扩容扩机等资料。水库水能参数应每5年进行一次复核，并将复核成果报省调备案。
第95条 装机容量5万千瓦及以上的水电厂应建设水库调度自动化系统，按要求接入湖南电网水库调度自动化系统，并保证上传数据的完整、及时和准确。
第96条 省调调度的水电厂水库调度自动化系统应与湖南电网水库调度自动化系统联网，并执行《湖南电网水库调度自动化系统运行管理规定》。
第97条 水库调度的主要工作：
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1、按电力系统和水库综合利用部门的要求，编制年、季、月、周、日水库控制运用计划，编制水库优化运行方案。
2、经常与气象部门、水文部门联系，及时掌握雨情、水情，做好水情分析，合理安排水电运行方式，根据水情变化及时提出修正意见。 3、维护好水情自动测报系统、水库调度自动化系统，保证测报数据正确、传送及时，保证与湖南电网水库调度自动化系统和能量管理系统通信畅通。
4、编制水库调度运行月、年报表，进行节水增发电量、弃水调峰电量、弃水电量等计算，做好水库调度经济分析，提出年度总结。 5、按规定向有关单位、部门报告水库运行情况，向自动传输系统输入规定数据。
6、完成各项规定的考核指标。 第98条 水库发电调度原则：
1、周调节或径流式水库应利用水文预报，及时调整方式，维持水库高水位运行。
2、反调节水库，应在保证下游工农业用水需要的同时，与上游调峰电厂加强联系，保证水库高水头运行，增减发电出力应尽量与上游调峰电厂协调一致。
3、具有季及以上调节性能的水库：
⑴ 汛前，应有计划地通过发电降低水库水位，但不允许低于死水位运行。
⑵ 汛期，应按规定的防洪限制水位控制水库水位。
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⑶ 汛末，应根据气象部门雨季结束的预报及时蓄水。 ⑷ 供水期，应考虑水库经济运行，尽量保持高水位运行。 ⑸ 多年调节水库，在蓄水正常的情况下，年供水期末，库水位应不低于年消落水位，只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容。
4、同一流域中的水电厂应实施流域优化调度，不同流域的水电厂实施水库群联合优化调度，充分利用水能资源。 第99条 地区水电应按省调确定的原则调度和发电。
第100条 省调委托调度的水电厂和相关地调应按要求向省调报送相关计划和数据。
第101条 水库运行中，如发现水工建筑物有险情或遇重大水情可能超过最高调洪水位或泄流超过下游允许的安全泄洪量等重大问题时，应及时报告主管部门和相应调度。当超过容许时间未得到上级批复时，水电厂有权先行处理，并报告主管部门和相应调度。
第102条 每年10月10日前，水电厂应根据历史水文资料和水文、气象预报，提出下年度发电计划和编制下年度控制运行方案报主管部门和所属调度，经批准后执行。
第103条 每月25日前，水电厂应提出下月修正水量预报及水库控制运行计划。月初按规定填报上月水库运行实况月报表。
第104条 每日10:00前，水电厂应通过水库调度自动化系统将8:00水库上下游水位、前1天平均入库流量、发电流量、溢泄流量和省调
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要求的其它信息报送省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。
第105条 每日14:00前，水电厂应根据水情、天气预报进行5天入库来水滚动预报，并编制5天滚动发电计划，通过水库调度自动化系统上传至省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。
第106条 调度机构和水电厂均应建立水库运行调度技术档案，定期进行资料汇编。
第107条 涉及水库水位或水电厂出力控制的水工建筑物、金属结构、上下游建设工程等工作，均应纳入检修计划管理。
第2.13节 并网调度管理
第108条 凡需并入湖南电力系统运行的发电厂，应在并网前与湖南电网经营企业签订并网协议。用户并网应符合《电力供应与使用条例》和有关技术规定及运行要求，对调度管理有特殊要求的，还应与相关调度机构签定有关协议。
第109条 发电厂申请并入湖南电力系统，应向电网经营企业提供政府主管部门的相关批文，提出并网运行申请报告。
第110条 发电厂并网协议包括：购/售电合同（协议）、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。并网调度协议由并网发电厂法人代表或法人委托代表与电网经营企业法人代表委托调度机构负责人签署。
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第111条 调度机构应参与购/售电合同（协议）的签订工作；并网调度协议应在购/售电合同（协议）签订完成后再行签订。
第112条 并网调度协议应以书面形式签订，其内容包括：双方义务、并网条件及要求、调度管理、技术管理、违约责任和其他要求等。
第2.14节 新设备投产管理
第113条 新设备投产管理系指新建、扩建、改建的发电和输配电（含用户）设备（以下简称新设备）从可研、设计到接入系统运行的调度管理。省调和地调应设置新设备投产管理专责。
第114条 新设备接入系统前的初步可行性研究、可行性研究、接入系统设计、初步设计、设备招标等评审工作应有调度机构参与。项目主管部门应在可研、设计评审会议10个工作日前向调度机构提供工程项目的有关资料。
第115条 新建的发电厂、变电站、线路的命名和设备编号，由有关单位根据相关规定提出，按调度管辖范围报送调度机构审批。 第116条 在预计投产前2个月，新设备业主单位（业主委托单位）应按调度机构要求报送电气主设备、保护装置、调度自动化和通信等图纸和资料（见附录14）。
第117条 新设备投运前，相关调度机构应完成以下工作： 1、新设备投入试运行前5天提供保护装置定值。 2、审批调度管辖范围内的厂（站）命名和一次设备编号。
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3、确定新设备投入运行后系统的运行方式，必要时进行系统分析计算。
4、补充修正有关规程和模拟结线图。
5、新设备投产，涉及两个及以上操作单位的，由所属调度机构制定投产试运行方案，只涉及一个操作单位的，由所属调度机构编制投产的方式安排。非省调调度的220千伏设备投产，其投产试运行方案（投产方式安排）应经省调同意。
6、试运行前，有关专业人员应到现场熟悉设备，必要时讲解与新设备有关的系统运行问题和事故处理办法。对系统影响较大的新设备投产需指派调度员进行现场调度。 7、增加和修改调度自动化系统信息。
8、安排通信电路运行方式，协调开通通信通道。 第118条 投产试运行方案应包括如下内容： 1、试运行应具备的条件、范围、时间 2、试运行的程序和操作步骤 3、新投运设备调度管辖范围划分
4、试运行的一、二次设备运行方式和事故处理原则
第119条 110千伏及以上电压级新设备投运前，基建单位需进行下列参数的实测，并向调度机构提交测试报告： 1、输电线路的高频、工频参数 2、主变压器零序阻抗
变电站投运后 30天内应提供谐波测试报告。
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第120条 业主单位（业主委托单位）在新设备投产前应做好下述准备工作：
1、提前60天，将投产时间和顺序报相关调度机构。
2、将取得调度对象资格的人员名单提前10天报有关调度机构。 3、做好现场设备名称、编号标志。 4、配备一次设备操作模拟图。
5、编制现场运行规程并报有关调度机构。 6、熟悉有关调度规程。 7、准备好各种运行台帐。 第121条 新设备竣工后的工作： 1、按规定组织交接验收。
2、具备受电条件后，由生产单位在预定投产日前4天12:00前（晚于12:00，视为第2天提出的申请）向有关调度机构的检修管理人员提出试运行申请。检修管理人员于投产前2天批答。申请内容包括：投产设备名称、投运时间、试验项目、试运行要求、接带负荷情况等。 3、新设备投产试运行期间的调度对象由生产单位值班人员担任，操作和事故处理由施工单位值班人员担任，操作的监护及与调度联系等仍由生产单位值班人员负责。
第122条 新设备在施工或试运行时需改变运用中的设备状态，施工单位应通过运行维护单位向有关调度机构申请。
第123条 有下列情况之一者新设备不应接入系统运行：
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1、发电企业未与电网经营企业和相应的调度机构签定《购售电合同》及《并网调度协议》。
2、调度机构未收到符合要求的图纸、资料。 3、一、二次设备系统图实不符。
4、继电保护和安全自动装置未执行反措要求。 5、调度自动化和通信系统不符合规定。 6、无计量装置或计量装置不完善。 7、一、二次设备不能同步投运。
8、未按规定办理新设备投产试运行申请手续。 第124条 新设备试运行时间的规定：
1、变压器、调相机、线路等除有特殊规定外，一般应进行连续24小时试运行；发电机按有关规定试运行；断路器和隔离开关、母线、电容器、电流互感器、电压互感器、避雷器及二次系统等可不进行试运行。
2、线路试运行起始时间系指调度操作指令票最后一项执行完毕的时间。
3、发电机、变压器、调相机等试运行起始时间为带上调度同意的负荷的时间，由值班调度员予以明确。
4、如果试运行设备因故中途停止运行，重新启动则应重新计算起始时间。
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第125条 在新设备投产试运行时（含进行操作时或试运行过程中），如发生系统事故、紧急融冰或其他特殊情况，值班调度员视情况暂停投产试运行工作，必要时可恢复投产试运行前的运行方式。 第126条 新设备投产试运行因故中止时间超过72小时或投产因故推迟240小时，则其投产试运行申请作废。需要投产试运行时，应另提申请。
第127条 华中网调所辖设备投产试运行，省调应根据其投产方案，考虑对湖南电力系统的影响，制定事故处理措施。
第2.15节 检修管理
第128条 设备检修坚持“应修必修，计划检修，修必修好”的原则。 第129条 设备检修计划编制原则：
1、设备检修的工期与间隔应根据设备状况和有关规程、规范及标准确定。
2、发、供电设备检修安排应根据湖南电力系统的特点进行，水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组大修尽量安排在汛期。 3、同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配合；一次与二次设备相互配合、同步检修；机、炉、变相互配合。
第130条 发、供电设备的检修应按调度管辖范围由相应的调度机构统一安排。
第131条 设备检修管理的任务：
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1、合理安排设备检修计划。
2、督促检修单位做好准备工作，保证设备检修按计划开、竣工。 3、总结经验，做好统计分析，掌握检修规律。 第132条 设备检修计划管理：
1、省调调度管辖范围内设备应由设备运行维护单位编制年度检修计划，于年前三季度末报省调，经综合平衡后，编制系统设备年度检修计划，由省调于年前20天下达有关单位。
2、省调调度管辖范围内的设备月度检修计划，设备运行维护单位应在月前10天报省调，经综合平衡后，由省调于月前5天下达有关单位。
3、省调调度管辖范围内的设备节日检修计划，设备运行单位应在节前7天报省调，省调于节前3天批复。 第133条 设备计划检修的申请、批答：
1、变电站设备检修：设备运行单位检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前（晚于12:00，视为第2天提的申请，下同）向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。
2、发电厂设备检修：发电厂检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。
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3、线路检修：运行单位的检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。
4、临时检修和配合性检修参照上述条款执行。 5、省调许可设备的检修，应按上述规定办理。
第134条 严禁未经值班调度员同意擅自在停运设备上进行工作。 第135条 省调调度管辖范围内的设备检修（包括带电作业）的开、竣工联系：
1、变电站设备检修，由变电站或维操队的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。
2、发电厂设备检修，由发电厂的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。
3、线路检修，由运行单位的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。
4、计划检修不能按时开工，超过计划开工时间72小时，该检修工作票作废。需要工作时应另提申请。
第136条 检修申请的内容应包括：检修设备名称、主要检修项目、工作起止时间、对一次设备和二次设备的影响、检修后试验和试运行要求等。
第137条 带电作业可在作业当天向值班调度员提出申请（作业地点，内容和要求），经批准后进行。完工后应及时汇报。对于现场要
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求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在批准开工前，应按作业需要退出所属线路的重合闸。
第138条 值班调度员有权批准当日内能竣工的如下临时检修项目： 1、对系统和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不造成重大安全威胁）的检修 2、配合性检修
第139条 不能在当日内完成的临时检修，省调一般不予受理，但事故抢修、为解除对人身或设备安全严重威胁的检修，可随时向省调值班调度员申请，值班调度员应予以安排。
第140条 经省调同意的下列情况不统计为临时检修： 1、配合性检修
2、运行或备用设备在系统低谷负荷期间消除缺陷（不包括被迫停运）
3、水轮机进水口清渣，锅炉打焦，汽轮发电机改调相机或反之，变压器停电调分头，断路器由于多次切断故障电流进行的解体检修，经省调许可的科研试验工作
4、因新设备安装或试运行，影响设备运行或备用 5、统一安排的节日检修
第141条 调度机构批答检修申请前，应进行安全稳定校核，考虑系统结线变更、潮流、功率平衡、稳定水平、电压质量、倒换电源的操作、保护装置的定值调整或投入方式变更、调度自动化和通信的影响以及事故处理原则等。
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第142条 设备检修时间的计算：
1、发、变电设备检修时间从调度通知开工时起，到正式投运或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其他运行前的一切准备工作，均算在检修时间内。
2、线路检修时间从调度通知开工时起，到值班调度员得到具备复电条件的报告为止。
第143条 计划检修不能按时竣工，应向值班调度员提出延期申请并经省调批准。延期申请一般应在检修工期未过半以前提出，出现下列情况之一者可在工期过半后提出： 1、气候突然变化；
2、检修过程中发现重大设备缺陷。
第144条 设备检修完毕，除按要求恢复设备状态外，还应将因设备检修而影响的调度自动化和通信等二次设备恢复到正常状态。
第2.16节 电力系统稳定运行管理
第145条 稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统结构，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。
第146条 稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。 第147条 稳定运行管理按调度管辖范围分级负责，省调归口管理。
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第148条 稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。
第149条 稳定计算应执行《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》和《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》等。 第150条 各级调度机构负责计算、编制调度管辖范围内的稳定运行限额，颁发安全稳定运行规定，制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并按要求报上级调度机构备案。 第151条 稳定计算分析应针对系统可能出现的各种运行方式，选择系统安全稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。
第152条 稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、控制装置模型和实测参数为基础。省调负责研究和建立湖南电力系统计算分析所涉及的各种设备模型和参数，以及负责系统稳定计算参数的协调管理。各发电公司、发电厂、电业局、建设单位负责向相关调度机构提供稳定分析所需的技术资料和参数。
第153条 生产运行部门应向调度机构提供设备负载、过载能力等资料，调度机构以此作为制定系统稳定限额的依据。
第154条 大区电网互联、大功率远距离送电、大容量发电机组经弱系统联系并列运行时，需进行小扰动稳定计算分析。 第155条 有下列情况时，应进行长过程动态稳定分析： 1、大容量发电机组经弱系统联系并列运行。
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2、采用快速励磁调节系统及快关气门等自动调节措施。 3、有大功率周期性冲击负荷。 4、电网经弱联线路并列运行。 5、分析系统事故有必要时。
6、其它计算中发现有弱阻尼振荡趋势时。
第156条 系统中经较弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源不足时，应进行电压稳定性计算校核。
第157条 系统出现大功率缺额或系统解列成为孤岛系统时出现大的功率不平衡，需要进行频率稳定性计算校核。
第158条 系统发生事故后，各级调度机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。 第159条 省调对调度管辖范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳定限额，发布《湖南电力系统安全稳定运行规定》并督促执行。
第160条 为确保湖南电力系统安全稳定运行，省调有权对地区系统潮流输送限额、负荷分配、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求。各级调度机构应根据装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况定期计算、校核和修订系统稳定运行规定。
第161条 正常情况下，省调调度的联络线应按暂态稳定控制功率运行。出现下列情况之一时，经电网经营企业总工程师批准可按静态稳定控制功率运行：
1、为使水库不弃水或少弃水
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2、事故后运行方式，允许只按事故后稳定储备送电 3、特殊运行方式
4、个别联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行
第162条 当线路按静稳定控制功率运行时，省调应做好发生稳定破坏事故的预想和处理措施，并密切注意天气变化情况，如该线路区间有灾害性天气发生时，值班调度员应及时改为按暂态稳定控制功率运行。
第163条 正常情况下，发电厂的机组运行方式不得小于系统年度运行方式规定的最小运行方式。
第164条 尽量避免高、低压电磁环网运行，特殊情况需要维持电磁环网运行时，应经过充分论证，并配备必要的安全自动设施。 第165条 新（扩、改）建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。系统改造性的稳定措施，应在规定时间内投入运行。 第166条 220千伏联络线至少需有一套全线快速保护投入运行。220千伏及以上电压级母线应有一套母差保护投入运行。220千伏及以上电压级母线无母差保护运行超过规定时间和要求时，相应后备保护切除故障时间应满足稳定要求。
第167条 进行系统性试验（如短路试验、负荷特性试验等）的要求： 1、在省调调度管辖范围内进行系统性试验时，试验单位应向省调提出书面申请，并在系统试验之前30天向省调提交试验方案、试验计算分析报告，经电网经营企业总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案并实施。
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2、在地调调度管辖范围内进行系统性试验，有可能影响主系统安全稳定运行时，由地调在系统试验前20天向省调提交系统试验方案、计算分析报告和安全措施，经省调同意后进行。
第168条 发电机自动励磁调节装置、调速器、电力系统稳定器（PSS）、失磁保护、失步保护等以及自动装置和一次调频等参数整定，应经相应调度机构许可，其投入或退出由有关调度机构批准。 第169条 线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、电网稳定器、低频解列、低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调度员同意，不得退出。
第170条 各级调度机构应深入研究系统安全稳定问题，并提出电力系统规划与建设的建议，规划部门应予以充分考虑。
第2.17节 继电保护及安全自动装置的运行管理
第171条 电气设备应按规程设置保护装置并进行整定。当电气设备的保护配置和效能不符合规定时，该设备原则上不能投入运行。 电气设备的保护配置和效能不符合规定，有下列情况之一者，该设备可以投入运行，但应报省调备案：
1、只影响本地区或单一设备的安全运行时，经该设备所在发电厂或电业局总工程师批准者。
2、影响系统其他部分安全时，经电网经营企业总工程师批准者。
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3、当一次设备不能停电，保护装置又应退出检验且无其他断路器、保护装置可代用时，允许保护装置按套轮流退出，但至少应保留一套主保护正常运行。
4、非正常运行方式下，保护效能虽不能满足规程规定要求，但仍能可靠切除短路故障者。
5、定值调整所需时间与方式变化变更定值后运行的时间相近时。 第172条 新增、更新改造保护装置或保护回路接入其他设施，应征得相应调度机构同意。
第173条 继电保护整定计算范围原则上与调度管辖范围一致。变电站、发电厂内的变压器、调相机、发电机保护装置，一般由设备所在的运行维护单位整定。母线保护、变压器零序电流、变压器阻抗保护和其它与系统参数有关的继电保护由相应调度机构整定。
第174条 现场运行主管部门应根据《湖南电网220千伏继电保护现场运行导则》及时制定或修编保护装置现场运行规程，无现场运行规程的保护装置不允许投入运行，《湖南电网220千伏继电保护现场运行导则》应由省调不定期修编。
第175条 在一次设备转冷备用或检修状态后，若该设备保护装置有工作，值班调度员不另行下令操作，值班人员在得到值班调度员许可后，根据现场工作票的工作要求退出相应的保护装置，工作结束后，值班人员应及时将保护装置恢复到调度许可开工前的状态。
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第176条 保护装置的投、退、定值调整，应按值班调度员的指令执行（附录12规定的值班人员自行处理的除外）。值班人员对保护装置的投、退、实际定值与调度指令的一致性负责。 第177条 保护定值的调整分二种方式：
1、通知单调整方式。保护定值按通知单调整完毕，值班人员应逐项核对实际定值无误，与定值调整人员一起在定值通知单及定值打印清单上签名，定值通知单应与定值打印清单一起存档备查。值班调度员只与值班人员核对定值通知单编号。
2、临时调整方式。值班人员临时改变定值或切换定值区完毕，应打印定值清单，并与值班调度员核对定值变更部分。
第178条 值班人员应定期对保护装置进行巡视检查、每月进行1次微机保护装置采样值检查、每周进行1次故障录波装置手动启动录波检查。发现缺陷或异常应立即报告值班调度员、通知维护单位处理，并做好记录。
第179条 保护装置每次动作，值班人员应及时报告值班调度员，做好详细记录（保护屏和控制屏上各种动作信号），并应在保护装置动作后24小时内向调度机构继电保护部门提供保护装置动作原始记录、故障录波记录和事故报告。如属误动，应将保护装置退出，其它保持原状，通知维修单位查明原因。在查明原因前，误动的保护装置不得投入运行。若误动已构成事故，且误动原因尚待分析时，由有关部门组织进行检查处理。
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第180条 线路故障跳闸后，值班人员应在1小时内向值班调度员汇报故障录波装置及保护装置测距数据。
第181条 各发电厂每月3日前、电业局每月5日前向省调报送上月保护装置动作统计报表。
第182条 调度机构负责所辖范围内保护装置软件版本的归口管理，并建立保护装置的软件版本档案。保护装置软件版本如需更改，应经相关调度机构同意，更改后应按试验规程进行试验，做好记录并存档。 第183条 大电流接地系统正常运行时，变压器中性点接地的分布应符合规定，在操作过程中，允许某一厂、站短时超过规定数。 第184条 自动重合闸装置的运行管理：
1、不允许非同期重合的双电源线路若使用三相重合方式时，应装设检定无压、同期重合闸，其使用方式的一般原则：
⑴ 靠发电厂侧投入检定同期重合方式，对侧投入检定无压、同期重合方式。
⑵ 中间线路的主供电侧投入检定无压、同期重合方式，对侧投入检定同期重合方式。
⑶ 重合至永久故障对系统稳定影响小的一侧投入检定无压、同期重合方式。
⑷ 从方便事故处理来确定检定无压重合闸投入方式。
⑸ 为防止断路器或保护拒动时发生非同期合闸事故，严禁相邻线路检定无压重合的方向不一致。
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2、不允许非同期重合且未装设检定无压、同期重合闸的220千伏及以上线路，其两侧母线间联系回路少于三条者，只能使用单相重合方式。
3、如一台断路器配有两套重合闸，正常运行只投入一套，但两套重合闸的方式开关应切换一致，不投入的那一套将其合闸压板退出。 4、在下列情况下，应退出重合闸： ⑴ 试运行的线路送电时和试运行期间
⑵ 断路器遮断容量可能小于被遮断短路故障电流时 ⑶ 断路器切断故障的跳闸次数超过规定次数而未检修时 ⑷ 线路带电作业要求退出时
⑸ 重合于永久性故障会对系统稳定带来严重后果时 ⑹ 使用单相重合闸的线路无全线路快速保护投入运行时 ⑺ 线路零起升压
⑻ 水电机组和30万千瓦及以上汽轮机组经单元接线方式并网的线路
⑼ 融冰回路 ⑽ 其他特殊规定
第185条 保护装置通道运行维护的管理：
1、通信电路传输保护装置信息应按照《湖南电网保护复用通信设备管理规定》执行，其通道的安排由省调负责。各电业局、发电厂应负责所辖通信设备及保护装置信息通道的运行维护及故障处理。
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2、通信部门应将保护装置复用通道的测试结果书面通报该保护的归口管理部门，当测试结果不符合规定时，归口管理部门应及时反馈。
3、保护装置通道或其他相关设备检修，影响保护装置正常运行时，应执行工作票制度。
4、保护装置通道或其它相关设备发生故障，影响保护装置正常运行时，值班人员应及时汇报相关调度机构值班调度员，并同时通知设备运行维护单位。设备运行维护单位应立即派专业人员处理故障，使通道或相关设备恢复正常。
5、保护装置通道因故变更，通信设备维护单位应向有关调度机构提出申请，经批准后执行。
6、保护装置设备型号、名称与通信通道的对应关系应经继电保护和通信专业归口管理部门书面确认，并存档备案，定期核对。 第186条 有关保护装置运行的详细说明见附录12。
第2.18节 低频（低压）减载装置的管理
第187条 低频（低压）减载的管理实行统一组织、分级管理的原则： 1、省调负责低频（低压）减载方案的制订以及运行和技术管理。 2、地调负责本地区低频（低压）减载方案的实施以及装置的调度运行管理、督促运行维护单位做好定值调整和定期校验以及装置消缺。
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3、运行维护单位负责本单位运行维护范围内的低频（低压）减载及解列装置的安装、调试、调整、定值校验等工作，保证按要求投入运行。
第188条 低频（低压）减载的方案管理：
1、省调应根据湖南电力系统的发展，每年编制或修订一次系统低频（低压）减载方案和省调调度的发电厂、变电站的低频解列方案，并下达各地区电业局实施，同时将方案报华中网调等有关单位备案，必要时应及时调整。
2、省调在编制低频（低压）减载方案和解列方案时应充分考虑： ⑴ 为防止失去大电源而扩大事故 ⑵ 各地区系统分片解列 ⑶ 上一级系统的要求
3、地调应根据省调下达的低频（低压）减载方案，编制本地区的实施方案和所属并网发电厂与地方电网的解列方案，并向本地区内的有关单位下达，负责督促其实施，同时将方案报省调等有关单位备案。 第189条 低频（低压）减载的运行管理：
1、低频（低压）减载装置未经调度机构的同意，不得擅自退出、转移其控制负荷和改变装置的定值。
2、各地调需要退出低频（低压）减载装置控制的可切负荷每次超过1万千瓦以上时，应经省调同意，1万千瓦及以下时由地调决定，并报省调备案，但低频（低压）减载投切负荷总量地区不得低于地区减载方案的80%，系统不得低于90%。
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3、系统发生事故时，低频（低压）减载装置动作切除的负荷，未经省调值班调度员同意不得送电，但严重危及人身和设备安全者可按规定先送保安电力。
4、当频率（电压）低至装置的整定值，装置检修、校验或故障退出或拒动，值班人员应立即手动切除其所控制的开关。
5、各地调应每月统计本地区15日13:00和20:00投入的低频减载装置所控制开关的实际负荷及地调管辖发电厂和其范围内的并网电厂的实际出力和机组运行方式并于次日报省调。
6、低频（低压）减载装置动作后，各地调在8小时内将本地区低频（低压）减载装置（含手动拉闸）所切除的负荷数及电量损失数报省调值班调度员。省调对事故进行统计分析和对装置动作的情况进行统计评价。
第2.19节 调度自动化系统的管理
第190条 调度自动化系统应向电力调度提供完整、准确、可靠的信息。
第191条 调度自动化设备运行维护单位的专责人员名单及联系方式应报相关调度机构。
第192条 省调直调发电厂和变电站的信息直送省调；省调委托调度发电厂的信息可直送或由地调转发省调，其传送方式由省调确定。省调所需的其它信息由地调转发。
第193条 各类业务系统接入调度数据网，应经相应调度机构审批。
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第194条 值班调度员发现影响电力调度的调度自动化系统异常时应及时通知调度自动化值班人员或自动化负责人。
第195条 调度自动化值班人员发现调度自动化系统异常时应及时进行处理并作好记录，影响电力调度时还应及时通知值班调度员。 第196条 在运行的调度自动化系统设备上工作对电力调度有影响时，应征得值班调度员许可后方可进行。故障抢修时，可先进行必要的处理，然后告知值班调度员。
第197条 调度自动化系统设备检修或操作以及影响二次系统安全防护的工作，应按调度管辖范围提前向调度自动化管理部门提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应调度自动化值班人员同意；完工后应告知调度自动化值班人员。
第198条 调度自动化系统设备故障处理时，省调自动化值班人员可直接指挥和协调下级调度自动化部门和发电厂自动化专业人员进行相关工作。
第199条 通过调度自动化系统实施遥控、遥调控制的厂站端自动化设备检修完毕，应经相关调度自动化值班人员测试通过后方可投入运行。
第200条 电力系统发生事故后，调度自动化人员应根据值班调度员的要求及时提供相关事故信息。
第201条 电力系统事故时，如需改变调度自动化系统设备状态，应经相应调度自动化管理部门的许可。
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第2.20节 电力通信的管理
第202条 省调、地调均应设置通信调度。
第203条 电力通信网应为电力系统运行提供安全、可靠的信息传输通道。
第204条 电力通信网应满足电力系统安全运行的要求：
1、调度电话应具备两路不同路由专线通道，并开通系统行政电话和公网电话（无人值班变电站可视情况开通公网电话）。 2、除紧急情况外，手机不应作为接、发调度指令的通信工具。 3、调度自动化实时信息的传输应同时具备网络和专线通道，并采用不同的路由。
4、同一条线路的两套继电保护和同一稳控系统的两套安全自动装置所使用的通道应相互独立，采用两套独立的通信设备，并由两套独立的通信电源供电。
5、省调通信中心站、地调通信中心站、省调直调发电厂、220千伏及以上变电站应具备两套独立的通信电源系统。
6、通信设备（含通信电源）应具备完善的通信监控系统。 第205条 新接入通信设备应满足以下要求：
1、新增通信设备接入和试运行时间应遵循通信相关专业管理规定。
2、新接入通信设备试运行期间由运行单位负责日常运行，建设单位负责设备故障及缺陷处理。
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3、在光缆通信电路开通前，业主单位应向相应调度机构提供光缆的双向全程总衰耗测试报告。
第206条 省调委托调度的发电厂应具备专用数字通信电路，按要求接入电力通信网，并确保通信畅通。地调和县调调度的发电厂通信管理应遵循相应的调度规程。
第207条 通信设备实行属地化维护原则。 第208条 通信设备检修管理：
1、通信设备检修和操作应按调度管辖范围提前向通信调度提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应通信调度许可；完工后应告知相应通信调度。
2、涉及一次设备、保护装置的通信电路计划检修，由设备维护单位检修管理人员向调度机构检修管理人员提出申请。上述设备和通信电路临时检修，由变电值班人员向值班调度员提出申请。
3、涉及输电线路或地线复合光缆（OPGW）更换的检修工作，在一次设备工作完成后各相关通信维护单位均应对载波、光缆、光设备等进行测试，经相应调度机构通信部门同意，通信设备方可投入运行。 4、一、二次设备检修影响上级通信电路时，通信调度应向上级通信调度提出通信检修申请。
第209条 电力通信故障处理应遵循“先生产运行，后行政管理；先干线，后支线；先国网（含华中网）、省网，后地区网；先抢通，后修复”的顺序。在通信电路故障检修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复。
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第210条 变电站内通信设备的日常巡视检查和调度电话试话纳入变电站运行管理。
第211条 根据通信网运行的需要，省调有权调用地（县）调的通信电路。
第212条 值班调度员发现通信异常时应立即通知通信调度值班人员。
第213条 通信调度值班人员发现通信异常时应立即通知相关部门，并进行处理，同时作好记录。
第214条 电力系统发生事故时，电力通信应按如下要求处理： 1、应停止一切相关的检修维护工作，密切关注电路运行状况，保障通信电路的畅通。
2、如需改变通信设备状态，应经得相应通信调度的许可。事故后根据有关部门的要求及时提供相关信息。
第2.21节 电力系统事故应急预案管理
第215条 调度机构应编制电力系统应急预案（以下简称应急预案），应急预案应包括电力系统事故应急处理预案、调度自动化及通信系统应急处理预案和突发事件应急处理预案等。
第216条 应急预案编制应遵循预防为主、统一指挥、保证重点、依靠科技的原则。
第217条 为了保证应急预案的有效执行，调度机构应成立相应的应急组织机构。
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第218条 调度机构应组织相关培训和模拟演习，使调度系统相关值班人员熟悉各类应急预案的措施和要求。
第219条 应急预案模拟演习或实施完毕，应及时总结经验，进行相应的修改和完善。
第220条 调度机构应会同发电厂和用电营销管理部门制定系统事故时保证火电厂厂用电和重要用户保安负荷的措施。50万千瓦及以上装机容量的火电厂保厂用电方案应报省调备案。
第221条 调度机构应编制系统故障全部停电后的恢复方案即黑启动方案，黑启动方案应包括启动电源、启动步骤、负荷恢复及快速启动的组织和技术措施等，其关键环节应通过实验进行验证，并根据系统情况每年进行一次修编，一般3年进行一次修订。
第3章 调度操作 第3.1节 操作原则
第222条 湖南电力系统内电气设备操作应按调度管辖该设备的值班调度员指令执行，有特殊规定者除外。
1、省调直接调度的设备，其操作按省调值班调度员指令执行。 2、华中网调委托和许可省调调度的设备，其操作按省调值班调度员指令执行，省调下令前应征得华中网调值班调度员的同意。 3、省调委托和许可地调调度的设备，其操作按地调值班调度员指令执行，操作前应征得省调值班调度员同意。
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4、操作非省调直接调度、委托调度和许可调度的设备影响省调管辖设备运行时，应征得省调值班调度员同意。
第223条 值班调度员在指挥操作时应保证人身、设备和系统的安全，指挥操作前应充分考虑：
1、系统运行方式变化引起的潮流、电压、频率变化，设备是否过载，对系统稳定、调度自动化和通信等方面的影响。必要时，应进行安全计算分析。
2、保护装置的整定与投退方式。
3、大电流接地系统主变接地中性点的合理分布。 4、可能出现的过电压。
5、对调度管辖以外的设备和供电影响。
6、可能出现异常情况的事故预想和运行方式变化后的事故处理措施。
7、正常情况下，保证检修设备按计划时间开工。
第3.2节 操作制度
第224条 值班调度员进行操作前，应填写操作指令票。两个或两个以上的厂（站）共同完成的操作任务，发令单位应填写逐项操作指令票，仅由一个单位完成的操作任务，发令单位应填写综合操作指令票。 第225条 下列操作发令单位不用填写操作指令票，调度指令即时下达即时执行，但应作好记录：
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1、事故处理（包括预防事故的紧急操作和为事故抢修而进行的操作）。
2、开停机炉。
3、保护装置的投退或定值调整。 4、拉合断路器或隔离开关的单一操作。
5、投退变电站无功补偿装置；调整变压器分接头；投退AVC或改变AVC控制模式。
6、调度计划曲线修改和功率调整，投退机组AGC或改变AGC控制模式。
第226条 逐项操作指令票一般应包括如下内容： 1、申请单位关于检修设备具备停、复电条件的汇报。
2、保护装置整定值及投入方式的变化，大电流接地系统接地中性点的变更。
3、电气设备状态的转换。 4、电气设备的拆、搭头。
5、电气设备状态情况告知有关单位。
第227条 综合操作指令票一般应包括如下主要项目： 1、操作单位 2、操作任务
3、注意事项（其中可包括操作目的） 第228条 对拟写操作指令票的要求：
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1、拟写操作指令票应符合《电业安全工作规程》及电气倒闸操作的有关规定，简明整洁，字迹清楚，不得任意涂改，使用统一调度术语和双重名称。
2、每张操作指令票只填写一个操作任务，但对于同一操作目的多个操作，可填写在一张操作指令票内。
3、拟写操作指令票以调度检修工作票、运行联系单、现场实际运行方式等为依据。
4、在拟写逐项操作指令票时，电气设备状态的转换应遵循逐级转换、不得跨状态的原则，即运行状态——热备用状态——冷备用状态——检修状态。
5、操作指令票的拟写、审核不得由同一人完成。
第229条 综合操作指令票和逐项操作指令票应经过拟、审、预发、执行四个环节，并与模拟盘或屏幕显示画面核对无误。操作指令票应提前1天预发；因非计划检修或计划检修延期等原因而无法提前1天预发时，相关操作指令票可在当天预发。与新设备有关的逐项操作指令票作为特例可不预发。
操作指令票一般由副值调度员拟写，正值调度员审核。拟、审人对操作指令票的正确性负责，发令人对下达的操作指令正确性负责。 操作指令票的预发可以采用电话、传真或者电子文档传送方式。 第230条 操作指令的执行：
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1、操作指令的执行应遵守发令、复诵、录音、记录、汇报等制度。值班调度员下达指令前应核对设备接线显示画面、模拟盘及现场实际状态，指令执行完毕后应及时校正设备接线显示画面及模拟盘。 2、按逐项操作指令票操作时应坚持逐项发令、逐项执行、逐项汇报的原则。
3、调度对象根据值班调度员下达的综合操作指令票或即时操作指令或预发的逐项操作指令票，按有关规程要求拟写倒闸操作票。调度对象不得按操作指令票预定的时间自行操作。值班调度员对下达的操作指令正确性负责，受令人对操作的正确性负责。
4、值班人员在操作过程中如有疑问，应停止操作，待弄清情况后方可继续操作。在操作过程中，值班人员听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。 5、值班调度员只有在得到现场调度对象执行操作指令完毕的完整汇报后，该指令才算执行完毕。
6、值班调度员在发布操作指令和接受操作汇报时，由一名调度员实施，另一名监护。
第231条 当通信困难时，调度可委托所属其他调度对象代为转达调度指令，但三方对调度指令均应作好详细记录及录音，并复诵无误。 第232条 模拟盘和设备接线显示图应与实际相符（设备状态、遥测、遥信），操作执行后应及时校正。
第233条 省调管辖设备的操作，如果只涉及一个地调范围，可委托有关地调下令执行，但省调应预先通知设备所在单位。
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第234条 需借用省调管辖设备时，由借用方向省调提出申请，并经省调同意。其操作由借用方下令执行，操作前应告知省调值班调度员，操作后应及时向省调汇报。
第235条 调度之间相互借用调度管辖设备使用完毕后，应由借用方恢复到借用前的状态（被借用方另有要求的除外），并及时交还对方调度。
第236条 应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气情况下进行操作。
第3.3节 并列与解列操作
第237条 发电机与系统或两系统之间并列如无特殊规定，应采用准同期并列。并列条件： 1、相序相同。
2、频率基本相等，频差不大于0.5Hz。
3、并列点两侧电压基本相等，220千伏及以下电压级电压差不大于额定电压的20%，500千伏电压级电压差不大于额定电压的10%。 第238条 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，一般宜由小系统向大系统送少量的有功，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。
第239条 系统解列成几部分前，省调值班调度员应平衡各部分的有功、无功负荷，指定调频、调压电厂和各部分行使调度权的地调。
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第3.4节 合环与解环操作
第240条 合环前应确认相位一致，合环点两侧电压差220千伏及以下电压级最大不超过额定电压的30%、相角差不大于30度；500千伏最大不超过额定电压的20%、相角差不大于30度，且合环后环网内设备不过载、保护可靠动作。
第241条 不同电压级的电磁环网，应经计算和批准后才能进行合环操作。
第242条 有条件时应利用同期装置进行合环操作。
第243条 解环前，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围以内，任一设备不超过稳定极限，满足继电保护等方面的要求。
第3.5节 断路器、隔离开关操作
第244条 断路器遮断容量不够、切断故障电流次数超过现场规定或者设备有明显故障及其它严重问题时，所属发电厂、变电站应向值班调度员申请退出重合闸，必要时采取措施防止断路器分闸，或申请将断路器退出运行。
第245条 对于3/2断路器接线方式，设备送电时，应先合母线侧断路器，后合中间断路器；停电时先拉开中间断路器，后拉开母线侧断路器。
第246条 旁路断路器代线路断路器运行：
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1、操作前，值班人员将旁路断路器保护按所代断路器保护定值调好投入，旁路断路器纵联保护和重合闸暂不投。
2、值班调度员下令退出被代断路器线路两侧的纵联保护和重合闸。
3、进行旁路断路器代断路器一次部分的操作，值班人员应确认旁路断路器已带上被代断路器，再断开被代断路器。
4、一次部分操作完毕后，值班调度员应下令投入该线路可以切换的纵联保护和重合闸。
第247条 隔离开关操作范围： 1、拉、合电压互感器和避雷器。 2、拉、合空载母线。
3、拉、合电网没有接地故障时的变压器中性点。
4、拉、合经断路器或隔离开关闭合的旁路电流。拉、合3/2断路器结线方式的母线环流。
5、户外垂直分合式三联隔离开关，拉、合电压在20千伏及以上励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。
6、10千伏户外三联隔离开关，拉、合不超过15安培的负荷电流。 7、10千伏隔离开关，拉、合不超过70安培的环路均衡电流。 8、未经计算，不得用500千伏隔离开关进行拉合母线和短线操作。 9、禁止用隔离开关向500 千伏母线充电，严禁用隔离开关拉、合运行中的500 千伏线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。
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第3.6节 变压器操作
第248条 变压器并联运行的条件： 1、结线组别相同
2、电压比相等（允许相差5%）
3、短路电压相等（220千伏及以下电压级允许相差10%，500千伏电压级允许相差5%）
若电压比或短路电压不相等，在任何一台变压器不过载的情况下可以并联运行。
第249条 变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。停电时，先停负荷侧，后停电源侧。500千伏变压器一般在500千伏侧停（送）电，在220千伏侧解（合）环或解（并）列。
第250条 大电流接地系统中变压器投、退时，应保证中性点的运行方式正确：
1、拉、合变压器110千伏及以上电压级断路器时，操作侧的中性点应接地。
2、倒换变压器接地中性点时，应先合上待投中性点接地隔离开关后再拉开待退中性点接地隔离开关。
3、变压器高（中）压侧断路器断开时，该侧中性点应接地。 第251条 倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许退出需停运变压器。
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第252条 500千伏线路高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，投停操作应在500千伏线路冷备用或检修状态下进行。
第3.7节 母线操作
第253条 母线倒闸操作时，应考虑对母差保护的影响和二次回路相应的切换，各组母线电源与负荷分布是否合理，应尽量避免在母差保护退出的情况下进行母线倒闸操作。
第254条 母线停电或母线电压互感器停电时，应防止电压互感器反送电和保护装置的误动。
第255条 恢复双母线运行时，受令单位应按调度预先规定的双母线正常结线倒闸（如有特殊要求值班调度员应在操作前下达）。 第256条 母线倒闸操作时，值班人员应防止断路器断口电容与电磁式电压互感器发生铁磁谐振。发生铁磁谐振时通常会出现电压互感器响声异常、母线电压1相或2相升高、电压互感器开口三角形电压升高等现象，应立即采取改变一次接线方式、切断谐振回路电源等措施破坏谐振条件。
第257条 避免220千伏母线与110千伏母线同时出现单母线运行方式（单母线接线方式除外）。
第3.8节 冲击合闸操作
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第258条 新建、改建、扩建和大修竣工后的输变电设备在投运前，进行冲击合闸应注意下列问题： 1、被冲击设备无异状。
2、冲击合闸断路器保护应可靠投入，断路器遮断容量满足要求，切断故障电流次数未超过规定。
3、冲击合闸断路器的自动重合闸装置在退出位置。
4、变压器或线路串变压器冲击时，变压器的中性点应可靠接地。 5、应防止发电机自励磁和空载线路末端电压升高超过允许值。 6、应防止系统稳定破坏。
7、新设备冲击次数：变压器、消弧线圈、电抗器为5次，线路、电容器、母线等为3次。
8、大修后设备冲击次数：更换了线圈的变压器、电抗器、消弧线圈为3次。
第259条 新建、改建220千伏及以上的输电线路，冲击合闸后应核对相位，核对无误后方可继续进行其他操作。
第3.9节 零起升压操作
第260条 零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，保护均可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。
第261条 零起升压线路的保护完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出，线路自动重合闸退出。
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第262条 变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。变压器中性点应可靠接地。
第263条 零起升压回路系统应与正常运行系统有明显断开点。母线进行零起升压时，应采取措施防止母差保护误动。
第3.10节 线路操作
第264条 线路停电的操作顺序为拉开断路器、线路侧隔离开关、母线侧隔离开关，拉开可能向该线路反送电设备隔离开关或取下其熔断器（保险）。复电时，操作顺序相反。
第265条 只有在线路可能受电的各侧都有明显断开点时，才允许将线路转为检修状态。
第266条 检修后相位可能变动的线路应核对相位。 第267条 线路停、送电时，送、受侧操作顺序：
1、发电厂与变电站间联络线停电时，一般先停发电厂侧，后停变电站侧。复电时，操作顺序相反。
2、220千伏电压级单供线路和110千伏及以下电压级线路停电时，一般先停受电侧，后停送电侧。复电时，操作顺序相反。
3、发电厂间联络线、变电站间联络线停、复电操作时，送电侧和受电侧可不分先后。
第3.11节 融冰操作
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第268条 串于融冰回路断路器的保护，除指定投入的保护外，其它保护在融冰时退出。
第269条 融冰回路的安全自动装置（含重合闸）在融冰时退出。 第270条 专供融冰电源的发电机，其强励及自动调整励磁装置均应退出。
第4章 事故处理
第4.1节 事故处理的一般原则 第271条 事故处理的主要任务：
1、尽速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。
2、尽可能保持对用户的正常供电。
3、尽速恢复已停电用户的供电，尤其是发电厂和重要变电站的自用电和重要用户的保安用电。
4、调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。
第272条 值班调度员在事故处理中，应做到情况明，判断准，行动快，指挥得当。
第273条 系统发生事故时，事故单位调度对象应立即向值班调度员汇报已发生事故（当事故影响到下一级系统时，也应及时向相应的调度汇报），经检查后，再汇报下列情况：
1、跳闸断路器的名称和跳闸时间，人身是否安全，设备有无明显缺陷。
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2、保护装置的动作情况。 3、事故的主要象征。
非事故单位应加强监视，做好防止事故蔓延的预想和对策，不要占用调度电话询问事故情况。
第274条 为防止事故扩大，事故单位在下列情况下应立即自行处理，并将情况向值班调度员简明报告：
1、对人身和设备的安全有威胁时，根据现场规程采取措施。 2、发电厂、变电站自用电部分或全部停电时恢复其电源。 3、发电厂按批准的方案采取保厂用和地区保安用电的措施。 4、安全自动装置达到启动条件而未动作，手动启动部分或全部所控制的开关和设备。
5、省调预先下达的事故自行处理规定。
第275条 系统发生事故时，在调度值班的调度机构负责人应监督值班调度员处理事故，给予必要的指示。如认为有必要时可解除值班调度员的职务，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除职务的值班调度员对解除职务后的事故处理不承担责任。 第276条 事故如发生在交接班期间，应由交班值负责处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。在此期间接班人员可应值班调度员请求协助处理事故。
第277条 事故处理完毕后，值班调度员应按规定汇报，并于48小时内填写事故记录。
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第4.2节 湖南电力系统与华中电力系统并列时的频率异常及事故处理
第278条 系统频率异常和事故由华中网调负责处理。
第279条 当系统频率超出50±0.2Hz范围时，省调应按网供计划用电。
第280条 当系统频率突然超出50±0.5Hz范围时，各发电厂不待调度指令，调整出力，使系统频率尽快恢复到50±0.5Hz以内，并向上级调度汇报。省调应立即采取措施，协助华中网调将频率恢复到50±0.5Hz以内。
第4.3节 湖南电力系统与华中电力系统解列时的频率异常及事故处理
第281条 系统频率异常和事故由省调负责处理，各地调、发电厂协助。
第282条 系统频率异常及事故时，省调、发电厂、地调应采取相应措施达到以下要求：
1、频率偏差超出50±0.2Hz时，应在20分钟内恢复至50±0.2Hz以内。
2、频率偏差超出50±0.5Hz时，应在10分钟内恢复至50±0.5Hz以内。
3、频率低于49Hz时，应立即恢复至49Hz以上。 第283条 省调在频率异常及事故时，可采取的措施：
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1、频率低于49.8Hz时：
⑴ 增加非调频电厂出力直至最大。 ⑵ 开出备用水电机组并增加出力直至最大。 ⑶ 按超供电能力限电序位表限电。
2、频率低于49.5Hz时，按事故限电序位表切除部分负荷。 3、频率高于50.2Hz时： ⑴ 降低非调频电厂的出力。 ⑵ 停下部分机组。
第284条 系统频率异常及事故时，发电厂应采取的措施： 1、频率低于49.5Hz时，不待调度指令增加出力，开出备用水电机组增加有功出力。
2、频率低于49Hz时，不待调度指令将发电机按事故过载能力接带负荷。
3、频率低于48Hz危及自用电安全时，按省调给定的事故限电序位表切除部分近区负荷。
4、频率高于50.5Hz时，不待调度指令降低机组出力。 第285条 系统频率异常及事故时，地调应采取的措施： 1、频率低于49.8Hz时，开出地区水电机组增加出力或按超供电能力限电序位表限下部分负荷。
2、频率低于49.5Hz时，不待调度指令，按事故限电序位表紧急限电。
3、频率高于50.2Hz时，降低所辖发电厂的发电出力。
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第286条 对经核实确需保安电力的重要用户，事故限电后应按规定时间恢复送电，但在系统事故中该类用户第二次受电只允许用保安电力。
第287条 当系统发生事故解列成几部分时，地调应负责调整所在地区系统的频率。当系统频率恢复至50Hz与省调失去联系时，地调可视情况恢复负荷，并保证系统频率在正常范围内运行。
第4.4节 电压异常及事故处理
第288条 电压监视控制点电压偏差超出电力调度规定的电压曲线值的±5%，时间不允许超过1小时，或偏差超出±10%，时间不允许超过30分钟。
第289条 当发电厂、变电站母线电压降低到电力调度规定的电压曲线值的95%以下时，值班人员应不待调度指令按规程规定自行使用发电机或调相机的过负荷能力，必要时值班调度员可以采取拉闸限电措施，使电压恢复到规定的电压曲线值的95%以上。
第290条 当220千伏电压监视控制点电压下降到电力调度规定的电压曲线值的90%以下时，值班调度对象应及时报告有关调度。各有关值班调度员立即采取措施直至对低电压地区拉闸限电，使电压恢复到规定的电压曲线值的90%以上。
第291条 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关发电厂或变电站的值班人员应联系有关调度采取措施（包括降低有
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功，增加无功及限制低电压地区负荷等），以消除发电机或调相机的过负荷。
第292条 电压低到严重威胁发电厂厂用电安全时，值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。
第293条 装有低电压解列装置的厂、站，当电压低至低电压解列装置动作值，而装置未动作时，值班人员应不待调度指令，手动拉开低电压解列装置所接跳的断路器。
第294条 当仅是系统局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功潮流外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可通过改变局部运行方式来调整，投入（或退出）某些线路或变压器，但需经过计算验证如此改变不会影响系统安全运行。 第295条 系统电压升高时的处理：
1、当系统监视控制点电压超过规定时，有关发电厂值班人员应立即自行降低发电机无功出力，对经过试验批准的发电机亦可进相运行，同时汇报省调值班调度员。必要时，省调值班调度员可采取调整系统潮流、改变系统运行方式、通知地调停用变电站电容器和用户电容器，汇报华中网调协助调整等措施，使电压尽快恢复至允许范围内。 2、500千伏充电线路末端电压超过560千伏，应拉开该线路断路器。
第4.5节 线路事故处理
第296条 线路断路器跳闸，若线路侧无电压，则按下列原则处理：
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1、如已发现明显故障点、可疑故障点、断路器的遮断容量小于母线短路容量或大电流接地系统变为不接地系统时，不得强送电。 2、全电缆线路不得强送电。部分电缆的线路经电网企业总工程师批准后，方可强送电一次。
3、除上述1、2款情况外，线路故障跳闸无论重合闸动作与否（包括未投重合闸），值班调度员应下令强送一次。强送不成功时，一般不再强送，应做好安全措施，通知有关单位查线。
4、单供线，无论重合闸动作与否，断路器所在发电厂、变电站进行上述1、2款的判断后应立即自行强送电一次。
5、两侧均可提供强送电源的线路应选择保护配备完善，有利于事故处理的一侧做强送电源，如果联络线两侧电源分属两个系统，一般应选择大容量系统做强送电源。
6、正在进行带电作业的线路断路器跳闸，只有在得到申请带电作业的单位同意后，方可按上述原则处理。
7、系统发生振荡，应待振荡消除后方可按上述原则处理。 第297条 联络线断路器跳闸，按下列原则处理：
1、断路器跳闸，若断路器两侧有电压，该断路器所在发电厂或变电站值班人员应立即自行检同期后合上该断路器，若无法检查同期时，值班人员应立即汇报值班调度员，按值班调度员指令处理。 2、断路器跳闸，发电厂与系统解列，若系统有电压，发电厂值班人员应立即自行检同期后并列。
第298条 线路故障跳闸，值班调度员应通知有关单位查线。
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第4.6节 母线事故处理
第299条 母线失压后，值班人员应立即报告值班调度员，并同时拉开失压母线上所连接的全部断路器，随后对保护装置动作情况和失压母线外部进行检查并报告值班调度员。
第300条 母线失压，用户停电，有条件时值班调度员应对停电用户尽快恢复供电（将用户转其他变电站供电）。
第301条 差动保护动作，母线失压，并伴有故障象征，值班调度员按下述原则处理：
1、找到故障点并能迅速用隔离开关隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。
2、找到故障点但不能迅速用隔离开关隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线上的各元件进行检查并确认无故障后，将正常元件倒至正常运行母线并恢复送电。
3、经检查未找到故障点时，可对失压母线按分段试送原则进行试送，试送断路器应完好，并至少有一套完整的继电保护，断路器背后的变压器中性点接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。 第302条 当母线因断路器失灵保护或出线、变压器后备保护动作而失压时，值班人员应将故障断路器隔离后报告值班调度员，根据调度指令恢复送电。
第4.7节 断路器及隔离开关异常的处理
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第303条 对220千伏及以上电压级分相操作的断路器，不允许非全相运行，如单相跳闸，值班人员应立即合上跳闸相，若该相合不上时，立即拉开其余相。若两相跳闸，则立即拉开未跳闸相。单元发电机组经220千伏及以上电压级单回线路并网发生非全相运行时，应立即解列发电机组。如非全相断路器无法断开，则应立即将该断路器的潮流降至最小，并尽快采取措施隔离故障断路器。
第304条 断路器因本体或操作机构异常，但未闭锁跳闸时，应尽快采取措施消除异常，对于3/2断路器接线方式，对系统无明显影响时可先断开此断路器。
第305条 断路器因本体或操作机构异常，闭锁跳闸后，应尽快采取措施消除异常，如无法消除，则应隔离故障断路器。
第306条 隔离开关因出现发热、发红等异常，不能继续运行时，应立即采取措施减少通过该隔离开关的电流，不得用隔离开关旁路，并尽快采取措施隔离该故障隔离开关。
第4.8节 发电机组事故处理
第307条 发电机事故处理应按《发电机事故处理规程》和现场运行规程处理，并及时向值班调度员汇报。
第308条 水轮机组不允许非全相运行，汽轮发电机组三相不平衡电流无制造厂家规定时，不得超过额定电流的10%，同时任意相的电流不得大于额定值。超过时，按现场规程处理，并报告值班调度员。
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第309条 发电机进相或高功率因数运行时，由于受到干扰而引起发电机失步，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机拖入同步，否则将发电机解列，重新并网。
第310条 发电机失去励磁后，不允许失磁运行的发电机组应立即解列；经过试验并批准允许无励磁运行的机组，当失去励磁没有使系统失去稳定，在系统电压允许的情况下，可不立即停机，而应迅速降低有功出力，设法恢复励磁。允许无励磁运行的持续时间及允许的有功出力，应在现场运行规程规定的范围之内。
第311条 发电机对空载长线进行零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。
第4.9节 变压器及电压互感器事故处理
第312条 变压器过负荷时，应立即采取措施在规定时间内消除。 第313条 变压器断路器跳闸，应按下述原则处理：
1、变压器的主保护全部动作跳闸，未查明原因、消除故障之前，不得强送电。
2、变压器的重瓦斯保护和差动保护之一动作跳闸，经发电厂或电业局总工程师批准方可试送，有条件、必要时可先进行零起升压。 3、变压器后备保护动作及其它情况跳闸，在确定变压器本体无异常时，可试送一次。
第314条 高抗、低压跳闸后的处理参照变压器的处理原则。
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第315条 当发现运行的110千伏及以上互感器冒烟或其膨胀器急剧变形等危急情况时，应立即切断该互感器的有关电源。
第316条 发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件，并在现场运行规程中明确。
第4.10节 系统潮流异常处理
第317条 线路输电断面潮流超稳定限额时，应采取下列措施： 1、提高运行电压，增加受端发电出力。 2、降低送端发电出力。
3、合理调整系统方式，使潮流重新分配。 4、在受端系统进行事故拉闸限电。
第4.11节 电力系统稳定事故处理 第318条 系统振荡时的一般现象为：
1、发电机、变压器及联络线的电流、电压、功率周期性剧烈摆动；发电机、调相机和变压器发出有节奏的轰鸣声。
2、失去同步的发电厂与系统间联络线的功率、电流大幅度摆动。 3、振荡中心的电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小，白炽灯随电压波动有不同程度的明暗现象。
4、送端系统频率升高，受端系统频率降低。
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第319条 系统发生振荡时，立即报告上级调度，在上级调度的统一指挥下，进行协调处理，并应采取下列措施尽快消除振荡： 1、与系统并列运行的发电厂和变电站，应不待省调值班调度员指令，立即充分利用发电机、调相机的过负荷能力增加励磁，将电压提高到最大允许值，强励动作后，在规定时间内不得手动解除。 2、频率升高的发电厂，应立即自行降低有功出力，但不得使频率低于49.9Hz，频率降低的发电厂，自行增加有功出力，必要时，水电厂迅速启动备用机组，但不得使频率高于50.1Hz。
3、值班人员应立即将安全自动装置启动切除的机组并入系统，并按值班调度员指令接带负荷。
第320条 除事先规定需要解列的个别机组供厂用电和重要用户外，未得到值班调度员的许可，值班人员不得任意解列发电机组。 第321条 机组失磁引起系统振荡，应在允许失磁运行的时间内恢复励磁，否则，可不待调度指令，立即将失磁机组解列。
第322条 采取上述措施，系统振荡超过3分钟仍未消除，值班调度员根据情况，选择适当解列点将系统解列。
第4.12节 调度自动化和电力通信系统故障时的处理
第323条 调度自动化系统出现异常，省调无法监视厂站数据时，应按如下要求处理：
1、省调应通知有关单位尽快恢复调度自动化系统正常运行。
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2、省调应通知有关主要厂站加强对联络线潮流的监视，如果潮流、电压数值发生较大波动，监视厂站应立即汇报省调。 3、省调应立即停用AGC和AVC等控制系统。
4、在自动化系统异常未处理好之前暂不进行系统倒闸操作，但危及系统安全的应急操作除外。
第324条 当地调、发电厂、变电站（监控中心）与省调通信联系完全中断时，各有关单位除积极采取措施，迅速恢复与省调的通信联系外，还应按如下要求执行：
1、省调可通过第三方地调或厂、站转达调度指令，但三方均应做好记录及录音，并复诵无误。
2、系统事故时，通信中断的地调、发电厂、变电站（监控中心）应按本规程的可以自行处理的规定处理。
3、如通信设备故障影响保护装置正确动作时，应按规定将可能误动的保护装置退出运行。 附录
附录1 省调调度员职责及值班制度、交接班制度 一、省调调度员职责
第1条 正值调度员负责本值内湖南电力系统安全、优质、经济运行及调度运行工作：
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1、复核、下达并执行日调度计划，根据需要修改运行方式和日调度计划。
2、负责系统事故处理，并于事故后48小时内填写事故记录。 3、审核操作票和监护操作。
4、负责接受和批答检修改期申请，决定事故检修和临时检修。 5、负责向华中网调汇报并听取各运行单位情况汇报，对主要厂、站提出注意事项和要求。
6、根据系统情况变化，预想事故，做好副值和当值内系统有关值班人员的培训工作。
7、审核本值交接班记录，主持交接班。
8、按照《重大事件汇报制度》规定，及时向主管领导汇报运行中的重大事件。
第2条 副值调度员在正值调度员领导下做好下列工作：
1、调整联络线潮流和系统电压、频率（与华中电力系统解列时）。核对上值保护装置变动无误。
2、填写、预发操作票，发布操作指令，并相应改变模拟盘接线和屏幕显示画面接线。
3、预想事故，协助正值处理事故。 4、收集和记录系统主要运行数据。
5、负责值班室内清洁卫生，当值来往文件和资料收发。 6、完成正值调度员安排的其他工作。
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第3条 现场调度员应具备副值及以上调度员资格，其中一名应具备正值调度员资格，服从值班调度员的指挥，做好下列工作： 1、负责新设备投产的指挥、指导、协调工作以及投产设备的所有操作。
2、由现场副值调度员拟写调度操作指令票，现场正值调度员审核。 3、确认调度电话是否畅通，检查现场录音设备是否完善。 4、做好有关事故预想。
5、及时向值班调度员汇报投产进程。
第4条 实习调度员可在正、副值调度员监护下进行除操作和事故处理以外的调度联系工作。 二、调度值班制度
第5条 值班调度员应严肃、认真，集中精力考虑系统运行方式。遵守劳动纪律，执行规章制度。
第6条 值班调度员应按预先排定的轮值表值班，特殊情况经调度科长同意可以换班，但不得连值两班。
第7条 调度值班室系生产指挥场所，应保持肃静、整洁。 第8条 值班调度员不得携带通信工具进入调度室，不应用调度电话谈论与调度业务无关的事和转接与调度业务无关的电话。
第9条 上级领导、运行方式人员、继电保护人员、自动化和通信人员因工作需要可以进入调度值班室。谢绝与调度工作无关人员进入和工作已完人员逗留于调度值班室。
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第10条 值班调度员不得做与调度工作无关的事，不得离开工作岗位，特殊情况需离开时间超过半小时，应征得调度科长同意。 第11条 值班室内各种资料、用具、文件等不得随意拿出室外或转借他人，如特殊情况需要外借时，应经值班调度员允许并负责收回。 第12条 值班调度员当班前4小时内不得饮酒，值班时应神智清醒；离开本岗位一个月以上至一年以下的，应跟1～2个班熟悉系统情况，方可正式上岗；离开一年及以上的，应经考试合格后才能上岗。 三、调度交接班制度
第13条 交班调度员应完成本值内的全部工作，在交班前半小时内检查本值内工作完成情况和准备向下班交待的事项。
第14条 在处理事故或进行重要操作时，需待事故处理或操作告一段落后，方可交接班。
第15条 接班调度员应在规定上班时间提前10分钟进入调度值班室准备接班，做好下列工作：
1、仔细阅读交接班记录，检修申请、运行联系单、日调度计划，有关文件及上级指示，了解系统运行方式、设备运行情况和前几值发生的重大事项、各项操作、检修工作、事故情况，了解本值内检修计划、操作项目及注意事项。
2、核对调度模拟盘和屏幕显示画面，检查报表记录和调度值班室内各种设备。
第16条 交、接班调度员作好交、接班准备后，双方起立，开始口头交接班。交班调度员口头向接班调度员交待下列事项：
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1、系统接线方式、各厂（站）运行机炉、保护装置的变更，设备检修情况。
2、本值与上值发生的异常和事故情况。 3、本值内操作进展情况。
4、上级指示、有关文件及有关单位联系事项。 5、通信的使用及变更情况。
6、调度值班室内设备、用具和图纸资料外借情况。 7、调度值班室计算机终端的运行情况。
接班调度员应认真听取交班事项，发现问题及时询问，把情况了解清楚后方可同意接班。接班调度员在交接班记录簿上签名，交班调度员签名后方可离开值班室。
第17条 调度员应按时交接班，如果接班调度员届时未到或有不适宜值班的异常情况，则交班调度员应向领导汇报，并继续工作。
附录2 调度自动化的管理职责
第1条 自动化系统运行管理工作遵循统一领导、分级管理的原则。自动化管理部门对有调度关系的发电厂、变电站自动化系统运行维护
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部门实行专业技术归口管理。各自动化管理和运行维护部门之间应相互配合、紧密合作。
第2条 省调自动化管理部门的职责：
1、负责调度管理范围自动化系统的运行管理和技术指导工作。 2、贯彻执行国家、电力行业和上级颁发的各项规程、标准、导则和规定等。
3、参加调度管辖范围和本级调度机构自动化系统规划的编制及地区自动化系统规划的审核。
4、负责编制调度管辖范围自动化系统的运行、检验规程及规定，参与区域电力市场运营规则、并网调度协议的制定。 5、负责或参与系统内自动化系统相关安全性评价工作。 6、负责本级调度机构主站系统的安全。
7、参加审核调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。
8、监督调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。
9、负责本级调度机构主站系统的建设和运行维护。
10、参加审核调度管辖范围内子站设备的年度更新改造项目。 11、审批调度管辖范围内子站设备的年度定检计划和临检申请，编制主站系统的技术改造和大修计划。
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12、负责调度管理范围内自动化系统运行情况的统计和分析，并定期上报和下发。
13、参加调度管辖范围内自动化系统重大故障的调查和分析。 14、组织系统内和调度管辖厂站自动化系统的技术交流、人员培训、运行考核等工作。
15、保证向有关调度传送信息的正确性。 16、完成上级部门安排的有关工作。 第3条 地调自动化管理部门的职责：
1、负责调度管理范围自动化系统的运行管理和技术指导工作。 2、贯彻执行国家、电力行业和上级颁发的各项规程、标准、导则和规定等。
3、参加本地区自动化系统的规划编制和县级自动化系统规划的审核。
4、负责编制本地区自动化系统的运行、检修规程及规定。 5、负责本级调度机构主站系统的安全。
6、参加审核调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。
7、监督调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。
8、负责本级调度机构主站系统的建设和运行维护。
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9、负责编制并上报运行维护子站设备及本调度机构主站系统的年度定检计划和年度更新改造计划。
10、审批县调上报的调度管辖范围内子站设备年度定检计划和临检申请。
11、负责调度管辖范围内子站设备的运行维护，编制子站设备的现场运行规程及使用说明。
12、负责调度管理范围自动化系统的运行统计和分析，并定期上报和下发。
13、参加调度管理范围内自动化系统重大故障的调查和分析。 14、组织调度管理范围内自动化专业人员的培训、技术交流、运行考核等工作。
15、参加上级调度机构组织的自动化系统技术培训、交流。 16、保证向有关调度传送信息的正确性。 17、完成上级部门布置的有关工作。 第4条 县调自动化管理部门的职责：
1、贯彻执行国家、电力行业和上级颁发的各项规程、标准、导则和规定等。
2、参加本县自动化系统的规划编制。
3、负责编制本县自动化系统的运行、检修规程及规定。 4、负责本级调度机构主站系统的安全。
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5、参加审核调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。
6、监督调度管辖范围内新（改、扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。
7、负责本级调度机构主站系统的建设和运行维护。
8、负责编制并上报运行维护子站设备及本调度机构主站系统的年度定检计划和年度更新改造计划。
9、制定并实施调度管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检任务。
10、负责调度管辖范围内子站设备的运行维护。
11、负责调度管辖范围自动化系统的运行统计和分析，并定期上报。
12、参加上级调度机构组织的自动化系统技术培训、交流。 13、保证向有关调度互送信息的正确性。 14、完成上级部门安排的有关工作。
第5条 发电厂、变电站自动化设备运行维护部门职责：
1、贯彻执行国家、电力行业和上级颁发的各项规程、标准、导则和规定等。
2、参加运行维护范围内新（改、扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标等工作。
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3、负责或参加运行维护范围内新（改、扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并参加培训。
4、编制子站设备的现场运行规程及使用说明。 5、负责子站设备的安全防护工作。 6、提出子站设备临时检修申请并负责实施。 7、编制子站设备年度更新改造工程计划并负责实施。
8、负责子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析并按期上报。
9、参加所属调度机构组织的自动化系统技术培训、交流。 10、保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性。 11、完成所属调度机构布置的有关工作。
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附录3 电力通信的管理职责
第1条 省调通信机构（部门）主要职责：
1、贯彻执行上级颁发的各种标准、规程和规定，结合系统实际，制定相应的通信专业管理标准、规定及制度。
2、组织或会同有关部门编制湖南电力系统通信网规划和所辖范围的电力通信工程项目计划，参加湖南电力系统通信工程的设计审查和建设。
3、指导和协调地区、并网发电厂的通信规划及主要通信工程项目计划。
4、组织编制和执行系统通信电路运行方式，配合协调新设备投产通信部分的相关工作。
5、负责系统主干电路和本端电力通信设施的运行维护和管理工作，负责系统通信电路运行分析、统计、考核，编制通信月报。办理系统电力通信设备的大修、改造、更新、搬迁及报废的审核、报批。 6、组织通信专业培训、技术考核、经验交流、反事故演习。组织电力通信科技和技改项目实施，推广先进技术。
7、参与或组织有关电力通信事故、障碍的调查分析，制定反事故和技术改进措施。参加有关电力通信的安全性评价工作。 8、负责湖南电力系统通信网的资源管理和统计分析。 9、负责湖南电力系统内的无线电日常管理工作。
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第2条 地调通信机构（部门）的主要职责：
1、贯彻执行上级颁发的各种标准、规程和规定，结合本地区实际，制定相应的通信专业管理标准、规定和制度。
2、组织或会同有关部门编制地区电力系统通信网规划和所辖范围的电力通信工程项目计划，参加地区电力通信工程的设计审查和建设。
3、指导所辖县的电力通信管理工作；参加审查或批准所辖县的主要通信工程项目计划。
4、组织编制和执行所辖范围内通信电路运行方式，配合协调新设备投产通信部分的相关工作。
5、负责管辖范围内电力通信电路和设施的运行维护和管理工作，确保电力通信电路和设备处于完好状态，及时消除电路和设备故障，保持电路畅通和安全运行。负责编制地区通信月报，定期上报运行分析及统计报表。
6、办理管辖范围内设备的大修、改造、更新、搬迁及报废的申请。按照上级电力通信机构（部门）的要求做好通信电路的开通、转接，电路的投入、退出等工作。
7、组织、参加电力通信专业培训、技术考核、反事故演习。 8、参加有关电力通信事故、障碍的调查分析。制定并落实改进措施。
9、按照上级调度规程的有关原则，结合地区实际情况，制定县调通信专业的管理职责，加强对县调的管理。
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第3条 并网发电厂电力通信部门的主要职责：
1、贯彻执行国家、电力行业和所并电网电力通信管理部门颁发的相关标准、规程和规定。
2、负责发电厂内通信电路的接入、通信设备的运行维护和管理工作，在电力通信部门的指挥和协调下，及时排除故障。 3、参加电力通信专业培训、技术考核、反事故演习。
4、参加有关电力通信事故、障碍的调查分析，制定并落实改进措施。
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附录4 湖南电力系统发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则
一、发电厂、变电站、线路命名规定
第1条 省调调度管辖的设备，由省调负责命名和编号的审批。地调调度管辖的设备，由地调负责命名和编号的审批，同时报省调备案。县调调度管辖的设备，由县调负责命名和编号的审批，同时报地调备案。
第2条 发电厂（站）、变电站命名一般应以其所在地的小地名命名，不以大地名命名。只有当该地名与原有其他厂名、站名发生矛盾时，才另行取名。
第3条 35千伏及以上线路命名：
1、电厂与变电站之间联线命名——按厂名、站名各取第一字头组合而成。厂名字头排前、站名字头排后。例如：东城线。
2、电厂与电厂、变电站与变电站之间联络线的命名——按厂名、厂名与站名、站名各取第一个字头，且按线路小杆号侧单位字头排前、大杆号侧单位字头排后。例如：江关线、云树线。
3、线路名称配以线路断路器的系统编号即为线路双重称号。例如：云树线（云628—树604）。
4、联结相同起止点的多回线路，在线路地址名称后附加罗马数字编号。如：云白Ⅰ线、云白Ⅱ线。
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5、T接线路：按电厂（站）排列的先后顺序各取第一个字头组合而成。例如：火焰变T接至黎托至树木岭变的线路命名为黎火树线。 第4条 线路只有唯一确定的名称，例如：柘上线——无论是在柘溪水电站、上渡变电站，还是在湖南电力系统其他单位（部门）均称为柘上线。
二、湖南电力系统设备编号原则
第5条 湖南电力系统设备应按竣工后实际设备图纸进行统一编号。500千伏电压级设备按华中网调确定的原则编号。
第6条 湖南电力系统设备以厂名或站名取第一字头（特殊情况除外）配以厂内或站内设备编号即为系统编号。
第7条 厂、站内设备编号由阿拉伯数字、英文字母及符号组成，同一厂内或站内设备只有唯一编号： 1、第一个字用阿拉伯数字代表电压级：
2.3～3.3千伏为“1” 6.0千伏为“2” 10～20千伏为“3” 35千伏为“4” 110千伏为“5” 220千伏为“6”
2、断路器编号的第二、三个字用阿拉伯数字取偶数表示，自00号编起。
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3、变压器、线路、发电机出口和母线桥没有断路器而仅有隔离开关或熔断器（保险）者，其隔离开关或熔断器（保险）编号的第二、三个字用阿拉伯数字取奇数表示，自01号编起。
4、断路器及其线路侧电压互感器的隔离开关在断路器编号后跟随固定编号：
⑴ 断路器靠Ⅰ母线侧隔离开关为“1” ⑵ 断路器靠Ⅱ母线侧隔离开关为“2” ⑶ 断路器靠线路侧隔离开关为“3”
⑷ 断路器靠线路侧电压互感器隔离开关为“4”
5、采取从属设备和固定编号相结合进行编号的隔离开关： ⑴ 母线电压互感器、母线避雷器和变压器中性点的隔离开关第二字为“×”。
⑵ 发电机电压互感器和避雷器的隔离开关第二字为“Gn”（n为发电机序号）。
⑶ 第三字用阿拉伯数字表示从属设备：从属Ⅰ母线侧为“1”，从属Ⅱ母线侧为“2”，从属变压器的为该变压器号，从属互感器组的为该互感器组号。
⑷ 第四字用阿拉伯数字表示固定编号：电压互感器隔离开关为“4”，避雷器隔离开关为“5”，变压器中性点隔离开关为“6”。 ⑸ 对于220千伏旁母或母线上的三相融冰短路隔离开关，统一编号“607”。对于220千伏母线与110千伏母线之间的融冰联络隔离
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开关，在110千伏场地的融冰联络隔离开关编号为“5607”，在220千伏场地的融冰联络隔离开关编号为“6507”。
6、接地隔离开关编号，在所属隔离开关编号右上角加“-1”或“-2”或“-3” 或“-4”等。
7、线路中间临时断路器、隔离开关均采用线路杆号作为其编号。 8、隔离开关固定编号及举例：
35千伏Ⅰ组母线电压互感器隔离开关为4×14
10千伏#5机电压互感器隔离开关为3G514、3G524、3G534 10千伏#6机中性点隔离开关为3G66 402线路电压互感器隔离开关为4024 6千伏Ⅱ母线避雷器隔离开关为2×25 6千伏 #1机避雷器隔离开关为2G115 500断路器旁路隔离开关为5005
35千伏#1主变中性点消弧线圈隔离开关为4×16 110千伏#7主变中性点接地隔离开关为5×76 4243隔离开关的接地隔离开关为4243-1
第8条 设备编号顺序，配电室面对设备，变电站面对线路自左至右或从固定端向扩建端进行。
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附录5 主要设备调度标准名称表
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 设备名称 汽轮机、水轮机、燃气轮机等发电机组 锅炉 变压器 母线 旁路母线 各种形式的隔离开关的统称 母线侧隔离开关 线路侧隔离开关 变压器侧隔离开关 发电机侧隔离开关 接地隔离开关 中性点接地隔离开关 母线联络隔离开关 各类型断路器的统称 母线联络断路器 母线与旁路母线的联络断路器 母联兼旁路断路器 变压器断路器 发电机断路器 线路断路器 输电线路 线路架空地线 电力电缆 电流互感器 电压互感器 消弧线圈 并联无功静止补偿器 并联补偿电容器 变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻 线路串联无功补偿装置 精美排版
调度标准名称 #×机（G） #×炉（K） #×变（T） ×组母线 旁母 ×隔离开关 母线隔离开关 线路隔离开关 变压器隔离开关 发电机隔离开关 接地隔离开关 中性点隔离开关 母联隔离开关 ×断路器 母联断路器 旁路断路器 母联兼旁路断路器 变压器断路器 发电机断路器 线路断路器 线路 架空地线 电缆 TA TV 消弧线圈 静补 电容器 接地电阻 串补 31 32 33 34 线路串联电抗器 500kV及以上并联电抗器 220kV并联电抗器 220kV以下并联电抗器 串联电抗器 ×高抗 ×中抗 ×低抗 35 结合滤波器 36 阻波器 37 耦合电容器 38 避雷器 ×：表示设备编号
结合滤波器 阻波器 耦合电容器 避雷器 精美排版
附录6 调度术语表 第1条 设备状态
1、运行：对于电气设备，其相应断路器和隔离开关（不包括接地隔离开关）在合上位置。
2、热备用：对于线路、母线、发电机、变压器等电气设备，其断路器断开，断路器两侧相应隔离开关处于合上位置，相关接地隔离开关断开。
3、冷备用：对于线路、母线、发电机、变压器、互感器等电气设备，其断路器断开，有关隔离开关和相关接地隔离开关在断开位置。 4、检修：对于电气设备，相应的隔离开关（不包括接地隔离开关）在断开位置，并按《电业安全工作规程》要求已作好安全措施。 第2条 调度管理
1、调度管辖范围指调度机构管理的系统设备范围。
2、调度指令系指值班调度员根据国家授权，为维护系统安全、优质、经济运行，根据系统实际运行情况，向调度对象发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的总称。例如开停发电机、调相机或增减出力的指令，送变电设备投入或退出运行、倒闸操作的指令，投退保护装置，或更改整定值的指令，限电指令等。
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3、直接调度是调度机构对调度管辖的设备直接进行调度管理。 4、委托调度即调度机构将其调度管辖的设备委托第三方进行调度管理。
5、许可调度指由下级调度对其调度管辖的设备进行调度管理，但需要征得上级调度的许可。 第3条 保护装置
1、调整：保护装置定值。
2、动作：保护装置（如高频保护、距离保护、低频减载、低频解列等）。指保护装置发出口跳闸信号。
3、投入：保护装置。指将保护装置投入跳闸。 4、退出：保护装置。
⑴ 退出XX屏全套保护装置：指退出保护装置出口跳闸压板。 ⑵ 退出XX屏XX保护装置：指多套保护装置共用跳闸压板时，退出某套保护装置的功能压板。
⑶ 退出重合闸：指重合闸采用“停用”方式，即将“方式”开关切换到“停用”位置，断开重合闸合闸出口压板。
⑷ 退出失灵保护：指退出失灵保护跳所有断路器的出口压板。 ⑸ 退出XX断路器的失灵保护：指退出失灵保护跳XX断路器的出口压板。
5、投入信号：保护装置。指保护装置已运行，其跳闸出口未投。 6、保护改跳：由于方式的改变，将电气设备的保护改为不跳本设备断路器而跳其它断路器。
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7、保护装置具备投运条件：保护装置具有书面可以投运的结论。 第4条 运行调整
1、调整：电气参数（如频率、电压、电流、有功、无功等）、变压器或消弧线圈分头。 2、投入：无功补偿装置。 3、提高（降低）：频率、电压。 4、加（减）：有功、无功。
5、功率（有功、无功）方向的规定：由线路流向母线规定为“送进”，定为“－”。由母线流向线路规定为“送出”，定为“＋”。 6、阿拉伯数字读音规定：“0”读“洞”、 “1”读“幺”、 “2”读“两”、 “7”读“拐”。
7、维持：（有功或无功）出力、电压、频率。 8、过负荷：发电机、调相机、变压器、线路等。 9、试运行：发电机、调相机、线路、变压器、锅炉等。 10、三相不平衡：电流、电压。
11、可调出力：机组实际可能达到的最大生产能力。
12、旋转备用容量：运转设备随时可能发出的最大出力与实际出力之差。
13、备用有功功率：指接入系统且立即可以带负荷的旋转备用功率和能立即启动的水电机组及燃气机组所能接带的有功功率。 14、进相运行：发电机、调相机功率因数角超前运行，吸收系统无功功率。
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15、发电机无励磁运行：运行中的发电机失去励磁后，从系统吸收无功运行。
16、汽轮发电机无（少）蒸汽运行：汽轮发电机并入系统运行后，将主汽门关闭（或通少量蒸汽）作调相运行。 17、发电改调相：发电机由发电改调相运行。 18、调相改发电：发电机由调相改发电运行。 第5条 操作及事故处理
1、合上（拉开）：断路器、隔离开关。 2、跳闸：断路器。
3、重合成功（不成功）：断路器。 4、装上（取下）：熔断器（保险）。 5、合（开）：合（开）环。 6、开（停）机：发电机、调相机。
7、解（并）列：发电机、调相机、电网、系统。 8、核对：相序（相位）。 9、灭火：锅炉。
10、升炉：锅炉点火至汽压、汽温升至额定值或汽机冲转。 11、并汽：锅炉汽压、汽温升至额定值，与其它锅炉并列运行。 12、压火：锅炉主汽门关闭，炉膛不熄火，保持一定汽压。 13、停炉：锅炉主汽门关闭、熄火。 14、非全相运行：电气设备一相或二相运行。
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15、具备受电条件：新设备安装、调试、验收完毕，符合《新设备投运方案》中的投运条件。
16、冲击合闸：线路、变压器、母线、电抗器、互感器、电容器。 17、零起升压：发电机对变压器、线路。
18、强送电：电气设备事故跳闸后未经处理即行送电。 19、试送电：电气设备故障消除后的送电。
20、带电巡线：对处于运行或备用状态下的线路巡线。 21、停电巡线：对处于检修状态下的线路巡线。
22、事故巡线：线路发生事故后，为查明故障原因的巡线。 23、备用：指设备具备投入运行的条件。
24、退出备用：指设备由具备投入运行的条件转为不具备投入运行的条件。 第6条 检修
1、定期检修：按规程或厂家规定的检修周期进行的检修。 2、计划检修：根据调度机构下达的检修计划而由调度机构统一安排的检修。
3、临时检修：计划外临时批准的检修。 4、事故检修：因设备故障进行的紧急检修。
5、装设（拆除）：地线（即三相短路接地线）、短路排。 6、悬挂（取下）：标示牌。
7、具备停电条件：准备停电设备停下后不会使其他设备过载或线路稳定破坏，或由该准备停电设备供电的用户负荷已转走或已经停
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电，对有“T”接用户或电厂的线路还包括“T”接用户或电厂的线路有一个明显断开点，不会向该线路倒送电。
8、检修可以开工：准备检修设备已处于检修状态（或设备检修所要求的状态），
⑴ 对调度：电气设备的状态转换已经完成，已转为检修状态（或设备检修所要求的状态）。
⑵ 对现场：安全措施全部布置完毕，符合《电业安全工作规程》的要求，设备处于检修状态（或设备检修所要求的状态）。 9、检修竣工，具备复电条件：设备已检修好，检修人员已撤离检修现场，工作票已收回，设备处于调度通知检修开工时的状态。 第7条 断路器、隔离开关的操作
1、拉开××（设备或线路名称）×××断路器 2、合上××（设备或线路名称）×××断路器 3、拉开××（设备或线路名称）×××隔离开关 4、合上××（设备或线路名称）×××隔离开关 第8条 拆装地线
1、拆除×××（挂地线地点）地线（×）组 2、在×××（挂地线地点）装设地线（×）组 第9条 核相（指核对相位、相序）
1、用××千伏的×××电压互感器（TV）和××千伏的××电压互感器（TV）进行核相
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2、在××（设备或线路名称）的××隔离开关两侧用核相杆进行核相
第10条 解列、并列
1、用××（设备或线路名称）的×××断路器解列 2、用××（设备或线路名称）的×××断路器同期并列 第11条 解环、合环
1、用××（设备或线路名称）的×××断路器或隔离开关解环 2、用××（设备或线路名称）的×××断路器或隔离开关合环 第12条 保护装置投、退
1、投入××（设备名称）的×××保护装置 2、退出××（设备名称）的×××保护装置 3、投入××线××断路器的××保护装置 4、退出××线××断路器的××保护装置 第13条 投入、退出联跳
1、投入××（设备或线路名称）的×××断路器联跳××（设备或线路名称）的×××断路器（压板）
2、退出××（设备或线路名称）的×××断路器联跳××（设备或线路名称）的×××断路器（压板） 第14条 投入、退出某种装置跳某个断路器
1、投入××装置跳××（设备或线路名称）的×××断路器（压板）
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2、退出××装置跳××（设备或线路名称）的×××断路器（压板）
第15条 保护装置改跳
1、××（设备或线路名称）的×××断路器××保护改跳××（设备或线路名称）的×××断路器
2、××（设备或线路名称）的×××断路器××保护改跳本断路器
第16条 保护改投信号
××（设备或线路名称）的×××断路器××保护改投信号 第17条 投入、退出重合闸和改变重合闸重合方式 1、投入××线的×××断路器的重合闸
2、退出××线的×××断路器的重合闸（即重合闸采用停用方式） 3、投入××线的×××断路器单相（或三相）重合闸 4、××线路×××断路器的重合闸由无压重合改为同期重合 5、××线路×××断路器的重合闸由同期重合改为无压重合 6、××线路×××断路器的重合闸由单相重合改为三相重合 7、××线路×××断路器的重合闸由单相重合改为综合重合 8、××线路×××断路器的重合闸由综合重合改为单相重合 9、××线路×××断路器的重合闸由三相重合改为单相重合 10、××线的×××断路器的重合闸由三相重合改为综合重合 第18条 线路跳闸后送电
1、用×××断路器对××线路试送电一次
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2、用×××断路器对××线路强送电一次 第19条 对新线路或新变压器冲击
用××（设备或线路名称）的×××断路器对××（线路或变压器名称）冲击×次 第20条 变压器调分头
将×号变压器（高压或中压）侧分头由×档（或××千伏）调为×档（或××千伏） 第21条 断路器
1、将××（设备或线路名称）的×××断路器由运行转检修，即拉开该断路器及其两侧隔离开关，在断路器两侧装设地线（或合上接地隔离开关）。
2、将××（设备或线路名称）的×××断路器由检修转运行，即拆除该断路器两侧地线（或拉开接地隔离开关）。合上该断路器两侧隔离开关（母线隔离开关按方式规定合上）。合上断路器。 3、将××（设备或线路名称）的×××断路器由热备用转检修，即拉开该断路器两侧隔离开关，在该断路器两侧装设地线（或合上接地隔离开关）。
4、将××（设备或线路名称）的×××断路器由检修转热备用，即拆除该断路器两侧地线（或拉开接地隔离开关）。合上该断路器两侧隔离开关（母线隔离开关按方式规定合上）。
5、将××（设备或线路名称）的×××断路器由冷备用转检修，即在该断路器两侧装设地线（或合上接地隔离开关）。
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6、将××（设备或线路名称）的×××断路器由检修转冷备用，即拆除该断路器两侧地线（或拉开接地隔离开关）。
7、将××（旁路或母联）×××断路器通过×母线代××（设备或线路名称）的×××断路器；××（设备或线路名称）的×××断路器由运行转检修。即按母线方式倒为用旁路（或母联）断路器代××（设备或线路名称）的×××断路器方式。拉开被代断路器及其两侧隔离开关，在该断路器两侧装设地线（或合上接地隔离开关）。 第22条 线路
1、 将××线路由运行转热备用
⑴ 对值班调度：指拉开该线路各侧断路器。 ⑵ 对现场：指拉开该线路本侧运行的各个断路器。 2、将××线路由热备用转冷备用
⑴ 对值班调度：指拉开该线路各侧有关隔离开关（包括可能向线路反送电的TV），使各侧的各方面至少有一个明显的断开点。 ⑵ 对现场：指拉开本侧该线路所属隔离开关（出线隔离开关和旁母隔离开关）或母线侧隔离开关（当出线隔离开关拉不开时）。对可能向该线路反送电的TV，还须从高压或低压侧断开。使各方面至少有一个明显的断开点。
3、将××线路由冷备用转检修
⑴ 对值班调度：指该线路各侧均已作好安全措施。
⑵ 对现场：指合上本侧该线路接地刀闸或在线路侧装设接地线，在一经合闸即可向线路送电的断路器和隔离开关操作把手上悬挂“禁
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止合闸，线路有人工作”的标示牌。安全措施的设置符合《电业安全工作规程》要求。
4、将××线路由检修转冷备用
⑴ 对值班调度：指拆除该线路各侧安全措施。 ⑵ 对现场：指拆除本侧该线路各项安全措施。 5、将××线路由冷备用转热备用
⑴ 对值班调度：指合上该线路各侧或一侧准备投入运行断路器两侧的相应隔离开关（包括为防止向线路反送电而断开的TV）。 ⑵ 对现场：指合上本侧为防止向线路反送电而拉开的TV高压侧隔离开关和低压侧二次快分开关（或熔断器）。合上该线路本侧准备投入运行断路器两侧相应的隔离开关，如用旁路断路器通过旁路母线代线路运行，包括合上该线路旁路隔离开关（即包含旁路母线、旁路断路器转热备用），断路器母线侧隔离开关按方式规定合上。对于角形接线包括合上该线路隔离开关。 6、将××线路由热备用转运行
⑴ 对值班调度：指合上该线路各侧或一侧准备投入运行且已转热备用的各断路器。
⑵ 对现场：指合上本侧该线路准备投入运行且已转热备用的各断路器。
第23条 变压器
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1、将×号变压器由运行转检修，即拉开该变压器的各侧断路器、隔离开关，并在该变压器上可能来电的各侧装设地线（或合上接地隔离开关）。
2、将×号变压器由检修转运行，即拆除该变压器的各侧地线（或断开接地隔离开关）。合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的隔离开关和断路器。
3、将×号变压器由运行转热备用，即拉开该变压器各侧断路器。 4、将×号变压器由热备用转运行，即合上除有检修要求不能合或方式明确不合的断路器以外的断路器。
5、将×号变压器由运行转冷备用，即拉开该变压器各侧断路器，拉开该变压器各侧隔离开关。
6、将×号变压器由冷备用转运行，即合上除有检修要求不能合或方式明确不合的隔离开关、断路器以外的隔离开关、断路器。 7、将×号变压器由热备用转检修，即拉开该变压器各侧隔离开关，在该变压器上可能来电的各侧装设地线（或合上接地隔离开关）。 8、将×号变压器由检修转为热备用，即拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地隔离开关），合上除有检修要求不能合或方式明确不合的隔离开关以外的隔离开关。
9、将×号变压器由冷备用转检修，即在该变压器上可能来电的各侧装设地线（或合上接地隔离开关）。
10、将×号变压器由检修转冷备用，即拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地隔离开关）。
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注：不包括变压器中性点隔离开关的操作。中性点隔离开关的操作由调度下操作指令或根据现场规定（或系统要求）进行操作。 第24条 母线
1、将××千伏×母线由运行转检修
⑴ 对于双母线结线：将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，拉开母联断路器和隔离开关，并在该母线上装设地线（或合上接地隔离开关）。
⑵ 对单母线或一个半断路器接线：拉开该母线上所有元件断路器后，拉开该母线上所有元件的隔离开关，再在母线上装设地线（或合上接地隔离开关）。
⑶ 对单母线断路器分段结线：拉开该母线上所有的断路器和隔离开关，在母线上装设地线（或合上接地隔离开关）。 2、将××千伏×母线由检修转运行
⑴ 对于双母线结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地隔离开关），合上TV隔离开关和母联隔离开关，用母联断路器对该母线充电。
⑵ 对单母线或一个半断路器结线：拆除母线上的地线（或拉开接地隔离开关），合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的隔离开关（包括TV隔离开关）和断路器。
⑶ 对单母线断路器分段结线：同单母线或一个半断路器结线。 3、将××千伏×母线由热备用转运行
⑴ 对于双母线结线：合上母联断路器对该母线充电。
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⑵ 对于单母线或一个半断路器结线：合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的断路器。
⑶ 对于单母线断路器分段结线：同单母线或一个半断路器结线。 4、将××千伏×母线由运行转热备用
⑴ 对于双母线结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行。拉开母联断路器。
⑵ 对于单母线或一个半断路器结线：拉开该母线上所有元件的断路器。
⑶ 对于单母线断路器分段接线：拉开该母线上所有元件的断路器及母线分段断路器。
5、将××千伏×母线由冷备用转运行
⑴ 对于双母线结线：合上该母线TV隔离开关及母联隔离开关后，合上母联断路器对该母线充电。
⑵ 对单母线或一个半断路器结线：合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的隔离开关及TV隔离开关后，合上该母线上除有检修要求不合或方式明确不合以外的断路器。
⑶ 对单母线断路器分段结线：同单母线或一个半断路器结线。 6、将××千伏×母线由运行转冷备用
⑴ 对于双母结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行。拉开母联断路器，拉开该母线上全部元件隔离开关。 ⑵ 对于单母线或一个半断路器结线：拉开该母线上所有元件的断路器后，拉开该母线上所有元件的隔离开关。
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⑶ 对于单母线断路器分段接线：拉开该母线上所有元件的断路器及母线分段断路器后，拉开该母线上所有元件的隔离开关及母线分段断路器的隔离开关。
7、将××千伏×母线由检修转热备用
⑴ 对于双母线结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地隔离开关），合上TV隔离开关和母联隔离开关。
⑵ 对单母线或一个半断路器结线：拆除母线上的地线（或拉开接地隔离开关），合上该母线上除因设备检修等要求不能合的隔离开关以外的所有元件的隔离开关。
⑶ 对单母线断路器分段结线：拆除该母线上地线（或拉开接地隔离开关），合上该母线上除有检修要求不能合的隔离开关以外的所有元件的隔离开关。
8、将××千伏×母线由热备用转检修，即拉开该母线上全部隔离开关，在该母线上装设地线（或合上接地隔离开关）。 9、将××千伏×母线由检修转冷备用
⑴ 对于双母线结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地隔离开关）。
⑵ 对单母线或一个半断路器结线：拆除母线上的地线（或拉开接地隔离开关）。
⑶ 对单母线断路器分段结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地隔离开关）。
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10、将××千伏×母线由冷备用转检修，即在该母线上装设地线（或合上接地隔离开关）。
11、将××千伏母线方式倒为正常方式，即倒为调度机构规定的母线正常结线方式（包括母联及变压器断路器的状态）。 12、将××（设备或线路名称）×××断路器倒×母运行。 13、将××（设备或线路名称）×××断路器倒×母热备用。 14、将220千伏设备全部倒×母，即将220千伏断路器全部倒至×母运行或热备用。 第25条 TV
1、将××千伏×母线×TV由运行转检修，即切换×TV负荷，拉开该TV隔离开关。取下二次熔断器（保险）。在×TV上装设地线（或合上接地隔离开关）。
2、将××千伏×母线×TV由检修转运行，即拆除该TV上地线（或拉开接地隔离开关）。合上该TV隔离开关。合上二次熔断器（保险）。切换×TV负荷。 第26条 调整
1、解列期间由你厂负责调频，即地区系统与主系统解列单独运行时由调度机构临时指定某发电厂为调频电厂，负责局部系统的调频。 2、解列期间由你局（所）调度负责频率监督和调整，即地区系统与主系统解列单独运行时，由上级调度机构指定单独运行系统中某一调度机构临时负责监视和调整所在系统的频率。
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附录7 负荷管理的有关计算公式
1、负荷预测偏差率
（考核点预测负荷－考核点实际负荷）/考核点实际负荷×100% 2、日负荷预测准确率
（1-）×100%
3、月（年）负荷预测准确率
（∑日负荷预测准确率）/月（年）日历天数
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附录8
表1 电力系统电压正弦波形畸变率极限值（相电压）
标称电压（千伏） 0.38 6 10 35 66 110 电压总谐波畸变率% 5.0 4.0 3.0 2.0 各次谐波电压含有率% 奇次 偶次 4.0 2.0 3.2 2.4 1.6 1.6 1.2 0.8
表2 用户注入电力系统的谐波电流允许值
基 准 电 压 (kV) 基准 短路 容 谐波次数及谐波电流允许值 精美排版
量 (MVA) 0.38 6 10 35 66 110 10 100 100 250 500 750 2 78 43 26 15 16 12 3 62 34 20 12 13 9.6 4 39 21 13 7.7 8.1 6.0 5 62 34 20 12 13 9.6 6 26 14 8.5 5.1 5.4 4.0 7 44 24 15 8.8 9.3 6.8 8 19 11 6.4 3.8 4.1 3.0 9 21 11 6.8 4.1 4.3 3.2 10 16 8.5 5.1 3.1 3.3 2.4 11 28 16 9.3 5.6 5.9 4.3 12 13 7.1 4.3 2.6 2.7 2.0 13 24 13 7.9 4.7 5.0 3.7 14 11 6.1 3.7 2.2 2.3 1.7 15 12 6.8 4.1 2.5 2.6 1.9 16 9.7 5.3 3.2 1.9 2.0 1.5 17 18 10 6.0 3.6 3.8 2.8 18 8.6 4.7 2.8 1.7 1.8 1.3 19 16 9.0 5.4 3.2 3.4 2.5 20 7.8 4.3 2.6 1.5 1.6 1.2 21 8.9 4.9 2.9 1.8 1.9 1.4 22 7.1 3.9 2.3 1.4 1.5 1.1 23 14 7.4 4.5 2.7 2.8 2.1 24 6.5 3.6 2.1 1.3 1.4 1.0 25 12 6.8 4.1 2.5 2.6 1.9 公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（方均根值）不应超过表2中规定的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于表2基准短路容量时，按下式修正表2中的谐波电流允许值：
Ih＝（Sk1/Sk2）×Ihp
式中：Sk1——公共连接点的最小短路容量，MVA。 Sk2——基准短路容量，MVA。
Ihp——表2中的第h次谐波电流允许值，A。 Ih——短路容量为Sk1时的第h次谐波电流允许值。
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附录9 导线的允许长期工作电流 表1 LGJ钢芯铝绞线长期允许载流量
导线标称截面（mm2） 95 120 150 185 240 300 400 导线长期允许载流量（安） 导线最高温度（＋70℃） 导线最高温度（＋80℃） 355 365 405 415 460 470 535 545 645 655 735 740 875 880 注：⑴ 本表载流量系按基准环境温度+25℃、风速0.5m/s、幅射系数及吸热系数为0.5，海拔高度为1000m的条件计算的。最高允许温度+70℃，未考虑日照影响；最高允许温度+80℃，考虑0.1W/cm2日照的影响。
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⑵ 本表根据《电力安全手册》中国电力出版社1997年2月第一版所提供的数据整理而成，各型钢芯铝绞线（LGJQ、LGJ、LGJJ）均可按上述数据运行，湖南电网现有极个别LGJQ—332型号导线，可按LGJ—300导线数据运行。
表2 铝包钢绞线长期允许载流量
导线型号 GLZJ—465 GLZJ—563 导线长期允许载流量（安） 615 800 注：⑴ 本表载流量系指在基准环境温度+40℃时保证导线安全运行的长期工作电流。
⑵ 导线截面选择趋向按运行30年，强度损失不超过7%～10%来规定其最高允许温度。中国根据这个原则确定导线最高允许温度是：钢绞线125℃，钢芯铝绞线80℃，钢芯铝包钢绞线100℃，耐热铝合金绞线150℃～200℃。
⑶ 分裂导线计算载流量时，忽略邻近效应，故总载流量可按单根导线载流量乘分裂根数得到。
表3 裸导线载流量的综合校正系数
最高允许－5 温度 ＋70℃ ＋实际环境温度（℃） 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1.29 1.24 1.20 1.15 1.11 1.05 1.00 0.94 0.88 0.81 0.74 0.67 1.05 1.00 0.95 0.89 0.83 0.76 0.69 精美排版
80℃
附录10 逐项操作指令票和综合操作指令票的格式及举例
已执行或作废 （章） 逐项操作指令票
第200701008号 第1页 2007年1月3日
操作任务 系统 单位 单位 预计 220kV群早线（群612－早614）由运行转检修 内容 精美排版
下令人 受令人 下令 汇报人 受理人 汇报 操作 顺序 一 二 三 四 备 注 栏 群变 早变 群变 早变 群变 早变 901 003 操作 顺序 1 1 2 2 3 3 1 1 时间 7:00 7:00 7:00后 7:00后 时间 将群早线612线路转热备用。 将群早线614线路转热备用。 将群早线612线路转冷备用。 将群早线614线路转冷备用。 将群早线612线路转检修。 将群早线614线路转检修。 群早线已转检修。 群早线已转检修。 时间 拟写 审核 预发 预发 单位 姓名 时间 评价：（盖章） 评价人：（签字）
已执行或作废 （章） 逐项操作指令票
第200701009号 第1页 2007年1月3日
操作 任务 系统 操作 顺序 单位 500kV石岗线（石5003、5004－岗5042、5043）由检修转运行 单位 操作 顺序 预计 时间 内容 下令人 受令人 下令 时间 汇报人 受理人 汇报 时间 精美排版
一 石厂 1 18:00 将石岗线5003、5004线路转冷备用。 将石岗线5042、5043线路转冷备用。 将石岗线5042、5043开关转热备用 退出5042、5043间短引线保护， 投入石岗线线路保护，远跳保护， 投入石岗线5043开关ZCH 将石岗线5042、5043线路转热备用 将石岗线5042、5043线路转运行。 石岗线已由岗侧充电 500kV石岗线已转运行。 二 三 备 岗变 岗变 石厂 003 1 2 3 4 5 2 1 18:00 18:00后 此令按岗侧500kV合环状态拟写。 注 栏 拟写 单位 审核 预发 姓名 预发 时间 评价：（盖章） 评价人：（签字）
已执行或作废 （章） 综合操作指令票
第200701012号 第1页 2007年1月3日
操作单位 玉潭变电站 精美排版
操作任务 注 意 事 项 220kVⅡ母冲击受电 具体操作步骤如下： 1、将220kVⅡ母转热备用。 2、合上母联600开关对220kVⅡ母冲击合闸三次，正常后不拉开。 3、将220kV母线方式倒为正常方式。 下令时下令 受令人 间 人 执汇报时汇报 行 受理人 间 人 拟写 审核 预发 评价：（盖章） 评价人：（签字）
附录11 保护装置调度运行规定
第1条 下述情况由值班人员遵照下列原则自行处理，如有问题应立即报告值班调度员：
1、保护装置二次交流电压倒换，退出可能因失压而误动的保护装置。
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2、一次设备或保护装置检修、试验时，退出该保护装置跳运行断路器的压板和启动运行装置的压板（必要时可解开其联线）。 3、一次设备冷备用状态时，退出该设备保护装置跳运行断路器的压板和启动运行装置的压板。
4、若电流互感器试验或工作涉及其二次回路时，解开其二次侧接至运行保护装置的端头。
5、当母联或母联分段（兼旁路）断路器代线路断路器运行时，退出其他元件保护联跳母联的压板，退出母联非全相保护；当母联或母联分段（兼旁路）断路器恢复为母联断路器运行时，退出母联或母联分段（兼旁路）断路器代线路断路器保护，投入其他元件保护联跳母联的压板，投入母联非全相保护。
6、旁路断路器、母联或母联分段（兼旁路）断路器代元件（含线路和主变，下同）断路器运行或被代元件断路器恢复正常运行方式时，主变保护、母差保护、失灵保护以及安全自动装置等压板相应的投切。 7、母线充电保护在母线充电时投入，充电正常后退出。 8、具有两套重合闸的微机线路保护装置，运行中若其中一块保护屏因故（如直流电源消失等）需退出整屏的保护出口压板时，应将该屏的重合闸启动压板和合闸出口压板退出，同时投入另一块屏上的合闸出口压板（要求重合闸退出者除外）。 9、断路器失灵保护启动压板的投退。
第2条 就允许负荷电流而言，保护定值调整原则： 1、定值由小调大，先调定值，后改变运行方式。
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2、定值由大调小，先改变运行方式，后调定值。
第3条 当二次交流电压切断时，应退出该电压供电的下述保护装置：
1、功率方向比较式高频保护
2、独立的载波闭锁距离、零序方向保护 3、距离保护
4、低电压保护、低电压减载、低电压解列装置和继电强励 5、低频减载、低频解列装置 6、振荡解列装置
7、故障录波装置的低电压启动回路压板 8、检定无压重合闸装置 9、其他可能误动的保护装置
第4条 下述保护装置，当二次交流电压切断时若需继续使用，应作如下处理：
1、带方向的电流保护，将其改为不带方向的电流保护且应考虑与反方向保护间的配合问题。
2、电流电压保护（若带方向，将其改为不带方向）应保证在正常负荷电流下不误动，且应考虑与相邻级保护间的配合问题。 第5条 当保护装置中的两个交流电压切换中间继电器同时动作发信号时，在发信号期间，不允许断开母联断路器，以防电压互感器反充电。
第6条 旁路断路器代元件断路器运行时：
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1、代变压器断路器运行时，应将变压器被代侧差动保护电流互感器由本断路器电流互感器切换至旁路断路器或变压器套管电流互感器。恢复本断路器运行时，应切换至本断路器电流互感器。 2、代线路断路器运行时，操作前退出被代线路两侧的纵联保护和重合闸，投入旁路断路器的距离和方向零序保护。操作完毕后投入该线路可以切换的纵联保护和重合闸。 第7条 纵联保护装置
1、按规定投入运行的闭锁式载波纵联保护装置（包括出线断路器检修和退出跳闸压板试运行的装置）应在每天9:00进行一次通道测试。若测试数据异常时，应按湖南电力系统《高频保护装置运行规程》规定处理。
2、闭锁式载波纵联保护装置投入跳闸前或动作跳闸后，应交换信号。
3、保护通道检修或故障时，应退出跳闸压板。
4、纵联保护应两侧同时投入，单侧充电的线路可只将充电侧投入跳闸。
5、因故停用某侧直流电源时，应同时退出两侧纵联保护。 6、闭锁式载波纵联保护在交信中收发信机的通道3db告警灯亮时，可以不退保护，但应报告值班调度员并通知维护单位进行检查。当交信中收发信机的裕度告警灯亮时，应立即报告值班调度员退出线路纵联保护并通知维护单位处理。
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7、允许式载波纵联保护通道、保护用光纤通道故障时应退出线路纵联保护。 第8条 距离保护
1、采用手动切换交流电压回路方式进行交流电压切换时应退出。 2、交流电压回路采用直流中间继电器接点控制的装置，当拉、合直流操作电源时，应退出距离Ⅰ、Ⅱ段。
3、总闭锁元件动作后，应先退出该保护才能揿其复归按钮。 第9条 当零序保护所取用电流互感器被旁路时，应先将该零序电流保护退出。 第10条 母差保护
1、母差保护所跳断路器的压板位置应与断路器所联组别相对应。 2、微机型、中阻抗型母差保护在倒母线过程中不退出，但母差保护应采用手动互联方式。 3、交流电流切换异常的处理：
⑴ 运行中某一断路器的母线侧隔离开关辅助接点均断开而对应的一次隔离开关仍在合上位置时，非微机母差保护装置应退出，微机母差保护装置不退出，但应在保护装置上调整隔离开关位置的设置与一次结线方式一致。
⑵ 运行中某一断路器的母线侧隔离开关辅助接点均合上，母差保护装置被自动切换成单母方式，可继续运行。
4、运行中出现交流电流回路断线信号时，应退出母差保护。
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5、运行中出现交流电压回路断线信号时，母差保护装置可继续运行，但值班人员应立即处理。无法处理时，应通知维护单位。 6、运行中母差保护装置直流电源消失时应退出。 第11条 变压器保护
1、运行中不应将差动和瓦斯保护同时退出。如需同时退出，应经有关主管领导批准。
2、差动保护电流回路设备更换或二次回路变更后，在变压器充电时，应投入差动保护；利用负荷电流和系统工作电压对保护结线正确性检查之前应退出差动保护，在确认结线正确无误后，方可投入差动保护。
3、一次设备倒闸操作，打乱差动保护结线，倒闸前应退出差动保护。
4、差动保护在一侧断路器停电时仍可继续运行，但在差动电流互感器二次回路上有工作时，应退出差动保护。
5、新装或大修后的变压器，充电前应将重瓦斯投入跳闸。充电后对强迫油循环变压器，在气体未全部排尽之前，重压斯保护应改投信号。
6、在运行中的变压器上进行下列工作时，重瓦斯应由跳闸改投信号：
⑴ 带电加油或滤油
⑵ 呼吸器疏通、冷却装置检修（风扇检修除外） ⑶ 瓦斯继电器及其二次回路上工作
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7、若运行中发现变压器大量漏油而使油面下降时，重瓦斯不得改投信号。
8、具有零序过流联跳功能的多台变压器并列运行时，中性点不接地变压器零序过流联跳其他变压器的压板应断开，中性点接地变压器零序过流联跳中性点不接地变压器的压板应合上。
9、具有零序过流联跳功能的多台变压器并列运行，当变压器中性点接地方式需改变时，应将中性点未接地需改接地的变压器接地点先接地，再将零序过流联跳压板按第11条第8款进行投退操作。 10、当差动保护发电流回路断线信号时，应退出差动保护，将变压器后备保护跳母联的压板断开。
11、当交流电压回路断线时，若带方向的后备保护还需继续运行，应使其不带方向，否则退出带方向的后备保护。
第12条 手动合元件断路器时，该元件断路器的失灵保护应投入。
附录12 重大事件汇报制度
第1条 电力系统发生事故出现负荷损失，发电机组故障、输变电设备损坏、故障，调度自动化和通信设备异常等事件时，相应地调、发
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电厂在按调度管辖范围组织处理的同时，应立即将发生重大事件的情况向省调相应部门汇报。省调值班调度员遇到重大事件时，应按照上级调度关于重大事件汇报的规定执行。 第2条 调度专业重大事件汇报 1、事件分类 ⑴ 紧急报告类事件
① 省会城市减供负荷达到事故前总负荷20％及以上的事件。 ② 大、中、小城市减供负荷达到《国家电网公司电力生产事故调查规程》规定的事件。
③ 因外力引起电力设施大范围破坏，造成系统减供负荷。 ④ 因设备、自然灾害等可能引起发电厂机组全停。 ⑤ 地区电业局启动应急预案。
⑥ 重要用户停电，对政治、经济活动造成重大影响的事件。 ⑦ 发电厂、220千伏及以上变电站运行值班场所受到外力破坏和冲击。
⑧ 特殊保电时期出现重大异常情况的事件。 ⑵ 一般汇报类事件
① 地调、县调或110千伏及以上发电厂、变电站误操作。 ② 局部系统与主系统解列事故。
③ 发电厂、110千伏及以上变电站发生母线故障停电、全厂（站）停电；110千伏及以上电压级主要设备严重损坏；110千伏及以上设备故障造成负荷损失。
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④ 自然灾害及外力破坏等对电力生产造成重大影响。
⑤ 地区110千伏及以上重要输变电设备损坏，发电厂主设备及重要辅机等设备损坏。
⑥ 调度场所发生停电、调度通信中断、EMS全停、火灾等事件。 ⑦ 因发电燃料供应短缺、水电来水不足等各类原因造成系统机组非计划停机。
2、紧急报告的内容主要包括事件发生的时间、概况、造成的影响及负荷损失和恢复等情况。
3、一般汇报的内容主要包括（必要时应附图说明）： ⑴ 事件发生的时间、地点、背景情况。 ⑵ 事件经过、保护装置动作情况。
⑶ 重要设备损坏情况、对社会及重要用户影响情况。 ⑷ 负荷损失及系统恢复情况。 4、汇报要求：
⑴ 发生紧急报告类事件，相应地调值班调度员及发电厂值班人员应在10分钟内以口头形式向省调值班调度员进行紧急报告。 ⑵ 发生一般汇报类事件，相应地调值班调度员及发电厂值班人员应在30分钟内以口头形式向省调值班调度员汇报。
⑶ 当发生紧急报告或一般汇报类事件，在事故处理暂告一段落后，应将详细情况以书面形式发送电子邮件（或OA、传真）至省调调度科负责人。
第3条 通信专业重大事件汇报
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1、发生以下情况之一者，相关地调通信调度、直调电厂应在15分钟内口头向省调通信调度汇报，并在事件发生12小时内提交有关书面报告：
⑴ 因通信故障导致地调通信站、直调电厂、220千伏及以上变电站、110千伏枢纽通信站对外的系统通信全部中断。 ⑵ 因通信故障导致保护装置通道中断。 ⑶ 因通信故障延误送电或影响系统事故处理。
⑷ 国网公司、华中网公司在湖南省的通信设备或者光缆发生故障导致电路承载通信的业务全部中断。
⑸ 省骨干光纤通信电路通信设备或者光缆发生故障导致该电路承载的通信业务全部中断。
⑹ 国网公司、华中网公司在湖南省的通信设备以及省网、地区网通信设备故障导致承载的保护装置业务退出运行。
2、发生以下情况之一者，相关地调通信调度、直调电厂应在30分钟内口头向省调通信调度汇报，并在事件发生12小时内提交有关书面报告：
⑴ 因通信故障导致地调、直调电厂、220千伏及以上变电站、110千伏枢纽通信站对外系统通信大面积中断。
⑵ 国网公司、华中网公司在湖南省的通信设备或者光缆发生故障导致该电路由双通道热备份运行方式改为单通道运行方式。 ⑶ 省SDH骨干通信电路发生设备或光缆故障，导致电路开环运行。
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第4条 自动化专业重大事件汇报
1、发生以下情况之一者，地调自动化管理部门应在1小时内口头向省调自动化部门负责人汇报，并在事件发生24小时内提交有关书面报告：
⑴ 调度自动化主站或厂站系统失灵，延误了送电或影响了系统事故处理。
⑵ 调度自动化主站系统实时数据服务器发生双机全停事件。 ⑶ 调度自动化系统被发现感染病毒或非法入侵。
⑷ 调度自动化主站系统严重故障，造成30％以上自动化信息中断。
⑸ 调度数据网设备严重故障，造成30％以上自动化信息中断。 2、发生以下情况之一者，发电厂自动化管理部门应在1小时内口头向省调自动化部门负责人汇报, 并在事件发生24小时内提交有关书面报告：
⑴ 电厂监控系统或自动化装置运行异常，导致断路器误动作或机组运行异常。
⑵ 电厂监控系统被发现感染病毒或非法入侵。
附录13 新设备接入电力系统需向调度机构提供的资料
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报送单位应报送以下资料及其清单，加盖公章，并提供相应的电子文档：
1、发电厂（变电站）平面布置图、电气一次主接线图（包括厂用电系统接线图）
2、线路走径图、相序图及参数
3、发电机（包括励磁系统和调速系统）、汽轮机、水轮机、锅炉技术参数
4、变压器（包括无功补偿设备）、高压电抗器技术参数 5、继电保护及安全自动装置资料 6、自动化专业资料 7、通信专业资料
8、汽水系统图、输煤制粉系统图、循环水取水可行性报告等 9、《水电厂水能设计报告》、《水库运行设计报告》及《水库调度手册》等
10、电源设备设计图 11、其它设备资料及说明
附录14 变电站无人值班的必备条件
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第1条 变电站设备状况良好，运行可靠，相关管理制度齐全。 第2条 反映变电站设备运行状况的自动化、继电保护信号齐全，相应调度机构和监控中心的自动化系统已实现对这些信号的远方监视。 第3条 变电站各电压等级的断路器、变压器中性点接地刀闸、变压器有载调压分接开关以及站用电倒换均已实现远方遥控操作。 第4条 通信手段完备，具备完善的通信监控系统和必需的声响告警装置。
第5条 通过相关调度机构的无人值班调度运行验收。
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