燃机涉网运行规程.doc

东亚电力(厦门)有限公司
East Asia Power (Xiamen) Co. Ltd

新店燃气电厂技术标准

涉网运营规程
（试行）

2023-5-10 发布 2023-5-10 实行

东亚电力（厦门）有限公司 发布

新店燃气电厂

涉网运营规程
（试行）

批准：屠建军

审核：叶涌清

编写：唐源奉
王国俊

新店燃气电厂生产技术标准

涉网运营规程
（试行）
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主题内容与合用范围

主题内容
本规程对电厂#1、#2燃气—蒸汽联合循环发电机组的涉网设备装置的运营操作、维护及事故解决等作了规定，作为《电气运营规程（试行）》的补充。

合用范围
本规程合用于电厂#1、#2燃气-蒸汽联合循环发电机组涉网设备的运营操作、运营维护及事故分析与解决。

下列人员应熟悉本规程：
生产副总经理、总工程师、安生部、运营部、检修部及其它生产管理部门经理、副经理、专业技术人员。

下列人员应掌握并执行本规程：
运营部经理、副经理、专业专工、值长、主值、副值、巡检员。

目 录

第一章 倒闸操作 2
1 倒闸操作 2
1.1 倒闸操作原则 2
1.2 电气设备操作的基本原则 2
1.3 发电机及电网的并列与解列操作 2
1.4 系统合环与解环操作 2
1.5 母线操作 2
1.6 线路操作 2
1.7 核相 2
1.8 发电机带主变或母线零起升压操作 2
1.9 断路器操作 2
1.10 隔离开关操作 2
1.11 变电站、升压站倒闸操作基本流程。 2
第二章 任务指令 2
2 任务指令 2
2.1 总则 2
2.2 执行“任务指令”应遵循的原则 2
2.3 “任务指令”操作规定 2
第三章 异常及事故解决 2
3 异常及事故解决 2
3.1 事故解决任务 2
3.2 电气事故解决一般原则 2
3.3 开关异常运营事故解决 2
3.4 频率减少的事故解决 2
3.5 电压减少的事故解决 2
3.6 母线事故解决 2
3.7 线路故障 2
3.8 系统发生振荡时的事故解决 2
3.9 220kV母线“PT回路断线” 2
3.10 孤立网运营 2
3.11 直流接地 2
3.12 通信中断情况下的调度工作及事故解决 2
第四章 AVC自动电压控制 2
4 AVC自动电压控制 2
4.1 AVC自动电压控制装置原理及组成 2
4.2 装置功能介绍 2
4.3 AVC控制系统投入运营前的检查 2
4.4 机组AVC控制方式的管理规定 2
4.5 机组AVC装置的安全约束及闭锁条件 2
4.6 AVC运营操作 2
第五章 AGC装置投退管理规定 2
5 AGC自动发电控制 2
5.1 概述 2
5.2 AGC的调度管理规定 2
5.3 省网对机组AGC功能性能测试与考核 2
5.4 AGC控制特性参数 2
5.5 AGC方式投退规定 2
第六章 通信运营规程 2
6 通信运营规程 2
6.1 通信系统概述 2
6.2 系统通信 2
6.3 厂内通信 2
6.4 通信网络 2
6.5 通信中断事故解决 2

第一章 倒闸操作
1 倒闸操作
1.1 倒闸操作原则
1.1.1 电气设备的几种状态：
1.1.1.1 开关
1) 开关的综合指令合用于前后具有两个及以上隔离开关的负荷开关。开关状态与其两侧隔离开关有关。对于仅一侧有隔离开关的开关，按所连接设备的综合指令规定执行。
2) 开关的四种状态的规定
a． 运营状态：开关及两侧隔离开关在合闸位置回路已接通，设备已带电运转或运营。
b． 热备用状态：开关在断开位置，两侧隔离开关在合闸位置；或断路器在断开且在“运营”位置。断路器一经合闸设备即投入运营。
c． 冷备用状态：开关及其两侧隔离开关均在断开位置；或断路器在断开且在实验位置，断开操作、合闸电源。
d． 检修状态：在冷备用状态下设有安全措施，开关两侧接地隔离开关合上或各装一组接地线。
3) 开关的操作指令及说明：
指令中要体现开关的名称和编号，在编号后边必须续有“开关”二字。
1.1.1.2 线路
1) 线路的综合指令是对输电线路一侧的设备而言，对于输电线路自身的状态取决于线路两侧设备的状态。
2) 线路四种状态的规定
a． 运营状态：线路开关及线路PT均处运营状态。
b． 热备用状态：线路开关处在热备用状态，线路PT在运营状态。
c． 冷备用状态：线路开关处在冷备用状态，线路PT隔离开关在断开位置（采用电容式PT或CVT无隔离开关者，则应将二次侧保险或小开关断开）。
d． 检修状态：在线路冷备用状态下，合上线路侧接地隔离开关或在线路侧装一组接地线。
3) 线路的操作指令及说明
a． 指令必须使用线路的统一名称，并选用线路开关的编号，后面续之“线路”。
b． 线路检修状态并不涉及开关的检修，若规定线路和开关一起转入检修状态，可同令下达。
c． 双母线接线中的线路转入运营或热备用的，必须指明转入后接哪段运营或热备用。
d． 对必须指明充电的线路送电指令必须注明“充电”字样（充电时规定临时投入的保护充电后应按规定退出）。
e． 对于必须指明合环或并列的线路送电指令必须注明“合环”或“并列”字样。
f． 对于必须指明解列的线路停电指令必须注明“解列”字样。
1.1.1.3 发电机
1) 发电机四种状态规定
a． 开关及隔离开关在合闸位置，机组已并网(空载或带负荷)。
b． 发电机热备用（含热备用非自动）状态：发电机GCB热备用、励磁开关在断开位置，励磁变运营，LCI热备用，PT及励磁回路热备用；
c． 冷备用：发电机GCB冷备用、励磁开关在断开位置，励磁变转冷备用（M1、M2五极隔离开关断开），PT二次小空开断开（小车不拉出），发电机中性点隔离开关断开；
d． 检修：在发电机冷备用状态下，PT小车拉出，合上发电机出口接地隔离开关。
1.1.1.4 变压器
1) 变压器四种状态的规定
a． 运营状态：至少有一侧开关及隔离开关在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运营状态。
b． 热备用状态：各侧开关均在断开位置，至少有一侧隔离开关在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运营状态。
c． 冷备用状态：各侧开关及隔离开关均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，PT均处冷备用状态。
d． 检修状态：在冷备用状态下，各侧引线均装一组接地线或合上接地隔离开关。
2) 主变压器的指令及说明
a． 应将变压器编号冠于指令之首，采用简称“主变”，与其他变压器区别。
b． 对于变压器直接接有母线的，所接设备应视为变压器的一部分。
c． 对于变压器低压侧通过隔离开关（小车位置）接有母线的，在变压器由冷备用转热备用的操作中，规定将热（冷）备用的母线转接变压器运营，等待与变压器一起送电，若该母线规定保存不同的状态，必须在指令中注明。
d． 中性点接地方式经常变动的变压器，在投运时应在变压器的投运指令后注明投入方式。仅变动一个变压器中性点接地隔离开关的操作也可使用单项指令。倒换变压器中性点接地隔离开关的操作可下达一项综合指令。
1.1.1.5 母线
1) 母线的综合指令合用于所有线路、变压器和发电机均由独立开关连接的母线。
2) 母线四种状态的规定
a． 运营状态：母线PT隔离开关于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或隔离开关使母线与相邻设备连接。
b． 热备用状态：母线PT隔离开关于合闸位置，与相邻设备间的开关、与相邻设备间直接经隔离开关联接的隔离开关都在断开位置。
c． 冷备用状态：母线PT隔离开关处在断开位置，与相邻设备间的隔离开关，开关都在断开位置。
d． 检修状态：在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地隔离开关。
3) 母线的指令与说明
a． 指令必须冠以电压等级和母线编号。
b． 母线的停役可根据需要选适当的状态和环节下达指令，但送电时必须使用热备用状态。对母线充电的开关必须注明充电和充电后的状态。当本侧无合适的充电保护，需要对侧充电时，本侧母线和线路必须先操作到不带电的运营状态。
1.1.1.6 电压互感器（PT）
1) PT与其所连接的母线、线路、发电机（也有个别变压器）应视为一体，这些设备的综合指令已规定了PT的相应状态。
2) 对有隔离开关的PT可以单独操作，可用“运营（热备用为无电运营态）”、“冷备用”、“检修”等三种状态。
3) PT的操作指令涉及将二次负荷转移或恢复，假如不可以转移的，对有关保护的变动应另下指令。
4) PT与连接设备一起检修的指令，可以同条下达。
1.1.1.7 保护
1) 保护的指令不下达具体压板，仅下达投入状态。
2) 投入线路保护应包含线路所有的主保护和后备保护投入。某套保护有规定应注明。
3) 新投产或改定值或第一次操作，应分套下达指令，并核对定值。
4) 正常方式运营的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入（高频保护应互换信号后投入）。调度只下达一次设备状态指令。
5) 保护三种状态
1、经重合闸跳闸；2、直跳；3、信号。
6) 综合重合闸四种状态
综重——即综合重合闸状态；
单重——即单相重合闸状态；
三重——即三相跳闸三相重合状态；
停用——重合闸停用：
7) 继电保护装置调度术语
a． 将保护改投跳闸：将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。
b． 将保护改投信号：将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。
c． 将保护停用：将保护由信号或跳闸位置改为停用位置。
d． 保护改跳：由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其它开关。
e． 联跳：某开关跳闸时，同时联锁跳其它开关。
f． 投入X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）投入运营。
g． 退出X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）退出运营。
h． X设备X保护（X段）改定值：X设备X保护（X段）定值（阻抗、电压、电流、时间等）由某一定值改为另一定值。
1.1.2 倒闸操作规则
1.1.2.1 设备的倒闸操作，根据调度管辖范围划分，谁管辖谁操作：
1) 省调管辖设备由省调下令操作。
2) 省调许可设备，操作前须经省调批准，操作完毕须尽快报告省调调度员。
1.1.2.2 倒闸操作前，主值应认真考虑以下问题：
1) 操作时也许引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率的变化。防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况。
2) 对继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。
3) 操作顺序是否符合操作过电压的限定，防止操作过程引起的电压异常变化。
4) 开关和隔离开关的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合隔离开关等操作。
5) 操作后对自动化及通信的影响。
6) 做好操作中也许出现异常情况的事故预想。
1.1.2.3 拟票、操作原则：
1) 值长必须对操作指令的对的性及符合系统的规定负责。操作逻辑符合规定并遵守《电业安全工作规定》及上级的运营管理规定。
2) 操作时原则上按票面顺序逐项进行，待前一项操作完毕后才干进行下一项操作，严禁跳项操作。
3) 进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、报告等制度，使用统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。一切倒闸操作，现场应与省调核对发令和操作结束的时间。
4) 操作后应及时改变调度自动化系统上的运营方式及快速保护的投入状态，使其与现场设备运营方式相相应。
5) 一切正常操作，应尽也许避免在下列时间进行：值班人员在交接班时，系统运营方式不正常时，系统发生异常、事故时，遇雷雨、大风等恶劣气候时，电网有特殊规定期。但系统需要立即改变不正常现象以及事故解决自身的操作可以例外， 必要时应推迟交接班。
6) 值班人员因交接班无法完毕已接受的调度操作指令时，由现场值班人员提出并经省调当班调度员批准后，可由现场交下一班执行，接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向省调调度员提出，但决不允许无端迟延执行调度指令。
7) 在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。
8) 母线送电时，必须选择有快速保护的开关（一般用母联开关）试送电。
9) 母差保护的运营方式必须与母线运营方式相相应；如遇特殊运营方式或在改变一次运营方式过程中，母差保护无法与一次方式相配合时，应将母差保护改投单母差或解除。
10) 进行母线倒闸操作时应注意：
a． 对母差保护的影响。
b． 各段母线上电源与负荷分布是否合理。
c． 主变中性点分布是否合理。
d． 双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运营，防止PT对停运母线反充电。
1.1.2.4 严防发生下列误操作
1) 误拉、合开关；
2) 带负荷合、拉隔离开关；
3) 带接地线（接地隔离开关）合闸；
4) 带电装设接地线、带电合接地隔离开关
5) 非同期合闸
1.1.2.5 允许用隔离开关进行下列操作：
1) 在系统无接地时拉、合电压互感器。
2) 在无雷击时拉、合避雷器。
3) 拉合220kV及以下母线的充电电流。
4) 在无接地故障时，拉、合变压器中性点接地开关。
5) 等电位操作。
6) 合线路隔离开关时，必须得到调度命令并清楚对侧状态后方可操作。
7) 拉合10kV及以下小于70安的环路均衡电流。
8) 380伏及以下的隔离开关，当其回路无开关时，允许在两侧电压差不超过额定电压的10%进行拉合。
1.1.2.6 操作顺序：
1) 送电时先合隔离开关，后合开关，停电时先断开关，后拉隔离开关；
2) 送电时先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关，再合开关；停电时先断开开关，后拉负荷侧隔离开关，再拉电源侧隔离开关；
3) 开关送电操作前先投继电保护装置电源及压板；开关断开，断开隔离开关后再停继电保护装置压板及电源。
6kV负荷停送电顺序为：送电时先送保护、控制电源，后将小车开关推入“运营”位置；停电时检查开关在断开及前后柜高压带电显示器无显示后，先将“远方/就地”切换开关切至“停用”位置，再将小车开关拉至“检修”位置；最后断开控制电源(机修)，电修还需将保护、变送器、开关柜加热照明、电机加热电源空开断开。
4) 倒换变压器中性点接地隔离开关时应先合后拉；
5) 变压器送电时先合高压侧开关，后合低压侧开关；停电时顺序相反。

1.2 电气设备操作的基本原则
1.2.1 停电操作时应先操作一次设备，然后应根据调令退出相应的继电保护、自动装置；送电操作时，先投入（或检查）相应的继电保护、自动装置，后操作一次设备。
1.2.2 设备停电操作时应先断开设备各侧断路器，后拉开相应断路器两侧的隔离开关；设备送电操作相反。
1.2.3 设备送电操作，合上断路器两侧隔离开关的顺序是：先合电源侧隔离开关，后合负荷侧隔离开关；设备停电操作相反。
1.2.4 正常情况下，倒闸操作必须经微机五防闭锁装置进行，即：在五防系统主机上进行倒闸操作开票、操作预演工作；然后经NCS系统对倒闸操作实现五防逻辑闭锁。
1.2.5 各类闭锁装置在倒闸操作中，严禁擅自解锁。闭锁装置失灵应及时告知检修专业人员消缺，一时无法消缺，若的确需解锁操作时，应征得值长批准，报告总工批准，方可解锁操作，并报告运营部。若操作涉及到对计算机监控系统控制范围以外的设备的操作，应向值长报告，按规定得到上级批准后，使用“万能钥匙”解锁操作。
1.2.6 特殊情况，如监控系统的后台主机部分无法实现对受控设备进行遥控操作时，必须向值长报告，按规定得到上级批准指示后，方可执行下一步操作。
1.2.7 值长在接到省调值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不对的，应立即向省调值班调度员报告，由省调值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当省调值班调度员反复其指令时，值长原则上必须执行。如执行该命令确会威胁设备和系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和有关领导。
1.2.8 操作过程中，若发生了异常情况或误操作时，应立即停止操作，并作相应解决和报告当值调度员。当发生对人身和设备的安全发生威胁的事故时，当值值长应立即自行组织解决，并及时将事故情况向当值调度员报告。
1.2.9 倒闸操作的基本规定
1.2.9.1 操作中不得导致事故。
1.2.9.2 尽量不影响或少影响对用户的供电。
1.2.9.3 尽量不影响或少影响系统的正常运营。
1.2.9.4 万一发生事故，影响的范围应尽量小。
1.2.10 系统中的正常倒闸操作，应尽也许避免在下列时间内进行（事故解决或改善系统状态的操作根据实际情况及时进行）。
1.2.10.1 调度机构、运营人员交接班时；
1.2.10.2 系统接线极不正常时；
1.2.10.3 系统高峰负荷时；
1.2.10.4 雷雨、大风等恶劣气候时；
1.2.10.5 联络线输送功率超过稳定限额时；
1.2.10.6 电网发生事故时；
1.2.10.7 地区有特殊规定期等。

1.3 发电机及电网的并列与解列操作
1.3.1 电网并列操作必须满足以下条件：
1.3.1.1 相序相同；
1.3.1.2 两电网频率差不大于0.2Hz；
1.3.1.3 并列点两侧电压基本相等。220kV电网电压差不大于额定电压的20％。
1.3.1.4 220kV电网相角差不大于30度。
1.3.2 220kV开关并列应采用自动准同期并列。
1.3.3 电网解列操作，必须将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小，使解列后的各部分的频率和电压在允许范围内。特别注意操作过程中220kV电压波动不大于额定电压的10%。
1.3.4 发电机并列应使用自动准同期，解列前必需将有功降至2MW以下，无功3MVar以下但不能反向。发电机解、并列前必需得到当班调度员批准。

1.4 系统合环与解环操作
1.4.1 电网的合环与解环操作应有调度命令。
1.4.2 合环前必须确认两侧电压相位一致。
1.4.3 合环前应将两侧电压差调至最小。220kV电网电压差正常操作时最大不超过额定电压的20%。
1.4.4 合环时，应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差。两侧电压相角差220kV电网不超过30度，必要时可解除同期闭锁。当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并向当班调度员报告。
1.4.5 进行解、合环操作时应检查解、合环总有功、无功潮流，保证解、合环后各部分稳定、正常运营，继电保护不致动作。

1.5 母线操作
1.5.1 220kV母线送电前，应检查其回路无异常，对220kV母线送电的开关，应使用品有速断保护的开关进行。220kV母线用母联开关冲击前，应投入母联开关充电保护，冲击操作结束后应及时退出充电保护压板。再对母线试送。进行合闸冲击时，送电开关应具有速断保护，开关跳闸次数符合规定。
1.5.2 母线充电操作后，应检查母线电压正常，充电过程发现铁磁谐振，应立即拉开开关停电。充电过程中，同时应注意因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
1.5.3 220kV运营中的双母线，当将一组母线上的部分或所有开关倒至另一组母线时，操作前应保证母联开关及两侧隔离开关在合闸状态，将母联开关改非自动，每操作完一把隔离开关，检查电压回路相应切换正常。隔离开关倒换应严格遵照先合后拉原则，严防带负荷拉隔离开关。操作结束后，检查无异常信号发出，再将母联开关改自动，并在母线保护柜内确认闸刀位置。
1.5.4 用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调整。

1.6 线路操作
1.6.1 线路停送电操作必须按调度命令执行。
1.6.2 线路停、复役时应考虑运营方式变化，根据调度命令、保护定值单及有关规定对保护及自动装置做相应调整。
1.6.3 线路停电应按：断路器（开关）—线路侧隔离开关（刀闸）—母线侧隔离开关（刀闸）的顺序进行，送电的顺序与停电相反。
1.6.4 线路跳闸，重合闸拒动而导致线路两相运营时，可强合线路开关一次(确认永久性故障除外)。

1.7 核相
1.7.1 新设备或检修后相位也许变动的设备投入运营时，应校验相序、相位相同后才干进行同期并列或合环操作。
1.7.2 220kV及以上线路或变压器核相，一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位对的。

1.8 发电机带主变或母线零起升压操作
1.8.1 担任零起升压发电机的自动励磁装置和强励均应退出，零升回路保护联跳其他开关的跳闸压板均应退出。
1.8.2 零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备（主变，或主变、主变与母线）联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观测三相电压、电流是否平衡。
1.8.3 升压回路变压器中性点应接地，同时保持正常运营时中性点接地数量不变。
1.8.4 进行零起升压系统与正常运营系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采用措施防止开关误合导致非同期并列。

1.9 断路器操作
1.9.1 倒闸操作前，应具体该断路器各相SF6气体压力及开关弹簧储能位置指示。开关正常运营中，SF6气体额定压力0.72MPa；当气压高于0.80MPa时高报警，需采用措施卸压；当气体压力低于0.62MPa时，发低气压告警，应采用措施补压；当气压低于0.60MPa时，开关将闭锁分、合闸操作。
1.9.2 新安装或大修后的断路器送电前，必须进行两次远方分、合闸实验，第一次分闸用主跳闸线圈，第二次分闸用副跳闸线圈。同时应做就地拉、合闸实验并符合技术规范，有关技术资料及检修交待应齐全。
1.9.3 断路器拒绝跳闸时，严禁将断路器投入运营。
1.9.4 断路器操作前应检查开关合闸次数记录，加上本次操作后不得超过规定的切合短路电流次数（重合闸投入则再加1次）。SF6断路器在寿命期内短路电流开断次数为40次，正常情况下可以开断满负荷电流20230次。当断路器切断故障电流的次数已达39次，应立即停用重合闸，并报告值长(或调度员)，故障跳闸已达40次的断路器，不准再投入运营。
1.9.5 断路器在分闸后3分钟内严禁合闸，每小时操作不超过10次。
1.9.6 断路器的弹簧操作机构在开关停电检修时，若无特殊规定，不应释放压力。
1.9.7 断路器故障跳闸后，不管重合成功与否，均应对断路器外部进行具体检查，报告值长，并按有关规定在专用记录本上做好记录。
1.9.8 220kV断路器合闸操作必须经同期鉴定（特殊情况例外），操作时应监视电流、电压表及灯光信号的变化。
1.9.9 当220kV断路器因机构失灵导致二相断开，一相合上的情况时，不允许将断开的二相断路器合上，而应迅速将合上的一相断路器拉开。若断路器合上二相应将断开的一相再合一次，若不成功即拉开合上的二相断路器。
1.9.10 任何断路器均不应就地手动合闸送电。事故情况下可以就地分闸，但必需保证三相同时操作。

1.10 隔离开关操作
1.10.1 使用隔离开关可进行如下操作：
1.10.1.1 拉、合无端障的电压互感器。
1.10.1.2 在无雷击时，拉、合无端障的避雷器。
1.10.1.3 拉合220kV及以下母线的充电电流。
1.10.1.4 拉、合正常运营的变压器中性点接地开关。
1.10.1.5 等电位操作。
1.10.2 拉合隔离开关的操作，必须在隔离开关所属回路的开关确已断开，所属回路无接地线和接地开关已拉开的情况下进行。合线路隔离开关时，必须得到调度命令并清楚对侧状态后方可操作。
1.10.3 220kV隔离开关操作一般采用远方操作，但操作时就地必须有人配合。当220kV DCS系统发生异常时允许就地电动操作。
1.10.4 就地电动操作隔离开关时应将“手动/电动”闭锁装置置于电动操作位置，按下合（分）闸按钮使隔离开关合（分）闸，操作后将其动力电源停电。隔离开关操作机构箱上的分、合闸按钮（涉及手操）未接入电气闭锁，运营人员不得使用，仅作隔离开关检修时调试用。
1.10.5 就地手动操作隔离开关时，必需切断切断控制电源，然后用手柄直接操作电机轴，进行分、合闸操作。
1.10.6 隔离开关合闸操作后，应检查触头三相合好。
1.10.7 隔离开关的电气防误闭锁回路任何人不得擅自停用、拆除或变动。操作中发生问题时应及时报告值长，并停止操作。只有在紧急情况时，经当值值长批准，并拟定该隔离开关的操作不致引起误操作事故时，方可在核对控制回路后，临时解除闭锁回路进行操作。事后应填写缺陷单，交检修解决。
1.10.8 设备改为热备用时母线隔离开关、线路隔离开关的动力电源、操作电源应送上，接地隔离开关动力电源、操作电源应拉开。设备改为冷备用时所有隔离开关的动力电源、操作电源均应拉开。设备改为检修时母线隔离开关、线路隔离开关的动力电源、操作电源拉开 。
1.10.9 所有的隔离开关机构箱的门必须关好，否则隔离开关不能进行操作。
1.10.10 接地开关必需就地操作，并在合接地开关前必需验电。验电操作必需严格按照《电业安全工作规程》（发电机及变电站电气部分）的基本规定进行。
1.10.11 合上隔离开关时，应迅速果断；当出现带负荷合闸时，严禁再次拉开。拉开隔离开关时，应缓慢谨慎；当出现带负荷拉隔离开关时，在未断弧前应迅速合上所拉隔离开关，若已断弧，不得再次合上。
1.10.12 220kV断路器倒闸操作时隔离开关操作应遵循先合后拉的原则；严防带负荷拉合隔离开关。
1.10.13 检修后的隔离开关，应进行手动、就地电动、远方电动拉合实验，保证机构及电气控制回路良好。隔离开关的控制回路检修后还应进行电气闭锁实验合格。

1.11 变电站、升压站倒闸操作基本流程。

第二章 任务指令
2 任务指令
2.1 总则
2.1.1 “任务指令”是一种方式安排的指令，是指在当前运营方式下，通过省调调度员将设备的规定状态直接下达给运营值班人员，运营值班人员按照“任务指令”的规定，依据相关规程、规定，设备进行倒闸操作至规定的状态，该状态应符合省调《调度规程》对该状态规定的具体规定，并进行与之相适应的保护、安全自动装置、通信、自动化等相关的二次设备操作。
2.1.2 本厂下列类型的操作可以采用“任务指令”方式：
1) 220kV母线运营方式安排。
2) 220kV母差保护解除或投入时，线路对侧保护定值更改。
2.1.3 “任务指令”作为电网倒闸操作的一种下令方式，仍应遵循互报单位、姓名以及下令、复诵、记录、录音、报告、监护、网上操作等电网倒闸操作制度的规定。
2.1.4 对单一设备的一、二次状态进行改变，仍采用“单项指令”或“综合指令”的下令方式，并由省调下达操作指令。对“任务指令”合用范围内的倒闸操作，也可根据需要不采用“任务指令”的下令方式，而仍采用“单项指令”和“综合指令”相结合的下令方式。
2.1.5 由省调明确的唯一一种全接线状态下的运营方式，该方式即为正常运营方式。
2.1.6 根据现场设备的初始状态、接线方式等实际情况对省调下达的“任务指令”进行现场操作顺序的编排，由值班员填写倒闸操作票(现场操作顺序的编排也应填写倒闸操作顺序票)，并由主值、值长审核后操作，以保证整个操作安全顺利进行。
2.2 执行“任务指令”应遵循的原则
2.2.1 接到“任务指令”后，运营值班人员应将“任务指令”分解为具体操作项目，编排操作顺序，并按操作顺序填写符合规定的现场操作票，并按票逐项进行操作。
2.2.2 在进行复役操作中，设备的临时接地线由现场按照相关规定负责自行断开或拆除。
2.2.3 运营值班人员在编排操作顺序时，认为无法安全完毕“任务指令”时应及时向省调报告。
2.2.4 运营值班人员按照“任务指令”进行倒闸操作时，整个操作过程必须符合安全工作规程、调度规程、继电保护规程等有关安全规章制度的规定，且二次设备状态应与一次设备状态相相应，并保证整个操作过程及操作完毕后所有设备始终具有完整的快速保护(调度规程、继电保护规程中明确规定允许退出的除外)。
2.2.5 如在操作时发生事故或异常，运营值班人员应立即停止操作并报告省调，待解决正常并经省调批准后方可继续操作；如需改变相关设备状态进行解决，应由省调统一指挥，待解决正常后由省调重新下令操作。
2.2.6 操作过程中，发生通信中断，则按省调调度规程中相关规定进行解决。
2.3 “任务指令”操作规定
2.3.1 220kV母线运营方式安排
220kV母线运营方式安排涉及母线停役、母线复役、母线空载(母线经母联开关空载运营)几种。母线操作的任务指令中不包含线路(或主变)的停、复役操作。在进行母线操作过程中，母差保护方式、二次回路切换、热备用状态设备保护的投入等由现场按照相关规定自行负责。
2.3.1.1 母线停役
任务指令为“220kVⅠ(Ⅱ)母由运营改为检修(或冷备用、热备用)”；如要母线PT、母联开关等设备转入规定的状态时，在任务指令中进行补充，如：“220kVⅠ(Ⅱ)段母线及PT由运营改为检修”。
操作说明：
母线停役转入任务指令规定的状态，应符合《调度规程》对该状态规定的具体规定。在转入该状态的操作过程由运营人员自行按照相关规定进行操作，主变运营方式改变时，由值长及时报告省调。
操作顺序：
任务指令为：“220kVⅠ段母线及PT”由运营改为检修”。
(1) 倒排操作，空出Ⅰ段母线(接该段母线热备用的设备需改接其他母线热备用)；
(2) Ⅰ∕Ⅱ母母联21M开关停役；
(3) Ⅰ段母线停役转入相应状态；
(4) Ⅰ段母线PT转入相应状态；
(5) 主变运营方式改变时，报告省调；
(6) 操作完毕，报告省调。
2.3.1.2 母线空载运营
母线空载运营是指该母线仅通过一个母联（母分）开关与其它母线相连接，该母线PT在运营状态(PT检修除外)。
任务指令为“220kVⅠ(Ⅱ)段母线由运营改为经母联22M开关空载运营”，“220kVⅠ(Ⅱ)段母线由检修改为经母联22M开关空载运营”。
操作说明：
母线转入经母联22M开关空载运营状态时，母联21M开关的充电(或过流)保护按照规定投退。在转入该状态的操作过程按照相关规定进行操作，主变运营方式改变时，由现场厂站负责及时报告省调。
操作顺序：
任务指令为：“220kVⅠ段母线由运营改为经母联22M开关空载运营”。
(1) 倒排，空出Ⅰ段母线；
(2) 主变运营方式改变时，报告省调；
(3) 操作完毕，报告省调。
任务指令为：“220kVⅠ段母线由检修改为经母联22M开关空载运营”。
(1) Ⅰ段母线转入热备用；
(2) 用母联22M开关对Ⅰ段母线充电运营；
(3) 操作完毕，报告省调。
2.3.1.3 母线复役
母线复役时应恢复到省调规定的正常方式运营，具有送电条件的母联、母线PT(“任务指令”中有说明不能送电的除外)恢复送电； 已停运的线路、线路(或主变)开关应由省调另行下达送电指令，并在“任务指令”中进行说明保存原状态)。
母线复役的任务指令为“220kV Ⅰ(Ⅱ)段母线由检修(或冷备用、热备用)改为正常方式运营(×线路及开关仍处检修状态)”。因设备等因素，某间隔不能恢复到正常接线方式时，省调在任务指令中明确指出，如：“220kVⅠ(Ⅱ)段母线由检修 改为正常方式运营， ×线路×开关接Ⅰ(Ⅱ)段母线运营。
操作说明：
母线复役转入正常运营方式，该方式应符合正常运营方式的规定规定。转入正常运营方式的操作过程按相关规定进行操作。对该母线正常所接设备仍有工作需保持停役状态的或所接线路(或主变)及线路(或主变) 开关工作虽已结束但省调尚未下令送电的，现场在母线复役的操作中，不得自行对上述设备送电；但当母联及母线工作结束可送电时，应按照任务指令的规定恢复正常运营方式。主变运营方式改变时，应及时报告省调。
操作顺序：
1) 任务指令为：“220kVⅠ段母线由检修改为正常方式运营”。
(1) Ⅰ段母线转入热备用；
(2) 用母联22M开关对Ⅰ段母线充电运营；
(3) 倒排，恢复母线正常方式运营；
(4) 主变运营方式改变时，报告省调；
(5) 操作完毕，报告省调。
2) 任务指令为：“220kVⅠ段母线由空载运营改为正常方式运营”。
(1) 倒排，恢复母线正常方式运营；
(2) 主变运营方式改变时，报告省调；
(3) 操作完毕，报告省调。
2.3.2 220kV母差保护解除或投入时，线路对侧保护定值更改
2.3.2.1 220kV母差保护解除时，线路对侧保护定值更改
任务指令为“220kV×线路保护定值按对侧母差保护解除的规定进行更改”。
现场操作说明：
在该线路保护中事先按调令设立有满足对侧母差保护解除的定值区，并可实现与正常运营定值区的快速切换操作（根据继保人员定）。保护定值更改由继保按照强保定值单进行设立。当线路仅有一套光纤主保护运营时(此时两套后备保护均运营)，应先对仅后备保护投入运营的保护进行定值更改。定值更改由二次检修人员负责。
操作顺序：
任务指令为：“220kV×线路保护定值按对侧母差保护解除的规定进行更改”。
(1) 220kV×线路×保护投信号；
(2) ×保护由正常运营定值区快速切换至满足对侧母差保护解除的定值区；
(3) 220kV×线路×保护投经单重跳闸(如线路保护正常方式规定投直跳，则改投直跳，下同)；
(4) 220kV×线路×保护投信号；
(5) ×保护由正常运营定值区快速切换至满足对侧母差保护解除的定值区；
(6) 220kV×线路×保护投经单重跳闸；
(7) 操作完毕，报告省调。
2.3.2.2 220kV母差保护投入时，线路对侧保护定值恢复
任务指令为“220kV×线路保护定值按对侧母差保护投入的规定进行更改”。
操作说明：
继保人员在线路保护中事先按调度下发的继保定值设立满足对侧母差保护解除的定值区，并可实现与正常运营定值区的快速切换操作。当线路仅有一套光纤主保护运营时(此时两套后备保护均运营)，应先对主、后备保护均投入运营的保护进行定值更改。定值更改由二次检修人员负责。
操作顺序：
任务指令为：“220kV×线路保护定值按对侧母差保护投入的规定进行更改”。
(1) 220kV×线路×保护投信号；
(2) ×保护由满足对侧母差保护解除的定值区快速切换至正常运营定值区；
(3) 220kV×线路×保护投经单重跳闸(如线路保护正常方式规定投直跳，则改投直跳，下同)；
(4) 220kV×线路×保护投信号；
(5) ×保护由满足对侧母差保护解除的定值区快速切换至正常运营定值区；
(6) 220kV×线路×保护投经单重跳闸；
(7) 操作完毕，报告省调。

第三章 异常及事故解决
3 异常及事故解决
3.1 事故解决任务
3.1.1 尽速限制事故的发展，消除事故的根