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1、一调度范围的划分原则 2.3.1 各级调度范围的界线应该明确，不出现双重调度的设备。配套的二次部分的调度权同一次设备，如保护、自动控制装置、同期并列装置、发电机励磁及PSS等。 省网内主要发电厂、220kV变电站及220kV以上主要联络线由省调调度(详见省调调度设备范围)。 关系系统安全稳定或全局的二次部分规省调调度，如稳定控制系统、实时调度系统、AGC、AVC、EMS、保护故障信息系统、电量计量系统、通信主干系统和220kV以上发电厂、变电站的系统通信设备等。 2.3.2 各发电厂、变电站的自用电由各厂、站自行调度。 2.3.3 除国调、网调、省调调度的设备外，其它设备原则上按供电区划分，属
2、各地调调度。县调的调度范围由地调确定。 2.3.4 各发电厂、地调调度的下列设备的操作须经省调同意： 2.3.4.1 省调调度的发电厂与省网的联络设备。 2.3.4.2 地调调度的110kV及以上电压等级的设备与主网短时合、解环操作。 2.3.5 省网内国调、网调调度的一次设备操作前后，设备所在厂、站的值班人员均应向省调汇报。 2.3.6 如果省网内出现省调调度的500 kV设备，则按照网调规程有关条文执行。二安全稳定装置的管理 2.11.1 省调调度范围内的安全稳定装置由省调负责制定方案并组织实施，相关单位应按照调度机构制定的方案实施自己内部的稳措装置。稳定装置投入运行后的运行维护由设备所在
3、单位负责。 2.11.2 省调调度范围内的稳定装置由省调调度员根据稳定装置运行规定下令投退，地调和厂、站值班人员应按照现场运行规程投退稳定装置。未得到相应调度的指令，现场值班人员不得自行投退稳定装置及随意转移、增减稳定装置所控制的负荷。 2.11.3 当涉及到稳定控制系统正常运行的线路或相关设备停运检修，省调值班调度员应根据运行方式变化，先退出相应的稳定装置后，方可进行相应设备的操作。 若稳定装置或系统出现异常，应汇报省调值班调度员，地调和厂、站值班人员根据调度指令处理。三许可操作适用操作项目： 3.1.2.4.1.1省调调度的发电机组、调相机、静补、变压器、高压并联电抗器的操作。 3.1.2
4、.4.1.2 省调调度的变电站母线倒闸操作、旁路开关操作(含旁代线路开关操作)及PT操作。 3.1.2.4.1.3 省调调度的发电机、变压器、母线的元件保护，故障录波器、电压调整器、强励的投退，主、备励磁机倒换。 3.1.2.4.1.4 省网操作权下发的220kV线路。 3.1.2.4.1.5 本规程2.3.4条规定的条文。四设备检修安全措施装、拆的规定： 3.1.6.1 线路检修需在厂、站端装、拆的安全措施，由下令操作该线路的调度员负责，厂、站值班人员按调度指令装、拆。 3.1.6.2 厂、站内设备检修所需的措施，由厂、站自行管理，但是要将线路接地时，应得到调度员许可，工作结束后应及时申请拆
5、除。五合、解环操作 3.4.1 合环前必须确认相位一致。 3.4.2 合环前尽量将电压差调整到最小，最大不超过额定电压的20%。 3.4.3 合环时，一般应经同期装置检定，功角差不大于30度。 3.4.4 解环前，应充分考虑解环后电压、潮流的变化，不能使任一设备过载或超稳定极限，解环后的任一侧设备应能承受不对称负荷、冲击负荷的影响。 3.4.5 合解环操作时，应注意调整继电保护、自动装置、重合闸方式、变压器中性点接地方式，使其与运行方式相适应。六操作220kV及以上电压等级的线路时应注意问题： 3.5.3.1 要选用开断性能好且有全线速断保护的开关充电。 3.5.3.2 不使发电机产生自励磁。
6、 3.5.3.3 线路充电，一般由远离大容量发电机端、远离负荷中心端充电，兼顾充电侧的供电可靠性。 3.5.3.4 防止送端和线末电压升高超过允许值，应根据充电功率的大小，采取措施先将送端电压降低。 3.5.3.5 线路停、送电时，一般不允许末端带空载变压器。 3.5.4 新建、改建或大修后线路送电时要有可靠的速断保护。若新投线路变流器已接入母差回路，应解除母差保护后才能送电。 3.5.5 新建、改建、检修后相位变动的线路送电时必须校对相位正确。七线路停、送电时继电保护投、退规定 线路停电：二次回路没有工作，保护不退；二次回路有工作，在开关解备后，再将保护跳闸压板断开，并将启动失灵保护回路切断
7、。线路送电：开关恢复备用前按规定将保护投入。八变压器操作 3.6.1 新装或更换线圈大修后的变压器投运时，若条件允许应做零起升压试验，作全压冲击时应使全套保护投入跳闸，并网前检查相位。 3.6.2 断、合变压器110kV及以上电压侧的开关时，应先推上中性点接地刀闸。无论主变任何一侧的绕组为开路方式，该侧中性点应保持接地运行且零序保护投入。 3.6.3 变压器投运时，选择保护齐全、可靠和有后备保护的电源侧充电。 3.6.4 并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，先合上待投变压器中性点接地刀闸，后拉开待退变压器中性点接地刀闸。零序过流和零序过压保护要作相应切换。九母线分段操作原则 3.9.1.1
8、使通过母联的电流较小； 3.9.1.2 对相位比较式母差，每组母线都有电源。 3.9.1.3 任一组母线故障或母联误跳，不致使电网瓦解。 3.9.1.4 双回线应放在不同母线。 3.9.1.5 尽可能每组母线都有一台变压器中性点接地。 3.9.1.6 便于保厂用电。十省调调度的设备发生事故或异常有关运行人员应立即向省调报告内容： 4.1.2.1 开关跳闸情况； 4.1.2.2 保护及自动装置动作情况； 4.1.2.3 事故主要象征及起因，系统是否振荡，潮流、频率、母线电压变化情况，主要设备有无损坏，主机运行是否正常，设备有无过载和超稳定极限。十一.各级继电保护部门保护装置整定范围的划分： 2.
9、10.3.1 省调调度的220kV联络线和母线保护由省调整定。 2.10.3.2 各发电厂、市电业局的变压器、调相机、发电机、110kV及以下电压的母线等保护由设备所辖单位继电保护部门整定。 2.10.3.3 变压器的零序电流、零序电压保护由负责该侧电压的线路保护装置定值的计算部门整定。十二. 发电厂、变电站运行人员在保护运行中的职责： 2.10.5.1 有关继电保护及二次回路的操作或工作均应执行现场运行规程或规定，经管辖该装置的调度员或值长、班长同意方可进行。继电保护的投入、退出、以更换定值区方式更改定值等操作由运行人员负责进行。 2.10.5.2 在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须
10、审查保护工作人员的工作票及安全措施，按工作票和现场实际情况作好安全措施。更改整定值和变更接线必须持有经批准的定值通知单和图纸，才允许工作。 2.10.5.3 继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线，元件、端子是否恢复，试验中的临时线是否拆除，继电保护工作日志所写内容是否清楚等。 2.10.5.4 保护装置更改定值后或新保护装置投入运行前，运行人员必须持保护装置打印的定值单与管辖该保护的值班调度员核对整定值和有关事项，无误后方可投入运行。 2.10.5.5 运行人员必须按继电保护运行规程对保护装置及二次回路定期巡视、对试或按规程规定更改定值；监视交流电压回路，使保护在任何时候不
11、失去电压；监视电气设备或线路的负荷潮流，避免其超过保护整定值所允许的最大负荷电流，发现问题，及时汇报。 2.10.5.6 发现保护装置(如高频保护交换信号不符合规定)及二次回路存在缺陷或异常情况，应作记录，通知本单位继电保护人员及时处理。如发现保护装置有明显异常，可能引起误动作时，现场运行人员应作出正确判断，向有关调度汇报，并申请退出。 2.10.5.7 对继电保护及安全自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报，并通知本单位继电保护部门上报故障录波图。十三.安全稳定装置的管理 2.11.1 省调调度范围内的安全稳定装置由省调负责制
12、定方案并组织实施，相关单位应按照调度机构制定的方案实施自己内部的稳措装置。稳定装置投入运行后的运行维护由设备所在单位负责。 2.11.2 省调调度范围内的稳定装置由省调调度员根据稳定装置运行规定下令投退，地调和厂(站)值班人员应按照现场运行规程投退稳定装置。未得到相应调度的指令，现场值班人员不得自行投退稳定装置及随意转移、增减稳定装置所控制的负荷。 2.11.3 当涉及到稳定控制系统正常运行的线路或相关设备停运检修，省调值班调度员应根据运行方式变化，先退出相应的稳定装置后，方可进行设备的操作。 若稳定装置或系统出现异常，应汇报省调值班调度员，地调和厂(站)值班人员根据调度指令处理。十四.复用传
13、输通道的运行管理 2.11.4.1 复用传输通道的发送端和执行端的继电装置的维护校验按继电保护规程执行。 2.11.4.2 复用传输通道的维护由通信部门负责，其分界点在通信复用设备的接口端子处。 2.11.4.3 稳定装置投运后，应保证复用传输通道处于正常工作状态。遇有异常，应立即报告省调值班调度员，并做好记录。 2.11.4.4 若稳定控制系统继电装置异常，按继电保护异常规定处理。现场值班人员一方面通知维修人员，同时向相应调度报告。若异常情况可能引起装置误动时，运行人员可先将装置退出运行，同时报告相应调度。 2.11.4.5 未经省网通信调度许可，不得在复用设备上工作。十五. 电力调度二次系
14、统安全防护要求 并入河南电网的各发供电单位内部基于计算机及网络技术的业务系统，必须按照国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定的要求，坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，部署必要的安全防护设施、并制定严格的安全防护管理制度，以保证电力监控系统和电力调度数据网络的安全。十六.各发电厂、地调调度的下列设备的操作须经省调同意： 3.1.1.3.1 省调调度的发电厂与省网的联络设备。 3.1.1.3.2 省调下放操作权的220kV线路。 3.1.1.3.3 地调调度的110kV及以上电压等级的设备与主网短时合、解环操作。 3.1.1.3.4 省调委托调度的馈线变电站变压器220
15、kV侧中性点。十七.许可操作中的通用注意事项： 3.1.2.6.1 许可操作的申请：按日计划的安排或应现场临时缺陷处理的要求，现场运行值班人员准备好操作票后，向省调值班调度员说明停电任务和停电范围，申请许可操作，省调值班调度员确认电网运行状态允许时，下达“省调许可”指令。 3.1.2.6.2 许可操作的中止：现场运行值班人员在操作中涉及投退高频保护(旁路开关代线路操作，合小环前)，需要其他操作单位配合或现场规定的其他情况时，应暂停操作，与省调联系，待省调再次许可后，方可继续操作。操作过程中发生异常时，应立即向调度汇报。 3.1.2.6.3 许可操作的终结：现场操作完毕后，向省调汇报现场操作已全
16、部终结，由省调值班调度员认可该项操作全部终结。双方应将操作任务、操作许可和终结时间记入操作记录簿。十八.调度操作基本要求 3.1.4.1 在操作前，调度员要充分考虑对系统运行的影响(如潮流、稳定、频率、电压、继电保护、安全自动装置、自动测控装置、通信、远动、特殊负荷等，方式变化与局部供电可靠性、变压器中性点接地方式，规程及特定方案的要求)，并提前通知各有关单位准备操作票，作好事故预想。 3.1.4.2 填写和审查操作票要对照模拟盘及监视器(必要时查询现场实际情况)，对需要变更的继电保护及自动装置，填写在操作票内。 3.1.4.3 在操作过程中，发令人应按操作票宣读，受令人应复诵指令全部内容，确
17、认无误后方可操作。操作后受令人应立即向发令人汇报，发令人确认无误后，此项指令才算执行完毕。发令、执行和汇报时间双方都应记入操作票或记录簿内。受令人在操作中听到调度电话铃声，应立即停止操作，迅速接电话。 3.1.4.4 操作完毕后，及时变更模拟屏(更改有关二次设置或参数)，并将操作后的运行方式变化通知各有关单位。十九.下列情况不宜操作，如必须操作应有针对性安全措施。 3.1.8.1 交接班时； 3.1.8.2 雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； 3.1.8.3 系统发生事故时； 3.1.8.4 电网高峰负荷时段。二十.省网操作权下放的220kV线路检修工作的管理制度： 3.2.5.1 所有属省调调度
18、管辖但许可地调操作的线路，由线路所属地调向省调申报检修工作申请，得到批准后在次日的日计划中安排检修工作。 3.2.5.2 操作权下放的220kV线路检修票由对该线路执行操作的地调负责许可和终结管理，省调不再办理线路检修票，也不再下达检修票编号。停电线路两侧接地线等线路安全措施亦由该地调负责登记管理，省调不再进行登记。 3.2.5.3 线路的检修过程中，两端变电设备增加工作，在不影响检修工期和设备送电后的安全运行时(如送电时不需核相、定相、带负荷校保护的)，不必再向省调申请。否则，该检修工作必须向省调提出申请，省调许可后方可开工。线路开关保护二次回路有配合工作时，其工作不得影响运行设备的正常运行
19、。 3.2.5.4 若设备检修工作在省调批准工期内不能按时完成时，地调应提前一天向省调提出延期申请。特殊情况下临时增加的申请，可向当值调度员申报。二十一.省调线路的带电作业：所有220kV线路带电作业工作由省调统一管理。要求退重合闸的带电作业，由所属地调调度员在开工前向省调值班调度员申报带电作业票，省调根据运行方式及天气情况等，决定是否同意带电工作。在解除该线路重合闸后办理许可开工手续才可开工。不要求退重合闸的带电作业，不办理带电作业票，由所属单位地调调度员在开工前向省调值班调度员申报在线路杆塔带电作业、作业内容及工期，得到省调同意后即可开工，工作结束后及时汇报省调。二十二.刀闸操作 3.8.
20、1 220kV及以下电压等级的刀闸，允许进行下列操作： 3.8.1.1 拉合电压互感器。 3.8.1.2 无雷雨时拉合避雷器。 3.8.1.3 拉合空母线，但不能对母线试充电。 3.8.1.4 拉合变压器中性点接地刀闸。 3.8.1.5 拉合同一电压等级、同一变电站内经开关闭合的旁路电路。 3.8.1.6 拉合作过环流试验的3/2接线的环路。3.8.1.7 通过计算或试验经总工程师批准的其它操作二十三.旁路开关带线路运行操作原则： 3.10.5.1 旁路开关的保护定值与被带线路开关一致。 3.10.5.2 用旁路开关对旁母线充电正常后，应断开旁路开关，推上被带线路的旁刀闸之后停止操作汇报省调，
21、退出有关保护。 3.10.5.3 用旁路开关与被带线路开关合环。 3.10.5.4 检查旁路开关已带上负荷，且三相电流基本平衡，然后将被带线路开关停运解备。 3.10.5.5 注意事项：在用刀闸拉、合空载的旁母时，不论是用电动或手动操作，都不允许中途停止，防止长时间电弧过电压损坏设备。 3.10.5.6 以上原则不适用220kV峡窝变，由于220kV旁母长、充电电流大，不可用旁刀闸对旁母线充电，只能用旁刀闸操作合环。二十四.为防止事故扩大，下列情况允许先操作，但事后应尽快向省调报告： 4.1.3.1 将直接威肋人身安全的设备停止运行；解除对运行设备安全的直接威胁； 4.1.3.2 将事故设备停
22、电隔离； 4.1.3.3 事故中解列的部分电网、发电厂或发电机，若已符合并网条件可立即并网。 4.1.3.4 现场事故处理规程有明文规定者。二十五.电压监控点电压低的处理 4.3.2.1 增加就地和邻近的发电机(包括地方电厂)、调相机和静止补偿器的无功出力，退出并联补偿电抗器，投入备用并联电容器。 4.3.2.2 投入在备用状态下的高压输电线路，增开备用机组。 4.3.2.3 在允许范围内，提高邻近电压监控点的电压，或普遍提高全网电压。 4.3.2.4 适当调节带负荷调压变压器的抽头。 系统故障后，当一个区域大面积电压比较低时，禁止地调调度员以调整变压器抽头的办法吸收无功提高低压系统电压(参见
23、 2.8.5)。 4.3.2.5 若系统情况允许，必要时可降低发电机有功出力，以增加无功出力。 4.3.2.6 降低远距离、重负荷线路的输送功率。 4.3.2.7 电压低于规定值下限5%属异常状态，省调值班调度员必须及时处理，必要时限制用电负荷，使电压恢复正常，防止因处理不及时而造成电能质量降低事故。二十六.电压监控点电压高的处理 4.3.4.1 降低邻近发电机、调相机的无功出力。 4.3.4.2 调整静止补偿器出力，退出并联电容器，投入并联补偿电抗器。 4.3.4.3 在允许范围内，降低邻近电压监控点的电压，或普遍降低全网电压。 4.3.4.4 适当调节带负荷调压变压器的抽头。 4.3.4.
24、5 将空载和轻载的高压输电线路停运。 4.3.4.6 电压高于规定值5%属异常状态，省调值班调度员必须及时处理，必要时紧急降低发电机有、无功出力，调至进相运行或降低发电机有功出力到最大进相容量，或解列部分机组的办法使电压恢复正常，防止因处理不及时而造成电能质量降低事故或设备故障。二十七.变压器跳闸的处理 4.5.3.1 变压器的主保护同时跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。 4.5.3.2 变压器的瓦斯或差动保护动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体后证明变压器内部无明显故障者，在系统急需时可以试送一次。有条件时，应零起升压。 4.5.3.3 变压器后备过流保护动作跳闸
25、，在找到故障并有效隔离后，一般可对变压器试送一次(但是等效于低压侧出口的故障应按有关规定检查后确定)。 4.5.3.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应进行检查，并适当降低变压器输送功率。二十八.母线失压处理的一般程序 4.6.1.1厂(站)值班员不待调度指令将运行于母线上所有开关断开(包括已跳闸却处于非全相的开关)。迅速恢复受到影响的厂(站)用电，并立即报告省调。 4.6.1.2 省调在保持无故障系统及设备的正常运行后，应尽快使受到影响的系统恢复正常，消除设备过负荷、超极限运行状况。 4.6.1.3 母线故障，应迅速查明原因，隔离故障点，再恢复供电。 4.6.1.4 母线保护动作后经检查未发
26、现有明显的短路象征，为了迅速恢复正常运行，允许对母线试送一次，有条件者可零起升压。 4.6.1.5 双母线结构中一组(段)母线故障时，为迅速恢复系统的连接，可将完好的元件倒至非故障母线运行。 4.6.1.6 后备保护(如开关失灵保护等)动作，引起母线失压，也应断开母线上所有开关，然后对母线试送电。母线试送成功后，再试送各分路。为防止送电到故障回路，再次造成母线失压，应根据有关厂(站)保护动作情况，正确判别故障元件、拒动的保护和开关，必要时用对侧开关试送电，本侧用旁路开关代，然后查明开关、保护拒动原因。二十九.厂(站)全部失压直流电源电压低的处理 4.6.2.1 失压超过20分钟且站用电失去，如
27、果直流母线电压有所降低，可汇报并听从省调指令，保留一台使母线受电开关的直流电源，切断其它开关的直流供应(含部分不重要的事故照明、设备)，以节约蓄电池的能量。 4.6.2.2 厂(站)用电有备用交流电源的，应尽快倒至备用电源供电。 4.6.2.3 只要交流高压母线恢复供电，应考虑尽快恢复厂(站)用电。三十.断路器故障的处理 4.11.1 运行中的断路器看不见油位、空气压力低、SF6密度低等，且超过允许值，严禁切负荷电流及空载电流。应立即采取防跳闸措施，然后用旁路开关旁代或用母联开关串带，将故障断路器停运。 4.11.2 断路器操作系统发生异常，不能使断路器跳闸或跳闸回路被闭锁，应采取防慢分措施，
28、然后设法将操作系统恢复正常，否则应用旁路开关旁代或用母联开关串带。 4.11.3 断路器有下列情况之一者，应立即按照4.11.1，4.11.2有关内容处理，再申请停运处理。 4.11.3.1 套管严重破损并存在放电现象； 4.11.3.2 断路器内部有异常响声； 4.11.3.3 少油断路器灭弧室冒烟或明显漏油以致看不到油位； 4.11.3.4 连杆等问题，一相或多相合不上或断不开； 4.11.3.5 SF6开关气室严重漏气发出操作闭锁信号； 4.11.3.6 液压机构突然失压并且不能恢复； 4.11.3.7 现场规程中有具体规定的其它情况。三十一.电压、电流互感器的故障处理 4.12.1 电
29、压互感器二次开关(或保险)断开，值班人员在处理的同时，应及时向省调报告，共同做好有关保护及自动装置防误动作措施。若二次开关合不上，在故障没消除之前不允许合PT二次侧联络刀闸，避免另一组PT二次开关跳闸。 4.12.2 互感器因漏油看不到油位，或听到内部有异常响声时，应申请省调及时将设备停运。 4.12.3 互感器冒烟应立即用开关将其停运，事后及时向省调报告。严禁用隔离开关或摘下熔断器的办法隔离有故障的互感器。 4.12.4 当发现电压、电流互感器故障或异常，应及时消除其对保护、自动装置的影响，防止保护及自动装置误动而使事故扩大。 4.12.5 当发现电流互感器开路时，应设法将其短路，如无法实现
30、，应将此电流互感器停运。三十二.失去通信联系的处理 4.13.1 各厂(站)与省调通信中断，在积极查找原因的同时，通过第三单位或长途电话与省调取得联系。若采取上述办法仍未与省调取得联系，各厂(站)应与本供电区地调取得联系。若在此期间发生事故，地调应协助处理。 4.13.2 与省调失去联络的单位，尽可能保持电气结线方式不变，按给定的负荷、电压曲线运行。 4.13.3 正在执行省调下达的操作指令时与省调通信中断，应立即停止操作。待通信恢复后，详细向省调汇报现场实际情况，取得省调同意后，才可继续操作。 4.13.4 发生事故时与省调失去通信联系，为防止事故扩大，有关单位应按本规程及现场规程处理，通信
31、恢复后，向省调汇报详细情况。 4.13.5 发生系统解列事故，被解列的区域网内单位与省调失去联系，区域网内各厂(站)服从当地地调(或省调指定的临时区调)指挥，维持正常的频率和电压，并迅速创造条件并入系统。 4.13.6 地调与省调失去通信联系，也应通过第三单位或长途电话与省调恢复联系；仍不能恢复，应判明本供电区电网(包括省调调度的设备)是否与相邻供电区还相互并联，应与相邻供电区地调保持联系。在此期间发生事故，已取得联系的各地调之间，应协调处理。 4.13.7 河南省内隶属国调、华中网调调度的厂(站)发生事故时与华中网调通信中断，由省调临时代理调度。三十三.有关保护停用条件 5.3.1 保护装置
32、本身或辅助装置(回路)出现异常有可能发生误动作或已经发生了误动作时。 5.3.2 检验保护装置。 5.3.3 使用开关跨越线或用刀闸跨接开关时。 5.3.4 在其他专用规程中所规定的条件。三十四.下列情况下应退出整套微机保护装置 5.4.6.1 在装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出等回路工作时。 5.4.6.2 在装置内部工作时。 5.4.6.3 继电保护人员输入定值时。三十五.微机线路保护定值区的规定 5.4.9.1 第一区存放定值单所列的常规运行方式下的定值。 5.4.9.2 第二区为短延时定值。将定值通知单中常规定值的距离段、接地距离段和零序电流、段的时间改为0.25秒
33、。(根据系统运行情况，当线路纵联保护全部退出或对侧母差退出时可考虑选用)。 5.4.9.3 第三区定值将重合闸方式字改三相无压。如果定值通知单有要求，则按定值通知单填。 5.4.9.4 第四区为双(多)回并列线中停一回或N回线时的定值(根据定值通知单要求)。 5.4.9.5 第五区存放特定方式下的定值(根据定值通知单要求)。 5.4.9.6 第六区及以上备用。 5.4.9.7 旁路的第九区存放代变压器开关运行的定值三十六.凡出现下列情况之一时，运行值班人员应立即通知继电保护人员，并汇报调度，由值班调度员向线路两侧运行人员下令退出保护。 5.5.10.1 交换信号结果超出允许范围，经继电保护人员
34、检查认为有必要退出保护时。 5.5.10.2 装置的直流电源中断。 5.5.10.3 通道设备损坏。 5.5.10.4 装置的交流回路断线。 5.5.10.5 装置出现其他异常情况而可能误动作时。三十七.线路配双微机型保护的重合闸使用 配有双套微机保护重合闸的使用方式为：两套重合闸必须将重合闸的方式开关置于同一位置(例如投单相方式时，两套重合闸均置单相位置)，正常运行时两套保护重合闸压板均应投入。当两套重合闸中任一套有问题时，不允许改变重合闸的方式开关位置，只断开有问题的重合闸压板。 5.8.3 当联络线转馈线运行时，电源侧重合闸为检查同期重合闸者应加投检查无压重合。三十八.遇有下列情况重合闸
35、应退出运行： 5.8.4.1 重合闸装置异常。 5.8.4.2 线路充电试验。 5.8.4.3 开关遮断容量不足。 5.8.4.4 线路带电工作需要将重合闸退出时。 5.8.4.5 线路纵联保护退出时。三十九.母联充电保护使用 5.10.1 220kV母联充电保护正常不投。 变电站既有单独设置的母联充电保护，又有母线保护中内含的充电保护时，使用时可只投单独设置的母联充电保护。 变电站没有单独设置的母联充电保护，且两套母线保护中均有充电保护时，使用时宜只投第一套母线保护中的充电保护。 5.10.2 省调下达的定值通知单中的充电保护定值只在充母线时适用。 5.10.3 充线路时，应校核当前运行方式
36、下充电保护的灵敏度，以经过计算后的新充电保护定值为准。 5.10.4 充变压器时，应由调度管辖该变压器的单位计算相应的充电保护定值。 5.10.5 母线保护退出时，如充电保护按解列方式投入，其定值应按照躲过母联开关最大穿越电流整定(在调度计划中明确)，并应该考虑现场继电器刻度的限制。 5.10.6 如果系统结构或方式改变，需要投入母联充电保护，应由调度部门下达定值，由调度员下令投入。四十.发电机准同期并列的条件有哪些？条件不满足将产生哪些影响？答：并列开关两侧的电压大小相同；并列开关两侧的频率相同；并列开关两侧的相序、相位相同。如上述条件不能满足，将会引起冲击电流。电压差越大，冲击电流就越大；
37、频率差越大，冲击电流振荡周期越短，经历冲击电流的时间越长；当相位差很大或相序不对将产生严重的冲击电流；冲击电流的存在对发电机组本身和电力系统都有不利影响。四十一.何谓发电机进相运行？发电机进相运行时应注意什么？为什么？答：所谓发电机进相运行，是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态 。发电机进相运行时，主要应注意四个问题：一是静态稳定性降低；二是端部漏磁引起定子端部温度升高；三是厂用电电压降低；四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加，易造成过负荷。进相运行时，由于发电机进相运行，内部电势降低，静态储备降低，使静态稳定性降低。由于发电机的输出功率P=EdU/XdSin，在
38、进相运行时Ed、U均有所降低，在输出功率P不变的情况下，功角增大，同样降低动稳定水平。进相运行时由于助磁性的电枢反应，使发电机端部漏磁增加，端部漏磁引起定子端部温度升高，发电机端部漏磁通为定子绕组端部漏磁通和转子端部磁通的合成。进相运行时，由于两个磁场的相位关系使得合成磁通较非进相运行时大，导致定子端部温度升高。厂用电电压的降低： 厂用电一般引自发电机出口或发电机电压母线，进相运行时，由于发电机励磁电流降低和无功潮流倒送引起机端电压降低同时造成厂用电电压降低。四十二.大型发电机组加装电力系统稳定器（PSS）的作用？答：PSS（Power System Stabilizer）电力系统稳定器，是作
39、为发电机励磁系统的附加控制，在大型发电机组加装PSS（电力系统稳定器）适当整定PSS有关参数可以起到以下作用：提供附加阻尼力矩，可以抑制电力系统低频振荡；提高电力系统静态稳定限额；四十三.简述发电机失磁的现象？答：发电机失磁时：转子电流表指示为零或接近于零；定子电流表指示升高并摆动，有功电力表指示降低并摆动；无功电力表指示为负值，功率因数表指示进相；发电机母线电压指示降低并摆动；发电机有异常声音。四十四.试述发电机励磁回路接地故障有什么危害？答：发电机正常运行时，励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻和分布电容，它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可引起励磁回路接地
40、故障，常见的是一点接地故障，如不及时处理，还可能接着发生两点接地故障。励磁回路的一点接地故障，由于构不成电流通路，对发电机不会构成直接的危害。那么对于励磁回路一点接地故障的危害，主要是担心再发生第二点接地故障，因为在一点接地故障后，励磁回路对地电压将有所增高，就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为：转子绕组一部分被短路，另一部分绕组的电流增加，这就破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机的剧烈振动，同时无功出力降低。转子电流通过转子本体，如果转子电流比较大，就可能烧损转子，有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。由于转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使
41、转子发生缓慢变形而形成偏心，进一步加剧振动。四十五.何谓励磁涌流？产生的原因是什么？答：变压器励磁涌流是：变压器全电压充电时在其绕组中产生的暂态电流。变压器投入前铁芯中的剩余磁通与变压器投入时工作电压产生的磁通方向相同时，其总磁通量远远超过铁芯的饱和磁通量，因此产生较大的涌流，其中最大峰值可达到变压器额定电流的6-8倍。励磁涌流随变压器投入时系统电压的相角，变压器铁芯的剩余磁通和电源系统阻抗等因素有关。最大涌流出现在变压器投入时电压经过零点瞬间（该时磁通为峰值）。变压器涌流中含有直流分量和高次谐波分量，随时间衰减，其衰减时间取决于回路电阻和电抗，一般大容量变压器约为5-10秒，小容量变压器约为
42、0.2秒左右。四十六.变压器调压有哪几种？变压器分接头为何多在高压侧？答：变压器调压方式有有载调压和无载调压两种： 有载调压是指变压器在运行中可以调节变压器分接头位置，从而改变变压器变比，以实现调压目的。有载调压变压器中又有线端调压和中性点调压二种方式，即变压器分接头在高绕组线端侧或在高压绕组中性点侧之区别。分接头在中性点侧可降低变压器抽头的绝缘水平，有明显的优越性，但要求变压器在运行中中性点必须直接接地。 无载调压是指变压器在停电、检修情况下进行调节变压器分接头位置，从而改变变压器变比，以实现调压目的。变压器分接头一般都从高压侧抽头，其主要是考虑：变压器高压绕组一般在外侧，抽头引出连接方便；
43、高压侧电流小些，引出线和分头开关的载流部分导体截面小些，接触不良的影响好解决。从原理上讲，抽头从那一侧抽都可以，要进行经济技术比较，如500kV大型降压变压器抽头是从220kV侧抽出的，而500kV侧是固定的。四十七.变压器的过励磁可能产生什么后果？如何避免？答：当变压器电压超过额定电压的10%，将使变压器铁芯饱和，铁损增大。漏磁使箱壳等金属构件涡流损耗增加，造成变压器过热，绝缘老化，影响变压器寿命甚至烧毁变压器。避免方法：防止电压过高运行。一般电压越高，过励情况越严重，允许运行时间越短。加装过励磁保护：根据变压器特性曲线和不同的允许过励磁倍数发出告警信号或切除变压器。四十八.什么叫电磁环网?
44、对电网运行有何弊端?什么情况下还不得不保留?答：电磁环网是指不同电压等级运行的线路,通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。电磁环网对电网运行主要有下列弊端：1）、易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。2）、易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和,而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比),
45、因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。3）、不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4400mm2导线)也远小于220kV线路（多为2240或1400mm2导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下，许多系统潮流分配难于达到最经济。4）需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,安全自动装置本身拒动、误动影响电网的安全运行。一般情况中,往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强，需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。四十九.电网无功补偿的原则是什么?答：电网无功补偿的原则是电网无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑,并应能随负荷或电压进行调整,保证系统各枢纽电的电压在正常和事故后均能满足规定的要求，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。五十.电力系统电压与频率特性的区别是什么?答：电力系统的频率特性取决于负荷的频率特性和发电机的频率特性（负荷随频率的变化而变化的特
