公司标准文件 电力调度规程

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1、Q/HH集团有限公司管理标准Q/HH J 电力调度规程1 范围本规程为黑化集团公司110KV、6KV电力系统的运行操作和事故处理的基本规程。电力调度人员、变（配）电所运行人员、变（配）电设备检修人员、电气试验人员，应熟悉本规程的全部内容，生产运行有关单位的领导人员和有关专业人员应熟悉本规程的有关内容。本规程在实践过程中如发现有问题时，修改权属公司机动部。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文

2、件，其最新版本适用于本标准。3 调度管理3.1 调度管理的任务3.1.1 公司110KV、6KV供电系统调度（以下称电力调度）管理的任务是指挥供电系统的运行、操作和事故处理，以实现下列基本要求：3.1.1.1 充分发挥系统供电能力，以供应全公司用电负荷的需要；3.1.1.2 使全公司系统安全经济运行和不间断供电；3.1.1.3 指挥有关人员迅速消除事故，尽快恢复正常供电。3.1.2 电力调度管辖范围内的主要工作3.1.2.1 编制和执行系统运行方式，包括正常、非正常、事故、特殊供电、临时检修情况下的运行方式；3.1.2.2 审核发变配电检修计划，批准设备检修，签发所管辖设备检修、试验的第一种工

3、作票；3.1.2.3 处理和分析110KV及6KV系统事故；3.1.2.4 改进系统经济运行，降低变配电损失；3.1.2.5 贯彻预防为主的方针，与有关单位密切配合，积极消除设备缺陷，提高设备完好率；3.1.2.6 负责与齐齐哈尔电业局调度所的电力调度业务联系；3.1.2.7 组织召开电力调度会议，及时向系统运行人员交代电网的运行情况；3.1.2.8 参加系统远景规划和发展设计的审核会议；3.1.2.9 处理生产上出现的电气事故。3.2 调度管理制度3.2.1 电力调度是公司110KV、6KV变配电系统的运行，操作和事故处理的指挥者，值班调度人员必须按照规定直接对调度范围内的值班人员发布调度命

4、令，并对命令的正确性负责，接受调度命令的值班人员应正确记录，复诵核对，于执行完后立即报告电力调度。 3.2.2 电力调度管辖设备的检修停电计划应经公司生产部和机动部同意，其运行或备用方式由公司总调度中心确定，必要时请示主管领导同意，只有得到电力调度的命令才能进行操作；事故处理听从电力调度指挥，但对人身和设备安全有威胁时，可先停电处理然后立即报告电力调度。不属电力调度管辖的设备，其操作对110KV及6KV系统运行方式有影响时，应征得电力调度的同意。3.2.3 电力调度管辖的设备（如变压器、电动机、开关、刀闸、线路）应统一命名和编号，在操作和事故处理时，应正确使用设备的双重名称。3.2.4 电力调

5、度管辖的线路和设备，由公司总调度中心制定允许负荷电流值（红线值），各变（配）电所值班人员要经常监视，当电流接近该值时，值班人员应通知电力调度。3.2.5 电力调度管辖的设备，接线变更、设备更换或拆除、继电保护定值改变，必须通知电力调度并征得同意。3.2.6 电力调度下达的命令，受令者必须执行。如果受令者认为不正确时，应将情况反映给电力调度，若电力调度坚持原来命令时，受令者必须迅速执行，若执行该项命令将威胁人身或设备安全时，则必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告电力调度和本单位领导人。3.2.7 各运行单位领导人发布的命令和指示，如涉及电力调度的职权时，必须征得电力调度的同意方可执行。3.2.8

6、 各单位值班人员是否有权接受调度命令，由各单位领导自行考核决定，并将有权受令人名单报公司总调度中心备案。3.2.9 电力调度应具有紧急拉闸限电顺位，该项顺位由集团生产部和机械动力部制订，并经专业副总审核和主管副总经理批准。3.2.10 电力调度和各变（配）电所运行人员之间进行调度联系时，应首先互报变（配）电所名称和个人姓名。3.2.11 电力调度在值班时间内，按其岗位责任制进行工作。3.3 调度管辖的设备范围3.3.1 电力调度管辖的设备范围3.3.1.1 总降变电所110KV及时6KV变配电设备；3.3.1.2 新锅炉变电6KV变配电设备；3.3.1.3 循环水变电所6KV变配电设备；3.3

7、.1.4 造气变电所6KV变配电设备；3.3.1.5 总配电所6KV配电设备；3.3.1.6 焦化变电所6KV变配电设备；3.3.1.7 电站变电所6KV发变配电设备；3.3.1.8 泵站变电所6KV变配电设备；3.3.1.9 二甲酯变电所所有6KV变配电设备；3.3.1.10 电修试验站6KV变配电设备；3.3.1.11 公司6KV架空线路；3.3.1.12 公司6KV电力电缆线路；3.3.1.13 公司电力变压器；3.3.1.14 公司6KV电动机；3.3.1.15 与上述设备有关的继电保护和自动装置。3.4 6KV系统运行方式3.4.1 编制正常运行方式的原则3.4.1.1 保证公司11

8、0KV、6KV系统及各组成部分的安全运行。3.4.1.2 正确使用继电保护和自动装置，达到当系统发生故障时，能迅速消除事故，限制事故扩大。3.4.1.3 保证公司供电可靠性、灵活性，力求达到系统运行的最大经济性。3.4.1.4 根据电网情况尽量向用电单位提供合乎规定标准的电压。3.4.2 年度运行方式应于前一年年底编制完，主要内容如下：3.4.2.1 季、月最大负荷；3.4.2.2 变压器分接开关位置；3.4.2.3 系统正常运行方式；3.4.2.4 系统改进意见。3.4.3 由于某种原因，需要改变110KV、6KV系统运行方式时，电力调度可根据系统当时具体情况确定，影响重要用户或运行方式变化

9、较大时，应请示公司总调度中心主任和公司主管经理。3.5 系统设备停电检修的管理3.5.1 公司110KV、6KV供用电设备检修应做到统一配合，减少重复停电损失，各有关单位应加强计划性检修，110KV、6KV供用电设备检修计划，必须经公司总调度中心同意，并经专业副总审核和主管副总经理批准后方可实施。3.5.2 检修计划的编制应考虑到运行方式的合理，操作的可能，供电的安全，保证重要负荷供电。3.5.3 检修计划已安排的停电检修试验工作，工作负责人需在停电前一日向电力调度提出具体申请，说明工作内容，停电范围、时间，办理工作票登记批准手续。局调管辖的设备计划检修须由电调在前一个工作日的十点钟以前向局调

10、提出具体申请，局调在当日十六点钟以前批复。3.5.4 原计划停电检修试验工作，因故不能进行时，工作单位应提前一天通知公司总调度中心。3.5.5 电力调度管辖的设备检修，不论事先曾否办理申请手续，工作前必须和电力调度办理正式的开工许可和完工报告手续。3.5.6 若原定停电的设备因故未能按计划时间停下来，以致检修晚开工，在未得到电力调度批准延期前，检修工作仍应按原计划的完工时间进行。3.5.7 停电检修、试验中需要电力调度管辖范围外的设备停电，检修试验工作负责人应和有关单位自行联系，电力调度的开工许可和完工手续不能代替这种联系。3.5.8 凡是计划停电检修以外的检修工作均为临时检修，临时停电检修项

11、目须经公司总调度中心主任批准。事故性检修申请，检修单位可随时向公司总调度中心提出，以便随时安排处理。3.5.9 值班电力调度有权批准的检修工作3.5.9.1 当班可以完工且不影响供电的设备检修；3.5.9.2 配合计划检修的临时申请，但其检修时间不得超过计划检修时间。3.5.10 变配电设备的检修必须按计划执行，要减少无计划的临时检修，避免重复停电。3.5.11 检修工作负责人因故需要更换时，原负责人或检修单位领导应向电力调度即工作票签发人申明理由，经电力调度同意办理更换手续后新负责人方可担任工作负责人。3.5.12 设备检修完毕后，工作负责人必须将自己所装的地线全部拆除，然后及时向电力调度交

12、工作票，说明工作内容，设备改变情况，相位有无变动，可否送电等。3.5.13 检修工作完毕送电前，所有工作负责人都已交工作票，确属全部完工，方可下令送电。3.5.14 在停电检修过程中变动设备接线，应事先向机动部提供必要的资料和方案，完工时工作负责人应向电力调度详细交待实际变动情况。3.6 新设备投入运行的管理3.6.1 凡属电力调度管辖的设备，在初次（新建或改建）加入系统运行前必须具备下列基本条件3.6.1.1 经管理部和使用单位验收合格；3.6.1.2 具备一定的图纸资料，并提前七天交集团机动部一份，包括一次结线图、设备规范、继自装置原理图等；3.6.1.3 3、新设备投运前五天，应由设备使

13、用单位办理“设备投运申请”手续，由公司总调度中心提出审核意见，中心主任批准。3.6.2 公司总调度中心根据申请书提供的有关事项，立即进行下列工作：3.6.2.1 制定运行方式，确定设备调度编号；3.6.2.2 制定试运行程序、操作步骤，包括投运时尚需进行的试验项目；3.6.2.3 核对继电保护定值，确定变压器分接头位置，审定设备运行红线值；3.6.2.4 补充或修改电力调度规程的有关部分。3.6.3 未完成“设备投运申请”中规定的准备工作时，电力调度有权拒绝该设备加入系统运行（申请内容见附录B）。3.7 负荷管理3.7.1 负荷资料是编制系统运行方式，确保整个系统安全可靠供电和经济运行的依据，

14、负荷资料又是系统发展规划、电气设备过载更换，调荷节电等方面必不可少的原始资料，要求运行人员必须准确按时记录，认真报送。3.7.2 各变（配）电所必须按要求做好计量记录，因系统需要，电力调度要求临时记量，或改变计量方式，各变（配）电所运行人员必须认真执行。3.7.3 总降压站等变电所记录内容3.7.3.1 每小时记录110KV进线及内桥电压、电流、有功电力、无功电力、功率因数；3.7.3.2 每小时记录110KV、6KV母线电压及频率；3.7.3.3 每小时记录主变温度、电流、有功功率、无功功率；3.7.3.4 每小时记录富化甲、乙线及联络线和电流、有功功率、无功功率；3.7.3.5 每八小时记

15、录各配出线的电流；3.7.3.6 每8小时记录各回路的有功电量和无功电量，每24小时记录各回路的日合计电量（有功、无功），月末记录各回路合计电量；3.7.3.7 每小时记录一次直流系统的电压、电流。3.7.4 电站变电所记录内容3.7.4.1 每小时记录联络线、母联及发电机回路的电流、有功电力、无功电力、功率因数及发电机定子电压，转子电压，转子电流；3.7.4.2 每小时记录各配出线的电流；3.7.4.3 每8小时记录各回路的有功电量、无功电量。每24小时记录各回路的日合计电量（有功和无功），月末记录各回路的全月合计电量（有功和无功）；3.7.4.4 每小时记录一交交直流系统的电压、电流。3.

16、7.5 总配电所、造气变电所、新锅炉变电所、循环水变电所、焦化变电所、泵站变电所记录的内容3.7.5.1 每小时记录进线电压、电流、有功功率，无功功率、功率因数；3.7.5.2 每小时记录各配出线的电流；3.7.5.3 每8小时记录进线和各配出线的有功电量、无功电量，每24小时记录进线和各配出线的日合计电量（有功和无功），月末记录进线和各配出线的全月合计电量（有功和无功）；3.7.5.4 每小时记录直流系统的电压、电流（焦化变，泵站变除外）。 3.7.6 以上所有计量除当班向电力调度报的各量外，其他量（月内出现的最高、最低电压，最大电流，并注明出现的时间）要在下月五日前用报表形式报公司总调度中

17、心。3.7.7 运行人员应经常监视负荷变化情况，发现超出设备运行参数时，应立即报告电力调度，设法予以调整。3.7.8 冬季是高峰负荷季节，各用电单位将本单位限电顺序表每月前十日报到公司总调度室。3.8 继自装置的管理3.8.1 原则3.8.1.1 110KV及6KV系统的继电保护和自动装置的运行管理均执行本规程。3.8.2 电力调度管辖的设备范围3.8.2.1 110KV线路保护及自动重合闸装置。3.8.2.2 主变纵差保护，复合电压闭锁过流保护，110KV侧过负荷保护，瓦斯保护。3.8.2.3 110KV、6KV备自投装置。3.8.2.4 自备电站发电机保护。3.8.2.5 联络线纵差保护及

18、低周、低电压解列装置。3.8.2.6 6KV线路保护，母联（分段开关）保护以及无功补偿装置保护。3.8.2.7 6KV电动机保护。3.8.2.8 6KV变压器保护。3.8.2.9 低周减载装置。3.8.3 本规程以110KV、6KV系统正常运行方式为依据3.8.3.1 带有电压的电气设备或线路，一般不允许处于无保护状态下运行，如因特殊原因必须停用继电保护装置时，须经集团专业副总批准，停保护的设备故障，导致上级保护动作跳闸是不可避免的。3.8.4 电力调度对所管辖的电气设备和线路的保护装置必须做到3.8.4.1 掌握继电装置的配置状况，能按规程正确指挥监督继电装置的操作和运行;3.8.4.2 能

19、按保护方案掌握整定值及最大允许负荷值。3.8.4.3 能按保护动作情况分析判断系统故障及异常情况。3.8.4.4 熟悉本规章。3.8.5 电力调度在继自装置运行方面的职责3.8.5.1 按本规程掌握管辖范围内的各种继电装置的使用运行。3.8.5.2 继电装置更改定值或新设备投运前，按保护方案与现场值班人员核定无误后签字，并注明时间及核对人。3.8.5.3 根据保护装置最大允许负荷电源监视运行设备及线路的最大负荷值。3.8.5.4 在110KV、6KV系统发生事故或不正常情况时，电力调度应根据继电装置动作情况和开关跳闸情况分析及处理事故，对保护装置的动作情况进行询问，详细记录，对以判明的继电装置

20、误动作或拒绝动作，应报告领导安排处理。3.8.6 自备电站，变电所运行人员在继电保护工作上的职责3.8.6.1 根据规程或调令，负责进行有关继自装置压板停、投操作。3.8.6.2 继电装置及二次回路变更定值和变更接线，要有批准的定值通知单（或方案）和图纸，运行人员才能允许工作。运行人员在保护定值变更前一天上午，向电力调度提出改值申请。在保护工作完毕时，运行人员应对作业内容及现场进行验收，工作人员将作业项目，接线和定值改变情况，运行注意事项和能否投运的结论记在保护记录簿内，由工作人员和运行人员双方签字后方可投入运行。3.8.6.3 新投设备保护或保护变更定值时，运行人员必须和电力调度进行定值和有

21、关注意事项的核对，无误后方可投入运行。3.8.6.4 运行人员应对保护装置及二次回路进行定期巡检、清扫监视交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压，按保护记录簿给出的允许负荷电流，对负荷电流进行监视。3.8.6.5 运行人员发现可能使保护误动的异常情况时，应及时向电力调度和有关领导汇报，发现保护装置及二次回路存在缺陷及不正常情况，应做好记录，向电力调度及有关领导汇报处理。3.8.6.6 继自装置动作，要正确记录掉牌、信号、灯光信号及当时有关电流电压变动情况，变电所操作情况及其动作情况，并及时向电力调度汇报，110KV线路和主变继自装置动作，应同时向有关领导汇报。3.8.7 继自装置运行的一

22、般规定3.8.7.1 与外部运行方式有关的继自装置变动，由公司和机动部与齐局调联系，按局调令执行，与外部运行方式无关的继自装置变动，主要是6KV线路，变压器、电动机保护按本规程执行。3.8.7.2 新投入的保护装置或保护用的电流回路有变动，须作相位测定。3.8.7.3 线路及变压器、电动机保护的调试作业应尽量与设备检修作业同时进行。3.8.7.4 凡带有交流电压回路的保护，必须在任何情况下（包括倒闸操作）均不得失去电压，当电压回路断线或交流电压回路作业时，必须采取防止保护误动的有效措施，事先将有可能误动作的保护停用，如低周减载，低周解列，低压解列，低电压无压检定的重合闸，距离保护等，此项工作必

23、须事先报告电力调度，并经有关领导批准。3.8.7.5 交流电流回路断线时，运行人员应立即停用相应的差动保护零序电流保护，断相保护，距离保护，并报告电力调度和有关领导。3.8.8 继自装置的运行管理3.8.8.1 运行时主变中性点接地3.8.8.2 正常运行方式110KV总降压站保护全部投用3.8.8.3 自备电站机组并网运行时，段、段联络线保护及解列装置（低周、低压）全部投用，自备电站停机时，解列装置停用（如一周内短期停机，解列装置可不必频繁停投）。3.8.8.4 运行中的变压器重瓦斯保护，在下列工作时，应由“跳闸”位置改为“信号”位置3.8.8.4.1 变压器注油和滤油时；3.8.8.4.2

24、 变压器呼吸器进行畅通工作或更换硅胶时；3.8.8.4.3 开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时；3.8.8.4.4 打开放气阀和进油阀时；3.8.8.4.5 在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时； 当变压器注油、滤油更换硅胶及处理呼吸器工作完毕后的一小时试运行，方可将重瓦斯投入跳闸。3.8.9 继自装置的配置，全厂继自装置的配置如下3.8.9.1 二化甲线、二化乙线3.8.9.1.1 高频保护3.8.9.1.2 距离保护3.8.9.1.3 零序保护3.8.9.1.4 重合闸3.8.9.2 110KV内桥备自投3.8.9.3 25MVA主变3.8.9.3.1 纵联差动保护3.8.9.3.2 复合电压闭

25、锁过流保护3.8.9.3.3 110KV侧过负荷保护3.8.9.3.4 瓦斯保护3.8.9.4 110KV总降6KV分段开关备自投3.8.9.5 富化甲线，富化乙线。按齐局继电保护科意见停用3.8.9.6 自备电站发电机3.8.9.6.1 纵联差动保护3.8.9.6.2 复合电压闭锁过流保护3.8.9.6.3 定子接地零序保护3.8.9.6.4 过负荷保护3.8.9.6.5 转子接地保护3.8.9.7 I段、II段联络线3.8.9.7.1 纵联差动保护3.8.9.7.2 定时限过流保护3.8.9.7.3 低周、低电压解列3.8.9.8 6KV线路3.8.9.8.1 定时限电流速断保护3.8.9

26、.8.2 定时限过流保护3.8.9.9 配电变压器3.8.9.9.1 过流保护3.8.9.9.2 瓦斯保护3.8.9.10 6KV电动机3.8.9.10.1 定时限电流速断保护3.8.9.10.2 过负荷保护3.8.9.10.3 反时限过流保护3.8.9.10.4 低电压保护3.8.9.10.5 单相接地保护3.8.9.10.6 同步电动机失步、失磁保护3.8.9.10.7 纵联差动保护（3850KW异步电动机， 2100KW异步电动机，2000KW同步电动机）3.8.9.11 电站、总配、造气和新锅炉、循环水变电所母联过流保护3.8.9.12 低周减载装置3.9 电压及同步机的管理 3.9.

27、1 母线电压偏差正常应保持在额定值的5%，最低不得低于额定值的10%，当超出规定的电压范围时，应及时报告电力调度。3.9.2 合理选定变压器分解开关位置，是保证电压质量和降低网损的有效措施之一。电力调度管辖范围内的变压器分解开关位置均由厂调度室选定，未经电力调度同意，不得改变其位置。3.9.3 电力调度应经常掌握同步电动机的运行情况，根据负荷及功率因数情况，电力调度有权要求生产调度调整同步电动机的停、开机，生产调度在保证生产的前提下应满足电力调度的要求。4 设备的运行操作4.1 刀闸的操作4.1.1 正常情况下，允许用刀闸进行下列操作4.1.1.1 拉、合励磁电流不超过2安的无载变压器和电容电

28、流不超过5安的空载线路和空载母线；4.1.1.2 切合电流70安以下的环路均衡电流；4.1.1.3 在相应的断路器断开时，造成明显断开点或闭合此种断开点；4.1.1.4 切、合电压互感器、避雷器。不宜用刀闸作新线路或检修完线路的试充电工作。4.1.1.5 每次拉、合刀闸前，必须根据油开关的位置，检查油开关是否在断开位置，不得以仪表或信号灯的指示作为油开关已断开的证明。4.1.2 负荷开关可拉、合不超过铭牌电流的负荷电流4.1.2.1 送电时：先拉接地刀闸，再合线路刀闸、负荷侧刀闸，最后合开关。4.1.2.2 停电时：先拉开关，再拉负荷侧刀闸、线路侧刀闸，最后合接地刀闸。4.2 变压器的操作4.

29、2.1 变压器的并列运行，应满足下列条件4.2.1.1 线圈结线组别相同；4.2.1.2 电压比相同；4.2.1.3 短路电压相等。电压比不同和短路电压不等的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。新变压器与进行过可能使相位变动工作的，必须经过定相以后才可并列运行。变压器并列运行只在倒、停变压器时进行。4.2.2 倒停变压器时，应检查并入的变压器确定带有负荷后，才允许操作要停的变压器。4.2.3 变压器（或配出线路）合闸顺序为：先合电源侧刀闸（甲刀闸），再合负荷侧刀闸（乙刀闸），然后合开关。停用时的操作顺序与投入时相反。4.2.4 单台变压器合闸，应先合上二次侧的刀闸，然后按4.

30、1.2.1顺序操作。停用时按4.1.2.2规定操作后，再切开二次侧开关（刀闸）。4.2.5 一台变压器运行，再加投一台变压器的并列倒闸操作，应先由一次侧按4.1.2.2顺序操作，然后合二次侧开关（刀闸），两台变压器并列后，使原运行的变压器时，应先拉开其二次侧开关（刀闸），然后按4.1.2.1顺序进行一次侧操作。4.3 操作制度4.3.1 电力调度管辖的设备，其正常停、送电应由电力调度填写调度操作票4.3.1.1 凡涉及两个以上受令单位互相配合进行的操作，应将操作任务按单位依顺序分项填写，在需中途停顿等待电力调度同意后方可继续操作的项目，必须注明“待令”字样，该项操作以前的各项操作均已完成后，方

31、可允许待令人继续操作。4.3.1.2 对操作正确性有重大影响的关键性联系事项应列入操作票中，对操作后要求达到的运行方式应充分清楚，正确的反映出来，对继电保护的使用方式亦应有必要的交待。4.3.1.3 仅有一个单位便可完成的操作票，应写明操作任务，不必分项，但如有装、拆地线的内容时，则必须分项列出，并注明操作顺序。4.3.1.4 配电线路操作命令票，应按操作顺序填写和执行，操作人员在操作前应得到电力调度允许，操作完后应立即报告发令人并再次核对操作正确性。4.3.2 电力调度操作票不包括现场具体倒闸顺序和操作细节。4.3.3 电力调度下达的调度操作票，即调令，在未下达调令编号前，该项调令不可执行，

32、调令从电力调度下达令号时起生效开始执行。4.3.4 电力调度操作执行完毕后，执班人员应立即通知电力调度，电力调度应注意问清：实际运行方式是否和操作票的要求完全一致，核对无误后再调度操作票上注明执行完的时间，并在模拟图版上按实际情况进行改变。若操作后的情况与原调度操作票有出入或操作票未能执行，应在操作票上注明原因。4.3.5 进行倒闸操作，电力调度应遵守下列规定4.3.5.1 调度操作票应使用事先编号好的规定用纸进行填写，如因变动而未执行的票，应盖未执行章。因填写不合格而未执行的票应盖作废章，已执行完的票应盖已执行章。4.3.5.2 填写完毕的调度操作票，应经审核，并在模拟图板上预演，无误后分别

33、在填写和审核栏内签字。依照操作票逐项下令，并进行录音，受令人应做记录，按记录向电力调度复诵一遍。4.3.5.3 予令制：对于计划性操作，电力调度应将调令内容提前下达给操作单位，及时做好操作准备。计划在接班后两小时内执行的调度操作票应由交班电力调度填写。4.3.5.4 调度操作票中应对线路、开关、刀闸等使用双重名称。4.3.5.5 变（配）电所内电气设备的倒闸操作（如倒母线）若不影响系统运行和用户供电时，电力调度可不填写调度操作票而记入值班记录薄。4.3.5.6 现场倒闸操作票内的顺序应符合电力调度操作票所列的先后顺序，不准改项、漏项、倒项、跳项执行。4.3.5.7 各分变电所值班负责人提出的专

34、用配电线停电申请，电力调度应要求用户先从负荷侧停电，由电力调度再次向分变电所回话核实并检查该配电线电流已为零，然后方可下令停电。有关的停、送电时间，联络人姓名、联络时间应记入电力调度值班记录薄。4.3.5.8 停电设备或接地点与电源之间应保持一个明显断开点（其操作机构应加机械闭锁并挂警告牌，防止误合）。在停电线路可能送电或返电的各端未做好保安措施前，不准开工（检修）。4.3.5.9 有关单位应特别注意，有时可能由于临时原因不按计划时间停、送电（如晚停、早停或不停），因此停电检修工作不可以予约停，送电时间代替开、完工手续。即使设备在停电状态，未向电力调度办理相应手续，严禁在电力调度管辖设备上进行

35、任何检修工作。4.3.5.10 在雷雨中，一般不进行户外操作。5 系统运行方式5.1 正常运行方式5.1.1 110KV、6KV系统正常运行方式主结线图如图所示：5.1.1.1 富拉尔基二电厂110KV二化甲线，二化乙线全部投入运行，富拉尔基热电厂6KV直配富化甲线、富化乙线处于备用状态，即富化甲线9123、富化乙线9222线路侧有电压 ，而9123、9222开关在开位，开关小车处于试验位置。5.1.1.2 总降压站110KV段、段母线经内桥开关100并列运行；5.1.1.3 1#主变、2#主变均投入运行；5.1.1.4 总降压站6KV段、段母线运行，分段开关9200处于热备状态；5.1.1.

36、5 自备电站1#发电机、2#发电机，6KV段、段母线，1#联络线、2#联络线均投入运行，母联3200开关处于备用状态；（若有一台发电机停运时，母联3200可以投入运行）5.1.1.6 造气变电所两条受电线路5101、5201全部部投入运行，母联5100处于断开位置；5.1.1.7 新锅炉变电所两条受电线路6101、6201全部投入运行，母联6100处于断开位置；5.1.1.8 总配电所两条受电线路1135、1234全部投入运行，母联1100处于断开位置；5.1.1.9 焦化变电所两条受电线路2101、2201全部投入运行，母联2100处于断开位置；5.1.1.10 循环水变电所两条受电线路71

37、01、7201全部投入运行，母联7100处于断开位置；5.1.1.11 泵站变电所两条受电线路4101、4201全部投入运行，母联4100处于断开位置；5.1.1.12 系统正常工作电压允许Un5%Un伏；5.1.1.13 各段运行变配电所两段母线负荷电流应分别相互接近，相差不超过20%；5.1.1.14 总降压站两段功率因数应保持最佳值。（COS=0。9以上）5.1.1.15 主变中性点运行方式： 主变停送电操作前，必须先将变压器中性点直接接地。正常运行时，保证一台中性点直接接地。5.2 非正常运行方式及事故运行方式5.2.1 当二化甲线（或二化乙线）检修停电时：5.2.1.1 总降压站在停

38、二化甲线（或二化乙线）以前先检查内桥100开关在运行状态；5.2.1.2 拉开二化甲线111（或二化乙线112）开关及刀闸，手车拉至检修位置；5.2.1.3 二电厂侧二化甲线（或二化乙线）停电；5.2.1.4 其它回路运行方式不变；5.2.1.5 全厂用电负荷由二化乙线（或二化甲线）及两台主变和自备电站供电；5.2.2 当二化甲线（或二化乙线）事故停电时：5.2.2.1 拉开二化甲线111（或二化乙线112）开关，手车拉至检修位置；5.2.2.2 拉开二化甲线111（或二化乙线112）刀闸；5.2.2.3 其它回路运行方式不变；5.2.2.4 全系统用电负荷由二化乙线（或二化甲线）经内桥100

39、及两台主变和两条联络线供电；5.2.3 当1#主变（或2#主变）检修停电时：5.2.3.1 平衡负荷，全系统用电负荷量由一台主变和电站发电机负荷决定；5.2.3.2 6KV分段开关9200投入运行；5.2.3.3 拉开1#主变9122（或2#主变9221）开关，手车拉至试验位置；5.2.3.4 拉开1#主变101（或2#主变102）刀闸；5.2.3.5 其它回路运行方式不变；5.2.3.6 全系统用电负荷由二化乙线经2#主变（或二化甲线经1#主变）及联络线供电；5.2.4 当1#主变（或2#主变）事故停电时（纵差动作）5.2.4.1 拉开1#主变9122开关（2#主变9221开关），并将手车拉

40、至试验位置；5.2.4.2 拉开1#主变101（或2#主变102）刀闸；5.2.4.3 合上二化甲线111（或二化乙线112）开关，合上内桥100开关，其它回路运行方式不变；5.2.4.4 平衡用电负荷，全系统用电负荷由一台主变及自备电站发电机负荷决定；5.2.5 总降压站全所停电，即二化甲线、二化乙线同时停电，段、段联络线解列5.2.5.1 确认二化甲、乙线已停电，电调联系局调确认二化甲、乙线不能马上恢复送电，并请示投运富化甲线、富化乙线；5.2.5.2 拉开二化甲线111开关、111刀闸、二化乙线112开关、112刀闸；5.2.5.3 拉开1#主变9122开关，手车拉至试验位置，拉开2#主

41、变9221开关，手车拉至试验位置；5.2.5.4 拉开1#主变101刀闸，2#主变102刀闸；5.2.5.5 电站根据负荷自行调整发电机负荷及参数，保证电压及频率，并合上电站母联3200；5.2.5.6 各6KV变配电所（除电站）负荷全部拉开；5.2.5.7 富化甲、乙线送电，总降压站6KV段、段母线分段运行，然后由保安电源带全厂负荷；5.2.5.8 拉开电站1#联络线3104、2#联络线3209开关；5.2.5.9 段联络线9121、段联络线9219送电；5.2.5.10 再1#联络线3104、2#联络线3209送电并网（发电机）；5.2.5.11 各变电所运行方式不变，恢复生产，保安负荷送

42、电（负荷量由富化甲、乙线及自备电站发电机负荷决定）；5.2.5.12 全厂由富化甲线，通过1#联络线与发电机并列，带全厂6KV段保安负荷，富化乙线，通过2#联络线与发电机并列，带全厂6KV段负荷；5.2.5.13 保安用电设备明细如下（暂定）5.2.5.13.1 江心泵站 480KW5.2.5.13.2 焦化煤气鼓风机 800KW5.2.5.13.3 焦化鼓风变压器 1250KVA5.2.5.13.4 化肥4#变压器 1000KVA5.2.5.13.5 化肥5#变压器 650KVA5.2.5.13.6 新锅炉 2855KVA5.2.5.13.7 造气、空分 2600KVA5.2.5.13.8

43、净化、尿素 3200KVA5.2.5.13.9 循环水 2250KVA 除保安用电设备外，其他用电设备全部停运，并不得用电；5.2.6 对5.2.5情况恢复送电过程5.2.6.1 二化甲线及二化乙线电厂侧送电；5.2.6.2 将总降6KV段（或6KV段）负荷倒到6KV段（或6KV）；5.2.6.3 将各分变电所6KV母联合上；5.2.6.4 总降6KV段（或段）分支线全部拉开；5.2.6.5 段联络线9120及3104（或段联络线9219及3209）停电；5.2.6.6 富化甲线（或富化乙线）停电，（至备用状态，手车在试验位置）；5.2.6.7 合上二化甲线111（或二化乙线112）刀闸；5.

44、2.6.8 合上1#主变101（或2#主变102）刀闸；5.2.6.9 将二化甲线111（或二化乙线112）手车推至工作位置，合上开关；5.2.6.10 合上1#主变9122（或2#主变9221）开关；5.2.6.11 总降各6KV变配电所段（或段）送电；5.2.6.12 平衡全厂6KV段负荷，将总降6KV段负荷倒到总降6KV段，至使富化乙线电流指示为零；5.2.6.13 富化乙线停电，将手车拉至试验位置，同是控制好发电机的负荷平衡，保证电压及频率质量；5.2.6.14 在总降6KV分段开关9200同期合闸，使二化甲线与电站联络线并列运行；5.2.6.15 送二化乙线、内桥及2#主变，同时送各

45、变电所6KV段分支线及1#联络线；5.2.6.16 各分支变电所母联合上；5.2.6.17 各分支变电所6KV恢复送电；5.2.7 总配电所1135、1234两条受电线中一条事故停电（或检修停电）的运行方式结线如下图所示（图中以1135线停电为例）5.2.7.1 总降压站9121线检修停电时，应在停电前，合总配电所母联1100刀闸，开关，然后拉开总配电所1135开关及甲、乙刀闸；5.2.7.2 当总降压站9121线事故停电时，总配电所应先拉开1135开关，然后合上母联1100刀闸，开关；5.2.7.3 如因总配电所6KV段设备引起总降压站9121或总配电所1135开关跳闸停电时，总配电所的事故

46、设备回路在故障排除前不得送电；5.2.7.4 总配电所单回路受电时，其负荷电流不得超过2000A；5.2.8 焦化变电所2101、2201两条受电线中一条事故停电（或检修停电）的运行方式主结线如下图所示（图中以2101线停电为例）5.2.8.1 总降压站9101线检修停电时，应在停电前，合焦化变电所母联2100负荷开关，然后拉开2101开关及甲、乙刀闸；5.2.8.2 总降压站9101线事故停电时，焦化变电所应先拉开2101开关，然后合母联2100负荷开关；5.2.8.3 如因焦化变电所6KV段设备线起总降压站9101开关跳闸停电时，焦化变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.8.4

47、 焦化变电所在单回路受电时，其负荷电流不得超过300A。5.2.9 泵站变电所4101、4201两条受电线路中一条事故停电（或检修停电）时的运行方式主结线如下图所示（图中以4101线路停电为例）5.2.9.1 总配电所1127线检修停电时，应在停电前，合泵站变电所母联4100刀闸，然后拉开4101开关及甲、乙刀闸；5.2.9.2 总配电所1127线路事故停电时，泵站变电所应先拉开4101开关，然后合母联4100刀闸；5.2.9.3 如因泵站变电所6KV段设备线起总配电所1127开关跳闸停电时，泵站变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.9.4 泵站变电所在单回路受电时，其负荷电流不得

48、超过295A。5.2.10 造气变电所5101、5210两条受电线中一条事故停电（或检修停电时）的运行方式主接线如下图所示（图中经5101线路停电为例）5.2.10.1 总降压站9106线路检修停电时，应在停电前将造气变电所母联5100投入运行，然后拉开5101开关；5.2.10.2 总降压站9106事故停电时，造气变电所应先拉开5101开关，然后母联5100投入运行；5.2.10.3 如因造气变电所6KV段设备线起总降压站9106或5101开关跳闸停电时，造气变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.10.4 造气变电所单回路受电时，其负荷电流不得超过1250A。5.2.11 新锅炉

49、变电所6101、6201两条受电线路中一条事故停电（或检修停电）时的运行方式主结线如下图所示（图中以6101线路停电为例）5.2.11.1 总降压站9109线路检修停电时，应在停电前先将新锅炉变电所母联6100投入运行，然后拉开6101开关；5.2.11.2 总降压站9109事故停电时，新锅炉变电所应先拉开6101开关，然后将母联6100投入运行；5.2.11.3 如因新锅炉变电所6KV段设备引起总降压站9109或6101开关跳闸停电时，新锅炉变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.11.4 新锅炉变电所单回路受电时，其负荷电流不得超过970A。5.2.12 循环水变电所7101、7

50、201两条受电线路中一条事故停电（或检修停电）时的运行方式主接线如下图所示（图中以7101线路停电为例）5.2.12.1 总降压站9108线路检修停电时，应先将循环水变电所母联7100投入运行，然后拉开7101开关；5.2.12.2 总降压站9108线路事故停电时，循环水变电所应先拉开7101开关，然后将母联7100投入运行；5.2.12.3 如因循环水变电所6KV段设备引起总降压站9108或循环水变电所7101开关跳闸停电时，循环水变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.13 二甲酯变电所A101、A201两条受电线路中一条事故停电（或检修停电）时的运行方式主结线如下图所示（图中以

51、A101线路停电为例）5.2.13.1 总配电所1133线检修停电时，应在停电前，合二甲酯变电所母联A100刀闸，然后拉开A101开关；5.2.13.2 总配电所1133线路事故停电时，二甲酯变电所应先拉开A101开关，然后合母联A100刀闸；5.2.13.3 如因二甲酯变电所6KV段设备线起总配电所1133开关跳闸停电时，二甲酯变电所的事故设备回路在故障排除前不得送电；5.2.13.4 二甲酯变电所单回路受电时，其负荷电流不得超过600A。5.2.14 总配电所、焦化变电所、电站变电所、泵站变电所、造气变电所、新锅炉变电所、循环水变电所、二甲酯变电所的各配出回路事故停电（或检修停电）时的运行

52、方式按当时系统运行方式由电力调度确定。5.2.15 电抗器的运行方式 1 电抗器串联在总降1主变至二次侧开关间，2电抗器串联在2主变至二次侧开关间。3电抗器串联在总降6KV段至电站1联络线线路中。4电抗器串联在总降6KV段至电站2联络线线路中。6 事故处理6.1 事故处理的原则6.1.1 处理110KV、6KV系统事故时，电力调度和运行人员应做到6.1.1.1 尽快限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备安全的威胁；6.1.1.2 用一切可能的方法保持对用户的正常供电；6.1.1.3 尽快对已停电单位和设备恢复送电，优先恢复重要用电单位和设备的供电；6.1.1.4 调整110KV、6KV

53、系统的运行方式，使其恢复正常。6.1.2 110KV、 6KV系统事故时6.1.2.1 事故单位的运行人员必须及时、简明，正确地将事故有关情况报告电力调度；6.1.2.2 电力调度应在了解事故情况时，应注意问清全貌（如跳闸之开关，电压的变动情况，继自装置动作及其它异常现象），防止误判断；6.1.2.3 非事故单位不应在事故当时向电力调度或事故单位询问事故情况，并不得占用电话，以免影响事故处理（非事故单位不包括受事故影响的单位）；6.1.2.4 电力调度应尽快将事故情况报告公司总调度中心，必要时报告公司主管经理。6.1.2.5 在处理事故过程中，调度人员之间、电力调度与事故现场运行人员之间，必须

54、及时互通情况，互相研究，做到情况清楚，步调一致。6.1.2.6 事故处理时，电力调度和事故现场值班人员均不填操作票，不使用令号，但在联系时，必须实行复诵制，做好记录，并进行录音。6.1.2.7 对于设备的异常和紧急情况，能否坚持运行或停电处理，应以现场的报告和要求为主，电力调度根据系统和用电情况决定，尽量缩小范围和停电时间。6.1.2.8 为消除对人身和设备安全的直接威胁，在紧急情况下，现场不待调令可进行操作处理，并应尽快报告电力调度。6.1.2.9 线路发生故障，电力调度应通知有关单位巡查事故原因，巡视检查人员应认为线路带电。发现故障点，应先通知电力调度，如需进行处理，必须取得电力调度的同意

55、，采取必要的安全措施后方可进行；若巡查未发现故障，亦应报告电力调度。6.1.2.10 运行操作中发生的故障或异常现象（如瞬间接地，自动跳闸等），操作人员应及时报告电力调度，电力调度应做好记录，并提出处理意见。6.1.2.11 交接班时发生事故，不得进行交班，事故处理由交班人员进行。6.1.2.12 电力调度是公司110KV、6KV系统事故处理的全面领导人，他有权召唤厂内任何工作人员，他通过值班长领导所有处理事故的人员，车间主任或车间其他负责人应协助处理，但向值班人员发出的指示不得与电力调度的命令相抵触。6.1.2.13 事故处理时，如果电力调度的命令有错误或直接威胁人身或设备的安全时，值班人员

56、无论在任何情况下均不得执行，并向电力调度说明不执行的理由，如电力调度确认自己的命令正确，值班人员应立即执行，事后可向上级领导反映。6.2 主要设备的事故处理6.2.1 电力变压器不正常运行和事故处理6.2.1.1 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象时（如漏油、油枕内油面高度不够、发热不正常，音响不正常等）应用一切方法将其消除，并报告本单位领导和电力调度，并应将经过情况记入值班记录薄和设备缺陷记录薄内。6.2.1.2 若发现异常现象非停用变压器不能消除且有威胁整体安全的可能性时，应立即停下处理。若有备用变压器时，应尽可能先将备用变压器投入运行。6.2.1.3 变压器有下列情况之一者，应立

57、即停下处理，并换用备用变压器6.2.1.3.1 变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；6.2.1.3.2 在正常冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；6.2.1.3.3 油枕喷油或防爆管喷油；6.2.1.3.4 漏油致使油面降落低于油位指示器上的限度；6.2.1.3.5 油色变化过甚，油内出现碳质等；6.2.1.3.6 套管有严重的破损和放电现象。6.2.1.4 变压器过负荷超过允许值时，值班人员应按厂电气设备运行规程的规定调整变压器的负荷。6.2.1.5 变压器油温升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取措施使其降低，因此必须进行下列工作6.2.1.5.1 检查变压器的负荷和冷却介质

58、的温度，并与在这种负荷和冷却温度下应有的油温核对；6.2.1.5.2 核对温度表（计）；6.2.1.5.3 检查变压器室的通风情况；若发现油温较平时同样负荷和冷却温度下高出10以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明变压器室的通风良好且温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁心起火，线圈层间短路等），但变压器的保护装置因故不起作用，则应将变压器停下处理。6.2.1.6 如变压器中的油已凝固时，允许将变压器投入运行接带负荷，但此后必须注意上层油温和油的循环与否。6.2.1.7 当发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时，应立即停电加油。如因大量漏油而使油位迅速降低时，应立即

59、停电，迅速采取停止漏油的措施，并立即加油。6.2.1.8 油位因温度上升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。6.2.1.9 瓦斯继电保护装置的信号动作时，应检查变压器（如有备用变压器，必要是可先换用备用变压器），查明瓦斯继电器信号动作的原因，是否因空气浸入变压器内，或因油位降低，或是由于二次回路的故障。（如检查变压器的外部查不出异常征象，则需鉴定继电器内积聚的气体的性质。如气体是无色无臭而不可燃的，则变压器仍可继续运行；如气体是可燃的，则无论有无备用变压器，必须停下变压器，以便仔细地研究原因）。检查气体是否可燃时，须特别小心，不要将火靠

60、近继电器的顶端，而要在其上面56厘米处。如瓦斯继电器动作的原因，不是由于空气浸入变压器所引起，则应检查油的闪光点，若闪光点较过去记录降低5以上，则说明变压器内部已有故障，必须将变压器停下。若瓦斯继电保护装置的信号因油内剩余空气分出而动作时，值班人员应放出瓦斯继电器内积聚的空气，并注意这次信号与下次信号动作的间隔时间。若信号动作的间隔时间逐次缩短，就表示开关即将跳闸，此时应报告本单位领导和电力调度，但如有备用变压器时，则应换用备用变压器。6.2.1.10 如变压器因瓦斯继电器动作而跳闸，并经检查证明是因可燃性气体使保护装置动作时，则变压器在未经检查并试验合格前，不许再投入运行。6.2.1.11

61、瓦斯继电保护装置的动作，一般有两种：一种是信号动作不跳闸，一种是两者同时动作。信号动作不跳闸者，通常有下列几个原因6.2.1.11.1 因注油、加油或冷却系统不严密，以致空气进入变压器；6.2.1.11.2 因温度下降或漏油致使油面缓缓低落；6.2.1.11.3 因变压器故障而产生少量气体；6.2.1.11.4 由于发生穿越性短路而引起；6.2.1.12 信号和开关同时动作，或仅开关动作者，可能是由于6.2.1.12.1 变压器内部发生严重故障；6.2.1.12.2 油面将下太快；6.2.1.12.3 保护装置二次回路有故障；6.2.1.12.4 在某种情况下，例如在修理后，油中空气分离出来太快。6.2.1.13 瓦斯继电保护装置动作的原因和故障的性质，可由继电器内积聚的气体量、颜色和化学成分等来鉴别。根据气体的多少，可估计故障的大小，如积聚的气体是无色无臭而不可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是油中分离出来的气体所致。 如气体是可燃的，则瓦斯继电器动作的原因是变压器内部故障所致。气体颜色的鉴别必须迅速进行，否则经一定时间颜色会消失（有色物质沉淀）。变压器故障的性质可根据下表确定： 气体颜色