值班调度员发布应急处理操作的调度指令称为应急指令。 第165条 应急指令的执行
1、受令单位接到值班调度员发布的应急指令后，在保证安全的前提下，应尽可能提高应急处理操作的速度。
2、执行应急指令时可不用操作票，但应做好记录。
3、对于无人值守变电站，操作单位执行应急指令时，能遥控的设备必须用遥控操作。
4、应急处理过程中，现场可采取一切通信方式尽快与调度联系。
5、执行应急指令需要解锁操作时，可由操作队或变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具，发电厂由当值值长下令紧急使用解锁工具，操作完毕后应及时向防误闭锁专责人汇报。
6、执行应急指令优先于执行正常操作指令。
第166条 事故处理时，要全部录音并做好记录。对重大事故当值调度员应在3日内写出事故报告。
第167条 重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。
第168条 交接班时电网发生事故，应停止交接班。由交班调度员（运行人员）进行处理，接班调度员（运行人员）协助，待事故处理告一段落后，再进行交接班。
第二节 频率异常处理
第169条 电网发生事故导致跨省联络线送受电偏离计划时，省调值班调度员应立即报告网调，按照网调要求采取措施尽快恢复联络线计划。
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第170条 当电网频率低于49.80赫兹时，省调值班调度员按照网调值班调度员指令立即调整发电厂出力，解列抽水工况运行的抽水蓄能机组，启动抽水蓄能机组发电工况运行。当电网备用出力不足时，省调值班调度员立即对地调值班调度员下达限电或事故拉路指令。地调接到指令后，应在15分钟内完成。
当频率低至49.5赫兹且有继续下降趋势或低于49.8赫兹持续时间超过15分钟以上时，省调值班调度员按照省调事故拉路序位直接拉路，使频率低于49.8赫兹的持续时间不超过30分钟。
第171条 当电网频率低于49.25赫兹时，各发电厂、变电站（或监控中心）运行值班人员应主动迅速地将装有低频自动减负荷装置应动而未动的线路拉闸；抽水蓄能电站值班人员将抽水工况运行的机组解列，自行启动机组发电工况运行。 当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调 度员应立即自行按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上。
当频率低于48.5赫兹时，发电厂运行人员按本厂“事故拉路序位”立即拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。
当频率低于48.0赫兹时，省调值班调度员、地调值班调度员、发电厂值长可不受事故拉路序位的限制自行拉停负载线路或变压器，使频率恢复至49.0赫兹以上。
第172条 当电网频率低于46.0赫兹时，按所管辖调度机构批准的“保厂用电方案”，发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其它机组自行从电网解列(如现场规程有明确规定，按现场规程执行)。 第173条 当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动联系值班调度员将解列的发电机并入电网。
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第174条 电网低频率运行时，对拉闸和低频自动减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的设备由省调下令恢复送电。
第175条 当电网频率持续偏高且无法调整时，省调值班调度员可令各厂采取措施降低出力或让部分机组滑减出力直至停机。
第176条 下级调度机构未按上级调度机构指令或有关规定及时限电或拉闸，所引起的一切后果由其负责。
第177条 一般情况下，电网频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过15分钟。
第178条 局部电网解列时，装机容量小于3000MW的电网正常频率为50±0.5赫兹。一般情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过20分钟;频率超过50±1赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±1赫兹且持续时间不得超过15分钟。
第三节 电压异常处理
第179条 一般情况下，监视控制点电压超出规定电压±5%的持续时间不应超过1小时；超出规定电压±10%的持续时间不应超过30分钟。任何情况下，监视控制点电压超出规定电压±5%的持续时间不得超过2小时；超出规定电压±10%的持续时间不得超过1小时。
第180条 当监视控制点电压低于规定电压（允许偏差下
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限）的95%时，省调值班调度员采取措施使电压恢复正常，必要时在低电压地区限电。
当监视控制点电压低于规定电压的90%时，省调值班调度员应立即在低电压地区事故拉路，直至电压恢复正常。
第181条 当发电机电压降至额定电压90%以下时，现场运行值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉闸顺序自行拉闸，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。
第182条 当监视控制点电压高于规定电压（允许偏差上限）的105%时，现场运行值班人员应及时汇报省调值班调度员。省调值班调度员可采取机组进相、水电机组调相运行、改变运行方式、切除无功补偿电容器、投入电抗器等措施，必要时可停运机组、线路，直至电压恢复正常。
第四节 主要设备事故处理
第183条 220kV及以上线路跳闸，根据调度指令进行处理：无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次；有重合闸重合不成时，一般应强送一次。若强送不成功，而电网运行急需，可请示调度机构领导批准后再强送一次。
第184条 两端有电源的线路，应根据下列原则决定强送端：
1、短路故障容量小的一端。
2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端。 3、保护健全并能快速动作跳闸的一端。 4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端。 5、电网稳定规程有规定的按规定执行。
第185条 当500kV线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，
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应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前，线路不得带高抗进行强送。在线路允许不带高抗运行时，可退出高抗对线路强送。
第186条 下列情况线路跳闸后，不宜立即强送电： 1、空充电线路。 2、试运行线路。
3、线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电的。
第187条 下列情况线路跳闸后，不能强送：
1、电缆线路（根据故障录波测距，故障在电缆范围内）。 2、线路有带电作业。 3、已发现明显故障象征。
4、其他有明确规定的不能强送的线路。
5、线路变压器组开关跳闸，不能带变压器强送。
第188条 现场运行值班人员必须确知开关遮断故障的次数（220kV及以上分相统计）。当开关实际遮断故障次数接近允许次数时，现场应及时报告有关领导，作出能否允许增加遮断故障次数的结论。
第189条 当开关允许遮断故障次数少于两次时，厂站值班员应向管辖调度提出要求，停用该开关的重合闸。
第190条 线路故障跳闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线。
如线路系永久性故障，应立即将该线路停电，并通知有关单位巡线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。
值班调度员下达巡线指令时应说明线路状态、继电保护动作和故障测距情况。
第191条 开关在运行中出现闭锁合闸尚未闭锁分闸时，值
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班调度员根据情况下令拉开此开关；开关闭锁分闸现场采取措施无效时，应尽快将闭锁开关从运行中隔离，采取如下措施：
1、有专用旁路或母联兼旁路开关的厂站，应采用代路方式使开关隔离。
2、用母联开关串故障开关，使故障开关停电。
3、母联开关故障，可用某一元件刀闸跨接两母线（或倒单母线），然后拉开母联开关两侧刀闸。
4、3/2接线的开关，在保证故障开关所在串与其它串并联运行时，可用其两侧刀闸隔离（用刀闸拉母线环流或空载母线要经过相应试验并有明确规定）。
第192条 根据开关在运行中出现不同的非全相运行情况，分别采取如下措施：
1、
山 东 电 力 系 统
调 度 规 程
山东电力集团公司 二OO九年七月
目 录
第一章 总 则 ................................................................. 1 第二章 调度管理 .............................................................. 3 第一节 调度管理任务 ....................................................... 3 第二节 调度管理基本原则 ................................................ 4 第三节 调度汇报制度 ....................................................... 6 第四节 调度应急管理 ....................................................... 8 第三章 调度设备管辖范围划分原则 .................................. 9 第四章 系统运行方式编制和管理 ................................... 11 第一节 系统运行方式管理 ...............................................11 第二节 年度运行方式编制 ...............................................11 第三节 月、日调度计划编制 .......................................... 12 第四节 特殊时期运行方式编制 ....................................... 13 第五章 设备检修调度管理 .............................................. 14 第一节 检修计划管理 ..................................................... 14 第二节 检修申请管理 ..................................................... 15
第六章 新设备启动投产管理 .......................................... 18 第一节 新建输变电设备启动投产管理 ............................ 18 第二节 新建发电机组启动并网管理 ................................ 19 第七章 系统频率调整及有功管理 ................................... 23 第一节 发电出力管理 ..................................................... 23 第二节 负荷管理 ............................................................ 23 第三节 频率（联络线）调整 .......................................... 24 第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理.................... 25 第八章 系统电压调整及无功管理 ................................... 27 第一节 系统无功管理 ..................................................... 27 第二节 系统电压调整 ..................................................... 27 第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理.................... 30 第九章 调度操作管理 ..................................................... 31 第一节 操作一般原则 ..................................................... 31 第二节 操作制度 ............................................................ 33 第三节 基本操作规定 ..................................................... 35 第十章 电力系统事故及异常处理 ................................... 40
第一节 事故处理一般原则 .............................................. 40 第二节 频率异常处理 ..................................................... 42 第三节 电压异常处理 ..................................................... 44 第四节 主要设备事故处理 .............................................. 45 第五节 电网解、并列事故处理 ....................................... 52 第六节 系统振荡事故处理 .............................................. 52 第七节 通信、自动化系统异常时有关规定及事故处理 .... 55 第十一章 机网协调管理 ................................................. 57 第十二章 继电保护调度管理 .......................................... 60 第十三章 安全自动装置管理 .......................................... 63 第十四章 调度自动化系统管理 ....................................... 66 第十五章
闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。
4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。
5、进行母线倒闸操作时应注意：
（1）对母差保护的影响。
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（2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。 （3）主变中性点接地方式的适应性。
（4）双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停电母线反充电。
（5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。
第150条 线路及高抗操作 1、线路停电操作顺序：
拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。
线路送电操作顺序：
拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。
值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。由现场自行掌握的安全措施自行负责。
2、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其它事故。
3、500kV、220kV双回线或环网中一回线路停电时，应先拉开送电端开关，后拉开受电端开关，以减少开关两侧电压差，送电时反之；如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环。有特殊规定的除外。
直配线路停电时一般先拉开受电端开关，后拉开送电端开关。送电时反之。
4、操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑：
（1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。
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（2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。 （3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。
第151条 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间，按有关规定或启动措施执行。
第152条 500kV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，500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。
第153条 解、并列操作
1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。
2、准同期并列的条件： （1）相序、相位相同。 （2）频率相同。 （3）电压相同。
3、并列时调整频率的原则：
（1）发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。
（2）电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。
4、并列时调整电压的原则：
（1）发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。
（2）电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。
5、电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难
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时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。
凡有并列装置的厂站运行人员必须达到能操作并列的要求。
第154条 解、合环操作
1、值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。
2、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。
3、闭式网络只有相位相同才允许合环。
4、合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。
第155条 零起升压操作
1、担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。零起升压前，发电机强励、自动电压调整装置、失磁保护退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。
2、升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。
3、对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。
4、零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。
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第十章 电力系统事故及异常处理
第一节 事故处理一般原则
第156条 省调值班调度员在事故处理时接受网调值班调度员指挥，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性和及时性负责。
第157条 事故处理的主要任务：
1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。 3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。
4、调整电网运行方式，使其恢复正常。
第158条 电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：
1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。 2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距。 3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。 4、人身安全和设备运行异常情况。
第159条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。网调管理设备和网调省调双重调度设备发生故障时，省调在进行处理的同时报告网调。
第160条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无
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须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：
1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施。 2、厂（站）用电全停或部分停电时，恢复送电。 3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用。
4、将已损坏的设备隔离。
5、电源联络线（网调调度设备除外）跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或合环。
6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。
7、本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。
第161条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。
第162条 值班调度员在处理事故时应特别注意： 1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断。 2、按照规定及时处理异常频率、电压。 3、防止过负荷跳闸。
4、防止带地线合闸。 5、防止非同期并列。 6、防止电网稳定破坏。
7、开关故障跳闸次数在允许范围内。
第163条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理告一段落，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。
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第164条 在事故处理过程中，为缩小事故范围、防止设备损坏、解救触电人员以及对电网的紧急调整等进行的操作称之
装置的检修试验工作均应履行检修申请手续。
第109条 发电厂应编写AGC现场运行规程，并上报省调备案。
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第八章 系统电压调整及无功管理
第一节 系统无功管理
第110条 省调依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》，负责220kV及以上电网电压与无功功率的运行控制及管理。
第111条 为保证电网电压质量，220kV及以上电压等级发电厂、500kV变电站的500kV和220kV母线定为省调电压监视控制点。
第112条 未列入省调电压监视控制点的发电厂、220kV变电站各级母线为所属地调的电压监视点。
第113条 省、地调按调度管辖分工，根据电网负荷变化和调压需要对发电厂电压监视控制点和电压监视点编制和下达电压曲线。电压监视控制点和电压监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求。省调按月发布电网调压通报。
第114条 凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表等均应与相关设备同步投产。
第115条 发电机组有功功率额定时，应具备功率因数进相0.97的运行能力；新建机组应具备功率因数进相0.95的运行能力。
第二节 系统电压调整
第116条 调整电压的原则：
1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
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2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。
3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功电源容量，保持电网稳定运行。
第117条 发电厂运行值班人员要依照调度下达的电压曲线及时调压，合格调压范围为目标值电压的98%-102%。
500kV变电站运行值班人员发现500kV母线电压低于500kV或高于550kV，220kV母线电压低于220kV或高于242kV时，应立即报告省调值班调度员。
网调确定的电压控制点，其运行电压范围依照网调规定执行。
第118条 220kV变电站220kV母线电压低于213.4kV或高于235.4kV时，变电站（或监控中心）运行值班人员应立即报告所属调度值班调度员。
第119条 发电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照调度下达的电压曲线自行调整无功出力。
1、无功高峰负荷期间，发电机无功要增到监视控制点电压达到目标电压值或按发电机P-Q曲线带满无功负荷为止。 2、无功低谷负荷期间，发电机无功要减到监视控制点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98以上（或其它参数到极限）。；
3、已执行上款规定但监视控制点电压仍高达目标电压值的102%及以上时，100MW以下容量发电机组功率因数要求达到1（自动励磁调节装置投运），100MW及以上容量发电机组功率因数要求达到省调规定的进相值。
4、发电厂可投切的低压电抗器组，由发电厂电气运行值班
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人员根据母线电压和发电机功率因数按规定自行调整。
5、500kV变电站电容器组、低压电抗器组的投切，有载调压变分接头的调整，由变电站运行值班人员根据母线电压按规定自行调整，但操作前后应向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应及时记录。
6、可单独投切的500kV高抗，省调调度员可根据有关规定及电网实际运行情况进行投停操作。
第120条 地调应在调度管辖范围内设定地区电压监视点（或监视控制点），负责本地区内调相机、电容器组、电抗器组等无功补偿设备的调度管理，并根据电网运行方式及负荷的变化等具体情况，对装有手动投切电容器组的变电站制定电容器投、切规定。
第121条 地调值班调度员要加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过采取调整机组无功出力、投退无功补偿设备等措施，保证220kV主变高压侧功率因数高峰时段不小于0.95，低谷时段不大于0.95。
如全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。
第122条 变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。
第123条 电压调整的主要方法：
1、改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器。 2、改变变压器分头。
3、改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配。 4、抽水蓄能机组调相运行。 5、开启、停运机组。
6、改变电网结线方式，投、停并列运行变压器。
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7、限制电压过低地区的负荷。
第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理
第124条 省调根据电网安全运行需要确定AVC子站布点。 第125条 山东电网AVC系统主站和子站设备均属省调管辖。省调值班调度员负责AVC子站的投入或退出，发电厂值长负责每台机组AVC功能的投退。
第126条 安装AVC子站的发电厂，当子站投入且省调AVC主站处于闭环控制（遥调方式）时，监视控制点电压按主站下发的指令调整；当投入本厂就地闭环控制（就地方式）或AVC子站退出运行时，监视控制点电压要依照省调下达的电压曲线调整。
第127条 发电厂和变电站的AVC子站正常应投入运行（自动方式），由省调根据实际情况决定采用遥调或就地方式。
第128条 新（扩、改）建的AVC子站，投入运行前应进行试验和调试，并将调试试验报告、现场运行管理细则报省调备案。AVC子站设备定值需报省调审核后执行。
第129条 影响AVC功能的子站设备检修或更换后，应进行相关的试验。
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第九章 调度操作管理
第一节 操作一般原则
第130条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对省调管辖的设备有影响，操作前应通知省调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行，省调委托地调代管设备、省调许可设备的操作，地调值班调度员在操作前必须经省调值班调度员的同意，操作后汇报省调值班调度员。
第131条 地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。
第132条 3/2接线一串中的两个设备由不同调度管辖时，该串中任一开关、刀闸的操作需征得另一方的许可并经管辖母线的调度同意。
第133条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。
第134条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预
告由省调值班调度员下达给操作队(或监控中心)值班人员;对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员直接下达给变电站值班人员。
省调值班调度员将操作指令直接下达变电站（或监控中心），由变电值班人员实施操作，操作队值班人员应按计划到现场。
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第135条 为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。
第136条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要特别注意下列问题：
1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响。必要时，应对电网进行在线安全计算分析并做好出现异常情况的事故预想。
2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。
3、操作顺序的正确性。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸和带地线合闸。 4、继电保护、安全自动装置和变压器中性点接地方式的适应性。
5、线路上的“T”接负荷。
第137条 操作指令分逐项指令、综合指令和单项指令。 涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。 凡不需要其它单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。
处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。 下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：
1、合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。 2、投入或退出一套保护、自动装置。 3、投入或退出机组AGC、AVC、PSS。
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4、发电机组启停。 5、事故处理。
第138条 逐项指令的操作由值班值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。
综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作。
单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令，但应做好记录。
第139条 省调值班调度员的操作指令，应由地调值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电运行人员接受和汇报执行结果。
第140条 省调值班调度员为便利操作或在通信中断时，可以通过地调值班调度员、发电厂值长转达指令和汇报，也可委托地调值班调度员对省调管辖设备进行操作。为便利操作而实行的委托应事先通知有关单位。
第141条 省调值班调度员应在前1工作日17时前，将操作任务通知有关单位。
第142条 接地刀闸（地线）管理规定：
1、凡属省调管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地线），由省调操作管理。
2、线路出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂站运行值班人员操作管理。
3、检修人员在线路上装设的工作地线，由检修人员操作管理。
第二节 操作制度
第143条 操作指令票制：
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1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。
2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。
3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备。
4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修票中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想。
5、填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。
6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。
第144条 复诵指令制：
接受操作预告、操作指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。
第145条 监护制：
调度操作指令票一般由副值调度员填写，调度长（正值）审核。
发布操作指令和收听操作汇报，一般由副值调度员实施，调度长（正值）监护。
第146条 录音记录制：
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所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。
第三节 基本操作规定
第147条 变压器操作
1、110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。
2、变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。500kV变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电。
3、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。
4、变压器并列运行的条件：
（1）结线组别相同。 （2）电压比相同。 （3）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。
5、倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。
6、并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后拉开要停用的中性点接地刀闸。
第148条 开关、刀闸操作
1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开
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关分、合闸后，厂站必须检查确认开关三相位置。
2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。
3、母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。
4、刀闸的操作范围：
（1）在电网无接地故障时，拉合电压互感器。 （2）在无雷电活动时拉合避雷器。
（3）拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线。
（4）在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。 （5）与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。
（6）拉合3/2接线的母线环流，操作时应断开有关开关的操作电源。
其它刀闸操作按厂站现场规程执行。 第149条 母线操作
1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。
2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。
3、无母联开关、
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