1.1.3 凡并入福建电力系统的发、供、用电设施及其相应配套的二次设备 (包括：继电保护、安全自动装置、通信系统、自动化系统等)必须在福建电力调度控制中心（以下简称“省调”）的统一调度指挥下，按照有关专业标准和并网条件，实行“统一调度、分级管理”。（填空）

1.1.4 凡并入福建电网的各发电厂、运维站、变电站、各级调控机构的人员，以及从事与福建省电力系统有关的设计、生产、计划、检修、调试、工程建设人员和分管领导都应熟悉本规程并贯彻执行。（选择）

1.3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用三级制，各级调控机构在电网运行工作中是上、下级关系。省调是省级电网调度机构，是省公司的职能部门，是调度管辖范围内电网的生产运行指挥中心。（填空）

调度系统包括：福建电网内各级调控机构和各发电厂、运维站、变电站等运行单位。

2.1.2 省调调度员在其值班期间，接受上级调度值班调度员的指挥，为全省电网运行操作、调整和事故处理的指挥人，省调监控员、地调及厂、站值班人员在调度关系上均应受省调调度员的指挥。省公司领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调领导转达给调度员；省调领导不在场时，则调度员可直接接受指令，同时报告省调领导后执行。

省调值班调度员发布指令的对象是：通过持证上岗考试具备任职资格同时在省调备案的地调调度员、发电厂值长，机组长或电气班长、运维站值班长或主值、变电站值班长或主值、铁路供电调度员；省调监控

员。各单位的调度电话是电网统一调度重要手段，非调度业务不得占用。省调打给各地调、发电厂、运维站、变电站、铁路供电调度台的调度电话，原则上由具有接令资格的人员接听。（填空）

2.1.3 省调值班调度员、监控员与其联系对象之间进行正常调度业务联系、发布（或接受）调度指令时，必须互报单位和姓名，使用普通话和统一的调度、操作术语，满足《福建电网调度工作联系规范用语》规定要求。在接受调度指令时，受令人应主动逐项复诵调度指令并与发令人核对无误，核对发令时间后才能执行。调度指令执行完毕受令人应立即向发令人逐项汇报调度指令的执行情况，发令人应确认操作范围内的设备状态，双方应确认所下达的调度指令均已操作完成，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的报告时应录音并做好记录。（填空、判断） 2.1.4 省调值班调度员对其所发布的调度操作指令正确性负责，省调调度联系对象应对调度操作指令的执行及汇报的正确性负责。（判断） 2.1.5 省调调度员发布的调度指令，省调监控员、各地调、发电厂和运维站、变电站、铁路供电调度的值班人员必须立即执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或电网的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位领导。当发生拒绝执行或拖延执行调度指令、有意虚报或隐报情况等破坏调度纪律的行为时，有

关部门应组织调查并依法处理。（填空、判断） 2.1.8 华东分调调度设备的管理

华东分调管辖设备由华东分调直接下令厂、站操作及调整；接受华东分调的授权后省调可对华东分调管辖设备下令操作，操作完毕应及时汇报华东分调。

华东分调许可省调管辖的设备，省调在操作前应征得华东分调许可后操作，操作完毕应及时汇报华东分调。

华东分调下令福建电网的一切电气设备操作和调整指令，厂、站在操作和调整前、后均应立即汇报省调调度员。 2.1.9 省调管辖设备的管理

除了对人身、设备或电网安全有威胁外，省调管辖的设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。（填空、判断） 2.1.10 省调许可设备的管理

省调许可设备只有得到省调调度员的同意后，管辖该设备的单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报省调调度员。省调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。省调许可机组出力应严格按照省调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得省调调度员的同意后修改。（填空、判断）

在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。 2.1.13 汇报及联系制度

1. 省调严格执行国调、华东分调汇报及联系制度，并按规定将

电网的运行情况汇报省公司领导和有关部门。

2. 省调、各地调、发电厂、运维站、变电站及铁路供电调度的值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行省调规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向省调调度员反映；省调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或厂、站的影响情况通知有关地调和现场值班人员。

3. 省调许可设备异常汇报要求

（1）省调许可、地调管辖的设备发生异常时，地调监控员、厂站值班人员应在第一时间汇报管辖地调调度员，地调调度员应立即向省调调度员汇报简要情况，并尽快将设备的故障原因、恢复送电情况及对地区负荷、机组出力的影响情况汇报省调调度员。

（2）省调许可、厂站自行管辖的设备发生异常后，厂、站值班人员应立即向省调调度员汇报简要情况。（判断）

4. 各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向省调、地调上报电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据上报省调。（填空、判断） 2.2.1 福建省电力系统调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，要充分考虑电力系统结构的特点和管理体制，要有利于电力系统管理，有利于水能的综合利用，有利于电网整体性和调度管理权利和义务的一致性，它不受制于资产所有权和设备经营权；继电保护、安全自动装置、电力通信、电网调度自动化等二次设备的管辖权原则上跟随一次设备，有特殊规定的除外。（填空、选择） 2.2.4 省调调度管辖的设备（或方式）（选择）

1. 除华东分调管辖设备外，省电网（除220千伏终端系统外）500/220千伏电压等级的线路及开关间隔、母线（含旁路母线）及PT、母联（含旁母、旁路）开关、线路及母线高抗，以及500千伏联变和500千伏变电站的35千伏母线及所属设备（站用变除外）。

2. 接入220千伏及以上电压等级电厂的主变及机组。 3. 直接接入110千伏网络且总装机容量达100MW及以上的火电厂发电机组。

4. 直接接入110千伏网络且总装机容量达50MW及以上水电厂的发电机组。

5. 总装机容量达40MW及以上的风电场发电机组、单个并网点装机容量达30MWp及以上的光伏电站发电机组按分组列入省调直调范围。

6. 220千伏及以上电厂主变和500千伏联变的中性点个数变化。 2.2.5 省调许可管理的设备（或方式）（选择）

属地调及厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响省调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、地区用电指标，则定为省调许可管理的设备（或方式）。省调许可设备（或方式）的范围有：

1. 220千伏变电站（不含终端变）的主变本体及其高压侧开关间隔。

2. 110千伏跨地区联络线。

3. 梯级流域开发、直接接入110千伏网络及总装机容量在30MW及以上的水电厂，水库季调节及以上性能的发电机组出力按

单厂许可，季调节以下性能的按流域分地区总出力许可。

4. 影响省调管辖设备状态、省调管辖或许可电厂出力的设备或地区运行方式变更。

5. 接入220千伏及以上电压等级的启备变。

6. 220千伏变电站中性点接地方式从接地改为不接地方式。 7. 220千伏终端系统的送端线路开关间隔接入220千伏母线的接线方式。

8. 地调所辖的220千伏终端线路及终端变220千伏设备无快速保护运行。

2.2.8 许可手续的办理

省调许可地调、厂站管辖设备的正常许可手续可分为两类进行管理：省调当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。（填空、判断）

1. 调度员口头许可的范围（选择）

（1）凡不影响省调管辖设备状态及机组出力正常送出的省调许可设备状态的变更。

（2）省调许可设备当日内的非计划停役。 （3）火电厂汽轮机阀门的定期活动试验。

（4）220千伏变电站（或与电厂）之间的合解环及转供电。 （5）凡不影响省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点改变。

（6）220千伏主变停役，不需测向量或不需进行冲击试验的复

役。

（7）地调需要对所辖220千伏终端系统的送端线路开关间隔进行倒换母线操作。

（8）地调所辖的由不同的500/220千伏变电站供电的桥式接线220千伏终端变，其220千伏开关站短时（不超过30分钟）合环操作。

（9）地调所辖的220千伏终端系统的送端线路开关间隔停、送电状态变更。

2. 通过申请许可的范围

（1）凡影响到省调管辖设备状态及机组出力正常送出的省调许可设备状态的变更。

（2）220千伏变电站中性点接地方式从接地改为不接地方式。 （3）110千伏母差保护退出运行影响220千伏及以上电网稳定运行。

（4）影响到省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点改变。

（5）接入220千伏及以上电压等级的启备变的状态变更。 （6）220千伏主变大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。

（7）220千伏主变二次回路变动后会影响省调管辖设备正常运行的。

（8）地调所辖的220千伏终端变中性点接地方式变更造成任一回 220千伏终端线路末端为不接地系统。

（9）地调所辖的由不同的 500/220千伏变电站供电的桥式接线220千伏终端变，在正常检修或特殊方式下需要其 220千伏开关站合环运行时。

（10）地调所辖的220千伏终端线路及终端变 220千伏设备（包括母线、主变、线路、短引线等）因双套保护停役或启动调试工作造成无快速保护运行。

2.2.9 各发电厂、变电站的厂（站）用变属厂（站）管辖，电厂影响发电出力的辅机设备属电厂管辖。（填空）

3.1.1 发电厂（专供用户变）与电网并网协议是发电厂（专供用户变）与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例、发电厂（专供用户变）并网运行管理规定等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（专供用户变）（或地方电网）并入福建电网运行，必须与省公司签订并网协议方可并入电网运行。（填空）

3.1.2 发电厂（专供用户变）并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订《购售电合同》、《并网调度协议》。（选择） 3.2.9 调度通信要求

并网电厂、用户变应具备完善的调度通信系统和信息通道，并网厂站的涉网通信设备范围包括：调度电话交换系统、调度电话录音系统、通信传输系统、通信监控系统、数据通信网设备、通信专用直流电源以及配套的的配线架和接入福建电力专用网的行政管理程控交换机等。（选择）

3.2.12 电力自动气象站要求

单机容量在300MW及以上的并网大型电厂应同步投产建设电力自动气象站，并能通过电力数据网络向省调电力自动气象站系统实时传输风力、风速、雨量、温度、湿度、气压等气象信息。（选择） 4.2.4 编制下一年度省电网的运行方式所需外网的网络结构及计算数据由华东分调提供，同时各有关单位应于每年9月15日前向省调提供下一年度的有关资料。

4. 各核、火电厂提供下列资料：

（1）煤、气、核燃料年度供应计划及储罐、煤场的有关资料。 （2）年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及新设备基建投产等计划。

4.2.5 省调每年12月30日前将220千伏及以上省电网下一年度最大短路容量计算结果下达各有关发供电单位。各发供电单位负责管辖系统(包括各供电公司及省检修公司负责运行维护的变电站站用电系统、各电厂负责的机端母线及厂用电系统等)的最大短路容量计算校核。若发现开关的遮断容量达不到计算的最大短路容量要求，各发供电单位应采取相应整改措施，并将有关整改情况上报省调。 4.4.4 日发电计划的执行和修改（填空）

省调调度电厂在正常情况下应严格按照下达的日发电计划安排发电。有关地调应作好流域内电厂的发电管理，严格执行省调下达的流域总出力计划。省调调度员非特殊情况下应尽量遵循机组“三公”控制原则。

在日发电计划执行过程中，省调调度员可根据电网实际情况合理设置AGC机组及AGC投运模式，选择性地修改全部或部分机组的

实时滚动发电计划曲线。有关单位必须按照修改后的发电计划曲线安排发电，无故不按要求执行的应按有关规定给予考核。发生以下情况时，省调调度员可以修改电厂的发电计划曲线：（选择）

1. 负荷预测偏差。

2. 联络线送受电计划临时调整或实际运行中联络线潮流发生较大偏差。

3. 水情、风情发生变化。

4. 电网安全约束要求及发生异常、事故情况。 5. 其他特殊情况。

5.2.2 其它省调管辖发输变电设备年度检修计划，各发供电单位于每年9月底前报送省调。省调会同省公司运检部编制主设备年度检修计划，并于11月底前召开全省发输变电设备检修计划平衡协调会。根据全省检修平衡协调会讨论结果，进一步优化年度检修计划安排，经省公司领导批准后于12月份下达执行。

5.4.1 属省调管辖设备在月度检修计划中虽有安排，各发供电单位仍应通过省调检修管理系统办理设备停役或异动设备启动申请手续，要求如下：

1. 停役申请单应填明停役设备的名称、工作内容（检修项目）、停电范围、安全措施以及对其他设备的影响等具体要求，并符合设备双重编号、调度术语、调度命名、设备状态等规定，且内容完整、准确、明了。（选择）

2. 设备停役及启动申请与现场工作票无需一一对应。同一设备一次停电所有检修工作应集中在一份申请单申报，检修工作所需的安

全措施按所有工作都满足的安全要求填报，停役起止时间按所需最长工作时间填报。（判断）

3. 电厂设备的停役申请由值长提出，供电公司设备的停役申请由地调调度员提出，省检修公司的停役申请由运维站值班员提出，用户专用变的停役申请由值班长提出。接受已批准申请、接受口头申请许可和汇报工作结束等事宜，均应由上述人员与省调调度员联系。（填空）

7. 已列入月度发输变电主设备停电项目计划，属省调直调或许可的设备停役，运行单位应在检修前5个工作日11时前提出设备停役及启动申请，省调在前2个工作日17时前批复。运行单位11时后提交的申请则视为下一个工作日提出的申请。（选择、判断） 5.4.3 省调调度员通过检修管理系统发布检修申请批复的同时，通过电话将申请的主要内容通知受令人（与申请相关单位人员可通过检修系统浏览批复情况）。各厂站值班人员及地调调度员应立即上网确认停役申请的批复，并及时将省调领导及各专业批复的有关事宜通知本单位有关部门，各发供电单位以省调调度员下达的停役申请批复时间为准安排相应的检修工作。省调下达的启动送电方案及配合停电期间保电网安全方案，各单位应组织有关人员认真学习并落实各项工作。（填空）

5.4.5 现场发现设备缺陷需尽快安排停役检修时，运行单位可随时向省调调度员提出申请，省调应尽快批复安排；但如果设备缺陷严重不能坚持运行到省调批准的检修时间，各厂站值班员应根据现场事故处理规定处理，并立即向省调调度员报告。设备事故检修申请应在设

备事故停役后24小时内向省调提出。（填空）

5.4.6 省调调度员有权批准当日内能完工而且对电网安全运行无明显影响的临时检修。若与一个设备的计划检修相配合，而且不影响电网运行方式及相关二次配合的设备检修，只要结合检修的时间不超过计划检修设备的检修时间，并且不影响计划检修设备的送电方式及安全措施，现场可自行许可开工，不必再报设备停役申请。（判断） 5.4.7 正常情况下相关检修人员应提前到达现场，设备运行单位应按时开工检修，在批复的检修时间内完成检修任务。由于客观原因确实无法按时开工者，且在原批准时间内可以完成检修的，说明原因并经当班调度员认可后原申请仍可继续使用；否则应另行申请或提出时间顺延申请，重新得到批准方可开工。因天气原因无法开工，现场可在下令操作前提出顺延申请，顺延申请可由当班调度员直接批复，调度员在批复顺延申请时应确保顺延申请的时间要求、方式要求及安全措施不会与已批复的申请产生矛盾。（判断）

未批复的申请可保留12天，超过12天未批复则自动作废，若设备运行单位仍需检修应重新申请。

凡需延长设备检修工期的单位，应说明延长工期的原因并尽早向省调调度员提出申请，最迟必须在原检修结束时间前一天11时前办理延期手续，省调调度员将于当天下午17时前通知批复。设备的年度大、小修无法按期完成时，则应在设备原检修工期过半前办理延期手续。（填空、判断）

设备检修工期延长手续办理规定不影响事故调查规程对其进行的考核规定。

5.4.8 省调对设备检修申请的批准时间，是指从对该设备开始操作至检修工作结束设备恢复送电完毕（或设备恢复至备用状态交还系统调度）的时间；现场申报设备检修的申请时间包括对设备进行操作的时间。（填空）

5.4.9 若线路的带电作业工作要求解除线路两侧重合闸时应按规定办理申请手续；若工作只要求线路跳闸不强送且当天内工作能够完成者，则需向调度员口头申请，说明工作地点和时间，工作结束后应及时汇报。

5.4.11 设备检修虽已批准或已开工，但如电网需要，省调调度员可根据现场情况，经协商后正式指令其不要开工、暂停或停止检修，直至将该检修申请作废并恢复设备的运行。 5.4.13 节假日检修计划管理要求

1. 各发供电单位要求节假日期间安排的设备检修计划应于节假日前15个工作日向省调提出书面申请。经省调统筹平衡及协调同意后，各单位应于节假日前8个工作日11时前向省调提出设备停役申请，省调将于节假日前2个工作日17时前批复申请。 5.4.14 设备检修的接地管理及要求

1. 电气设备检修前，工作许可人(或签发人)应根据《安规》的要求审核工作负责人提出的停电范围和安全措施，并按调度规定的四种状态选择设备的检修方式，然后提出申请。

2. 设备停役时，应根据调度员下达的调度指令，做好规定的接地措施。如果工作中须将这些接地措施拆除影响调度指令的状态时必须经调度员许可。（判断）

4. 因工作需要(如试验、拆除连接线等)改变调度指令的接地措施位置，不影响设备状态时，可以不经调度员许可，但工作结束时仍必须恢复原状态后方可向调度员汇报工作结束。（判断）

5.5.2 根据通信检修对电网安全生产影响程度的不同，通信检修分成一类通信检修和二类通信检修。

1. 造成以下情况的，称为一类通信检修：（选择） （1）需要线路、高压设备停电或做安全措施的情况。 （2）35千伏及以上高压线路的保护装置、安全自动装置（以下简称安控）的通道中断（不包括引起除电流差动保护外其他保护、安控通道的自动倒换。影响电流差动保护通道的任何工作，视同通道中断处理）。

（3）AGC、AVC通道中断。

（4）电力调度电话主备用通道同时中断，且无市话备用。 （5）自动化系统远动信息主备用通道同时中断 。

2. 除上述情况以外的通信检修(含引起35千伏及以上高压线路除电流差动保护以外的保护装置、安控的通道自动倒换的检修)，称为二类通信检修。

5.6.2 根据自动化检修对电网安全生产影响程度的不同，自动化检修分成一类自动化检修和二类自动化检修。（选择）

1. 造成以下情况的，称为一类自动化检修：（1）造成全站信息通信中断、或信息错误；（2）造成自动化系统AGC、AVC功能中断的；（3）造成影响远方控制（遥控）功能的。

2. 除上述情况以外的自动化检修称为二类自动化检修，包括自

动化设备、通道、电源、信息异常，设备改造、软件更新度远动数据及监控信息核对等。

5.6.3 如检修工作在多个工作地点进行，则各工作地点负责运行维护的单位均需提交申请。

1. 一类自动化检修工作，应按照第五章第四节“设备停役及启动的申请与批复”中的规定，通过OMS系统“检修管理”向省调提交电网检修申请。省调电网检修专责负责将流程流转到调度相关专业会签。计划检修应提前3天申报检修申请，临时检修应事先申报检修申请，故障抢修可在事后补报检修申请。

2. 二类自动化检修的申请，通过OMS系统“自动化系统、设备检修流程”向省调自动化提交检修申请，并按照《福建电力调度自动化系统运行管理规程》和有关自动化标准作业指导书规范进行。 5.6.4 检修申请单应严格按照申请单管理系统（OMS）的要求填写完整，检修申请设备名称、工作内容、影响的业务和数据及安全措施，内容完整、准确、明了。对于影响面范围较大的系统检修，应附技术方案

5.6.5 与自动化系统和设备相关的检修工作要求

1. 在检修和更换属于网、省调的关口电能表及计量PT、CT时应办理二类自动化检修的申请；

2. 为自动化系统和设备提供电源和通信通道等的设备检修时应办理二类自动化检修申请或通信通道检修申请，通信检修流程应流转到自动化专业进行会签。

7.1.3 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网装机容量

为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。独立网装机容量小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。（填空、判断） 7.1.4 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。 7.2.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂

省电网单机容量在100MW及以上的火电厂（含核电）、单机容量在50MW及以上的水电厂、燃气轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC跟踪功率及频率偏差控制（TBC）模式运行的电厂即自动转为第一调频厂，上述其它电厂均为系统的第二调频厂。选择系统调频厂应遵循以下原则： （选择）

1. 具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。 2. 具有足够的响应及调节速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。

3. 在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。

7.2.2 为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求如下：

1. 在各地调调度室和所有电厂、运维站均要求装有频率显示器；所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。

2. 各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。

3. 系统频率监视点为：省调直调电厂、所有500/220千伏运维站，系统频率监视点所在厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。

4. 各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。

7.3.1 电厂通过以下方式参与系统频率调整：（选择）

1. 人工调整跟踪发电计划模式。电厂按照省调二区申报发布应用下达的发电计划调整机组出力。

2. AGC跟踪发电计划模式。电厂按照省调指令投入AGC，机组根据AGC下发的发电计划调整出力。

3. AGC跟踪功率及频率偏差控制（TBC）模式。电厂按照省调指令投入AGC，机组根据AGC下发的实时增减指令调整出力。

4. 其他调整模式。电厂应根据省调值班调度员指令投入、退出或改变AGC模式。原则上，300兆瓦及以上火电机组（含核电，有供热申请的除外）、100兆瓦及以上水电机组（含抽水蓄能）正常情况下均应投入AGC运行。

7.3.2 电厂机组采用人工调整跟踪发电计划模式时，对于单机容量为300MW及以上的火电厂，单机实际发电与计划曲线偏差不得超过计划曲线的±2％；对于单机容量为300MW以下的火电厂，全厂或单机实际发电与计划曲线偏差不得超过计划曲线的±3％；直调水

电厂全厂实际发电与计划曲线偏差不得超过计划曲线的±3％；否则按照发电出力偏差进行考核。（填空）

7.3.3 电厂机组投入AGC跟踪发电计划模式时，电厂运行人员应注意机组出力上下调整空间，确保机组出力偏差在允许范围内，否则按照发电出力偏差和AGC性能指标进行双重考核。（填空） 7.3.4 若省调AGC主站故障时，电厂运行人员应按照下列原则处理：

1. 投入AGC跟踪发电计划模式的机组应自动改为人工调整跟踪发电计划模式并按照现有发电计划升降出力。

2. 投入AGC跟踪功率及频率偏差控制模式的机组，应按照调度员指令或联络线指标监控画面要求对机组出力进行人工调整。

7.3.5 省调直调和许可的电厂（投入AGC跟踪功率及频率偏差控制模式的机组除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。（填空、判断）

7.3.6 发电机组有功调节性能包括：调差性能、AGC调节性能和一

次调频性能。（选择）

7.3.7 发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。

机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。

2. 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。（填空）

3. 机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，机组升降负荷速率应达到调度协议的约定。机组商运后，在线投运AGC机组的实测升降负荷速率应达到相应要求。具体要求如下：直吹式制粉系统火电机组升降负荷速率应达到每分钟1%额定出力，燃气机组升降负荷速率应达到每分钟3.5%额定出力，水力发电机组升降负荷速率应达到每分钟10%额定出力。（判断） 7.4.1 AGC调度管理

2. 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。

3. 机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，机组升降负荷速率应达到调度协议的约定。机组商运后，在线投运AGC机组的实测升降负荷速率应达到相应要求。具体要求如下：直吹式制粉系统火电机组升降负荷速率应达到每分钟1%额定出力，燃气机组升降负荷速率应达到每分钟3.5%额定出力，水力发电机组升降负荷速率应达到每分钟10%额定出力。

4. 水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。

5. 投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。调度员改变机组AGC运行模

式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。

6. 省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。（填空）

7. 当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当班调度员通知恢复AGC运行。（简答）

8. 省调值班调度员可口头许可当班的电厂AGC异常处理，跨班的电厂AGC异常处理需通过OMS申报申请单。

9. 设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。

10. 电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。

11. 具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。

7.4.2 系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。（填空）

1. 机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行并不得自行更改。

2. 当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。

7.5.1 电网运行备用是指用来平衡统调负荷预测偏差、统调机组跳

闸或者电网事故等引起的功率缺额而预留的备用。电网运行备用分为旋转备用、可控负荷备用。旋转备用是指10分钟内能够全部调出、不受限额约束且至少能持续1小时满足系统需要的统调发电容量。主要由网内的水电机组、火电机组、燃气机组共同承担。可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。（选择、判断）

8.2.1 省电网220千伏及以上电压等级厂、站均为省网电压的考核点和监视点，省、地调监控员及电厂、用户变等运行值班人员均应按规定的电压曲线变动范围，认真监视所辖范围变电站的母线电压，当电压水平超出允许变动范围时，应立即报告省调调度员（填空、选择） 8.2.6 并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理规定》负责机组励磁系统的运行管理及维护检修工作，从组织、管理和技术等方面保证发电机自动励磁调节装置及其特性单元（包括强励、过励及低励限制、PSS功能等）完好，PSS装置投运信号应实时传送省调自动化系统,实现机组PSS投运状态在线动态监视。未经相关调度许可，励磁系统（包括PSS）各环节功能不得停用。（判断）

8.2.7 各电厂、变电站及供电公司应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理规定》负责AVC系统（装置）的运行维护及管理，制定现场运行规定。各电厂、变电站AVC装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。正常情况下，省调直调电厂、500千伏变电站、地调AVC“远控”方式变更必须严格按省调调度员的指令执行。若现场一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，厂、站及地调人员应按要求及时向省调提出申请，并尽快处理设备缺陷。（判

断）

9.1.1 继电保护及安全自动装置包括主保护、后备保护、保护通道接口、数据交换接口、合并单元智能终端、故障录波器及信息管理系统等设备。（选择）

9.1.6 不允许任何设备无继电保护运行；省电网接入220千伏及以上线路、母线、发电机、变压器、电抗器等电气元件正常运行原则上均应有双重化快速保护，单套主保护异常退出时间不宜超过24小时，双套主保护异常退出时必须采取临时措施并报省调同意，否则一次设备必须停役。（选择、填空）

9.1.11 继电保护装置发生不正确动作后，应组织有关部门进行事故调查，在事故调查前现场应保持不变，以便查清事故原因。 9.1.13 继电保护及二次回路投退原则规定

1. 一次设备运行转冷备用、检修时对应二次设备保留原运行状态；（判断）

2. 一次设备运行而其二次设备检修时需要报申请；

3. 一次冷备用及检修时对应二次设备有工作或影响其他设备运行状态应将本间隔保护改投信号做好相关二次安全隔离措施进行工作，工作结束后本间隔保护功能确认正常后恢复原运行状态；（判断）

4. 一二次设备工作若需要本站其他运行保护陪停或需要线路对侧运行保护配合操作时应将受影响设备按调度管辖范围向对应调度机构报申请；

5. 调度仅下达一次设备的状态指令，随一次设备变动相关保护及二次回路的投退应依据省调“继电保护年度整定方案和调度运行说

明”，由运维人员自行进行相应的操作。 9.1.15 故障录波器和信息子站管理原则规定

故障录波器和信息子站应视同继电保护主设备管理，按变电站所属的单位进行调度和管理和运行核查巡视，调控中心监控人员每周从保信系统和故障录波工作站上检查设备通断情况，若发现设备通信中断，应通知检修专业人员处理。若需退出，必须向相应的调度机构办理申请和许可手续。对接入各子站系统的继电保护装置等进行检验或消缺工作（除与主站、辅站联调外）时，应做好无效信息的屏蔽措施。（填空）

9.1.17 高频（差动）保护原则规定

1. 高频闭锁式（收发信机）保护应严格按调度指令投退，原则上必须同时投入或退出，操作中要尽可能缩短不对应的时间。

2. 高频闭锁式（收发信机）保护要求每天进行一次通道信号交换试验，并做好记录；现场应按设备巡视周期进行通道检查，如发现异常应立即报告调度员，并通知保护人员进行处理。

3. 查找直流失地时，高频闭锁式（收发信机）保护应先退线路对侧高频保护后进行查找。（判断）

4. 线路单侧充电运行方式，高频（差动）保护等同与正常运行状态，即两侧均应按正常投入。（判断） 9.1.19 母差及失灵保护原则规定

1. 双母线（或多母线）母差保护与失灵保护应视为一套完整保护，要求同时投入和退出。

2. 无母差及失灵保护运行时，应根据系统稳定校核结果修改相

关系统保护定值，在采取措施前，母线不得倒闸操作。 9.1.20 变压器瓦斯保护原则规定

变压器进行注油、滤油、换潜油泵、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，工作结束后经2小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。变压器差动保护和瓦斯保护不允许同时停役。

9.1.22 现场运行人员对各类差动保护（线路差动保护、母线差动保护、主变差动保护、发电机差动保护等）应定期核对装置的差电流并做好记录，核对周期不应超过一个月。差流出现异常增大应及时处理。（填空）

9.1.24 电流/电压互感器及二次回路的原则规定（简答）

1. CT断线，现场应及时将电流相关保护（如距离型、方向型、电流型、电流差动型等）退出运行。

CT断线可被视为一次设备故障，此间保护（母差保护除外）允许跳闸出口。

2. PT断线，现场应及时将电压相关保护（如电压型、距离型、方向型等）退出运行。

3. 为防止PT二次反充电，同一电压等级的两组母线PT并列原则：要求一次系统先并列，二次电压回路才允许并列；二次电压回路先解列，一次系统才允许解列。

10.3.12 220千伏及以上主网同期装置（功能）管理

1. 配置原则：省调直调管辖设备的所有开关、地区接有电源的110千伏及以下变电站可能作为并列点的开关，必须配置同期装置，

并具备自动及手动并列功能。220千伏变电站主变220/110千伏侧开关是否安装同期装置由供电公司视地区电源接入方式及地区安全运行需要确定。

2. 同期装置的整定原则：（1）频率差0.2赫兹；（2）电压差500千伏系统为额定电压的10%，220千伏系统为额定电压的20%；（3）相角差500千伏系统不超过20度，220千伏系统不超过30度。（选择）

3. 同期装置（功能）的初设、基建验收、定期校验、缺陷处理应遵循保护专业体系的管理要求。

4. 各单位根据上述原则定期核查220千伏及以上开关同期装置整定情况，保证同期装置（功能）良好。若装置出现异常,运行值班人员应及时汇报调度员，并应及时组织消缺。

11.1.1 福建电网设备的倒闸操作，根据调度管辖范围划分，谁管辖谁下令操作：

3. 省调管辖设备由省调下令操作。

4. 省调许可地调或厂站管辖设备，由管辖单位下令操作，但操作前须经省调同意，操作完毕须尽快报告省调值班调度员。 11.1.3 省调调度员拟票、操作原则

1. 福建省电力系统实行统一的由综合指令、单项指令和任务指令相结合的调度操作指令。调度操作指令不论采取何种形式发布，都必须使接令人员完全明确该操作的目的和要求。综合指令中的设备状态和指令规范见附录B，任务指令的主要规定见附录C。（选择）

4. 省调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项

操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其他单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报。（填空、判断）

省调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需要提前操作某项而对该操作任务的其他操作项无影响时可提前下达该项操作指令，但操作调度员需事先取得监护调度员的同意，必要时还应向相关单位说明情况，严禁无根据的跳项操作。

5. 调度员通过电话进行语音下令时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用普通话及统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度；调度员通过微机进行网络下令时，实行监护制度并应通过电子签名确认方式进行。一切倒闸操作，现场应与省调核对发令和操作结束的时间。 11.1.4 操作预令及操作令的下达

1. 计划操作指令票由前一天终班调度员拟写、审核后通过网络、传真或电话的方式发布操作预令，现场应及时拟写预令操作票，若有疑问应及时向省调值班调度员提出；当班调度员在开始操作前对操作预令票审核后正式下达操作令，现场才能进行倒闸操作。若系统需要临时性的操作，可由当班拟写，经审核后预发给现场，并及时通知现场接收及拟写预令操作票，待现场汇报具备操作条件后执行。系统正常运行中应尽可能避免复杂的临时性操作。

6. 省调操作令的下达可以采用电话语音下令和微机网络下令两种形式，现场必须在接到省调正式下达的操作令后才能进行倒闸操作。（选择、判断）

11.1.5 现场操作原则

3. 虽有预定的开、停机计划，但现场在锅炉点火、机组并列及降负荷、解列前应取得省调当班调度员同意后才能进行。（填空、判断）

4. 现场操作人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，可由现场交下一班执行，省调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场操作人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向省调当班调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。（判断）

5. 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。（填空） 11.2.1 发电机、电网的并列与解列操作

1. 电网并列条件：相序相同、两电网频率差不大于0.2赫兹、并列点两侧电压基本相等。500千伏电网电压差不大于额定电压的10％，220千伏电网电压差不大于额定电压的20％。500千伏电网相角差不大于20度，220千伏电网相角差不大于30度。

4. 发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行。 5. 发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准。

11.2.3 变压器（500千伏系统称为“联变”，下同）操作

1. 变压器并列运行的条件：联接组别相同；电压比相等；短路电压值相等。对电压比和短路电压值不同的变压器，经计算在任一台都不过载的情况下，也允许并列运行。

2. 对于220千伏电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，

再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。对有多侧电源变压器，送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。（判断）

6. 为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，110千伏及以上电网中性点的倒换操作应遵守先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。（判断）

7. 严禁变压器无主保护运行。 9. 对变压器送电时的要求：

（1）变压器应有完备的继电保护，用小电源向变压器送电时应核算继电保护灵敏度（特别是主保护）。

（2）为防止充电变压器故障跳闸后系统失稳，必要时先降低有关线路的潮流。

（3）变压器送电时，应检查充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证送电后各侧电压不超过规定值。

（4）变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸。 11.2.5 刀闸的操作

1. 允许用刀闸进行下列操作：（选择） （1） 拉、合无故障的电压互感器。 （2） 在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。 （3） 拉、合正常运行变压器的中性点。 （4） 拉、合220千伏及以下母线充电电流。

（5） 拉、合励磁电流不超过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） 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流；拉、合一个半开关接线及角形接线方式的母线环流。原则上应采用远方操作，如采用现场操作，操作前应将有关开关的操作电源断开。

（7） 进行拉、合运行中的500千伏母线环流时，须远控操作。 2. 不能用刀闸操作情况：

（1）一般情况下不进行500千伏3/2单元接线线路侧或联变侧刀闸的带电拉、合短引线操作。如需进行此类操作必须请示省公司领导同意。

（2）未经试验确认，禁止用刀闸拉、合500千伏母线，如需操作必须经省公司领导同意。

（3）严禁用刀闸拉、合运行中的线路高抗（500千伏）、励磁电流超过2安培的空载变压器及电容电流超过5安培的空载线路。 11.2.6 开关的操作（选择）

1. 允许用开关拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。

2. 开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入，确认断路器性能良好；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通，有关仪表及指示灯的指示正确。

3. 两开关互相替代操作时，必须考虑操作开关在断合过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除，现场对此应有明确的运行规定。

4. 开关操作时，若遥控失灵，现场规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

5. 开关使用自动重合闸装置时，现场应按规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关允许切断故障电流的次数，按现场规程规定仅有一次时，若需继续运行，现场应向当班调度员汇报并申请停用该开关的自动重合闸装置。 11.2.7 线路的操作

1. 线路停、送电操作时, 应考虑电网电压和潮流的变化，使线路等有关设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限。对500千伏线路的操作，还应考虑线路充电功率对电网电压的影响，使线末电压不超过允许值，同时还应事先做好无功平衡，防止线路操作时电网电压产生大的波动。

2. 线路转检修前应将两侧都先转冷备用后再继续操作，线路恢复运行时应向有关单位核查线路确无工作并先将线路两侧均转冷备用后，再进行送电。

3. 线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。

4. 线路停电转检修，必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路两侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。（判断） 11.2.8 母线的操作

1. 母线或旁路母线送电时，必须选择有速断保护的开关试送电。当充电母线或旁路母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关设备的潮流。只有经过充电证实母线或旁路母线无故障时方可用

刀闸（500千伏系统除外）操作带电。

2. 现场在母线操作中应采用防止谐振的措施。

5. 对GIS母线进行操作时，应保证SF6的充气压力和密度在规定值以内。

6. 进行母线倒闸操作时应注意：（选择） （1）对母差保护的影响。

（2）各段母线上电源与负荷分布是否合理。 （3）主变中性点分布是否合理。

（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对停运母线反充电。 11.2.10 零起升压操作

1. 对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

2. 担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。

3. 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联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓慢加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。

4. 升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。（判断）

5. 进行零起升压系统与正常运行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取措施防止开关误合造成非同期

并列。

6. 升压线路有高抗时，高抗应同线路一起零升压（高抗保护应完整投入），使升压设备各点电压不超过允许值。

7. 线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。 12.1.2 事故汇报制度

1. 系统发生事故或异常情况,有关单位值班员（包括省调监控员）应立即向省调调度员简要报告开关动作情况，在事故或异常发生后5分钟内报告事故时间、开关跳闸状态、故障相别、设备主保护及重合闸动作情况以及出力、潮流、频率、电压等变化情况。尽快查明有关情况后再汇报以下内容：事故现象、保护具体动作情况、其他安全自动装置动作情况、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、负荷损失情况、开关跳闸次数、所辖范围内设备现场处理意见和应采取的措施。220千伏及以上运维站和有人值班厂站的运行值班人员应掌握打印继电保护动作报告和故障录波报告的方法，当无法判断故障情况时应在事故或异常后1小时之内将故障录波和保护动作报告（含文字、图形报告及必要的图片或影像资料）传至省调。（填空、简答）

4. 事故处理期间，发生事故单位的值长或值班长应留在中控室进行全面指挥，并与省调调度员保持联系，如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。

5. 事故处理期间，省调调度台应将事故的简要情况及可能影响电话告知相关调度对象（含省调专供用户）。非事故单位除向省调报告发现的异常情况外，不应在事故当时向省调调度员询问事故情况或占用调度

电话，以免妨碍事故处理，而应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。

12.1.3 事故处理期间，各单位值班人员均应服从省调调度员的指挥。凡涉及系统的操作，均应得到省调调度员的指令或许可后方可操作。但下列操作无须等待省调值班调度员的指令，处理告一段落后再详细汇报: （选择）

1. 将直接对人身安全有威胁的设备停电。 2. 将已损坏的设备隔离。

3. 系统频率低至49.6赫兹，将备用机组或具备运行条件的已解列机组恢复同期并列。

4. 双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列。 5. 已知线路故障而开关拒动时，将开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或二相时将其余相断开。

6. 电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用。 7. 发电厂厂用电部分或全部失去时，恢复其厂用电源。 8. 在本规程或现场规程中有明确规定，可不待省调调度员指令自行处理的操作。

12.1.5 事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班；交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许继续交接班。

12.1.6 在事故处理过程中，各级调度、现场运行人员必须严格执行发令、复诵、记录、录音和汇报制度，必须使用统一的规范用语，指

令应正确无误，汇报应简明扼要。（填空）

12.1.9 省调管辖及许可设备发生事故或异常时应按本规程12.1.2条规定进行汇报。

12.2.1 系统低频率的处理原则

1. 当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.80赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。（选择）

省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向华东分调汇报和了解事故原因。 12.2.2 系统高频率的处理原则

1. 当系统频率≥50.20赫兹，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。

12.3.1 电压监视、考核点电压偏差超出规定的电压曲线±5％，且延续时间超过2小时；或偏差超过±10％，且延续时间超过1小时，为电网事故。（选择）

12.3.2 当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，厂、站值班人员应立即退出AVC装置、自行降低发电机、调相机的无功出力直至

安排具备进相条件的机组进相运行，并退出电容器。当电压不见下降或继续升高时，应报告省调或地调调度员。调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电站补偿电容器，投入电抗器，改变变压器有载调压分接头，甚至改变系统运行方式，在1个小时之内将电压调至允许偏差范围内。

12.3.5 当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，厂、站值班人员应立即退出AVC装置、自行加大发电机、调相机的无功出力，投入电容器。当电压不见回升或继续下降时，应报告省调或地调调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电站补偿电容器，退出电抗器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1个小时内将电压调至运行偏差范围内。 12.4.5 当220千伏及以上输电线路（单条线路或同塔多回线路）在短时间（1小时）内出现间隙性故障跳闸（不论是否重合成功），跳闸次数达到3次时，地调监控员及有关厂站值班员应立即汇报省调，并及时汇报所属领导，做好应急准备。省调调度员立即汇报省调领导，调整主网运行方式，做好线路停役准备工作；省调领导立即报告省公司领导，并通知省公司运维检修部领导。运维检修部立即指挥、协调线路运维单位进行现场巡查和故障跳闸性质评估初判，在30分钟内提出线路应急处理的意见，并由线路运维部门负责人向省调上报要求线路紧急停运的具体处理措施。省调领导根据线路运维部门上报的紧急停运申请，考虑当时电网实际运行情况，做出线路继续运行或停役的决定并通知省调调度员执行，遇重大情况难以决策的，应及时请示省公司领导。

12.4.6 线路发生跳闸后，监控员或厂站值班员应立即向省调调度员作线路开关跳闸等情况的扼要汇报，同时立即通知人员到现场检查，经检查后，再详细汇报如下内容：

1. 事故跳闸时保护装置（包括高抗保护）及安全自动装置动作情况。

2. 开关动作情况及外部有无明显缺陷。

3. 对故障跳闸线路的有关设备（包括高抗）进行检查的情况。 4. 其他线路状态及潮流情况。

5. 故障录波器、故障电流、故障测距情况。 12.5.2 母线事故处理原则

1. 双母线其中一组母线故障停电后，应尽快将已确认无故障的元件改接至运行母线并恢复元件的并列、合环或送电。

2. 找到故障点后尽快隔离，然后对停电母线恢复送电。 3. 对GIS母线及发电厂母线经检查找不到故障点时，应尽量利用电源对母线进行零起升压，无升压条件时再考虑对母线进行试送电。

4. 母线试送电原则：首先确保本站母差保护正常并投入，尽可能用外来电源进行试送电，试送电开关应有0秒跳闸功能；当使用本厂（站）电源试送电时，应首先使用带0秒充电保护的母联或旁母开关；若线路跳闸同时母线失灵保护动作，不得用本线路开关对母线试送电。

5. 无人值班站母线跳闸后，必须到现场查找确认并消除故障点后再送电。

12.5.5 发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部拉开，并设法恢复厂用电，利用机组对母线零起升压，正常后待线路有电压，即恢复与系统同期并列。也可利用外来电源对停电母线进行试送电。（填空）

12.6.1 变压器开关跳闸时，根据变压器的保护动作情况作如下处理：

1. 变压器主保护（包括重瓦斯、差动保护）同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。

2. 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次；对500千伏联变进行试送电需经省公司领导批准。有条件时，应尽量进行零起升压。

3. 变压器过流保护等后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.6.2 变压器轻瓦斯保护发出信号应进行检查，并适当降低变压器负荷。

12.7.5 开关非全相异常运行处理原则

1. 500／220千伏开关不得非全相运行。当发现两相运行时，现场值班人员应迅速恢复全相运行，如无法恢复，应立即断开该开关；当发现一相运行时，现场值班人员应立即断开运行相开关。事后迅速汇报省调调度员。

2. 发电机－变压器组开关发生一相或两相跳闸时，现场值班人

员应立即断开该开关，如无法断开，立即降低机组负荷，确保机组的负序电流、振动、发热不超过标准，并应迅速隔离非全相开关，事后汇报值班调度员。

12.11.1 系统发生振荡的主要原因（选择）

1. 系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏。 2. 系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）。 3. 故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵。 4. 长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路等）。

5. 大机组失磁，再同步失效。 12.11.2 系统发生振荡的一般现象

1. 发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15－3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。

2. 振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗。

3. 失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1赫兹或以上（振荡周期T＝1/△f）。

12.11.3 系统发生振荡时的处理（简答）

1. 系统稳定没有破坏时，利用人工方法再同步处理：

（1）各发电机和调相机应充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许

的最大值。

（2）频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8赫兹为止。

（3）频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，省调调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.80赫兹，并使振荡消失。

2. 在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：

（1）振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。

（2）主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷。

（3）采取人工再同步，在3－4分钟之内未能恢复同步运行。 解列点选择原则：

（1）解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行。 （2）各电网内应尽可能保持功率的平衡。

3. 系统发生振荡时，任何发电机、调相机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。（填空）

4. 若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。

12.13.1 厂、站及地调与省调失去通信联系后，各单位应主动采取措施，用一切可能的方法尽快与省调取得联系。凡能与省调取得联系的厂、站及各级调度有责任转达省调的调度指令或联系事项。失去联

系的单位，应尽可能保持接线方式不变，并密切监视频率和电压以及潮流，事故时按本规程有关规定处理。（简答）

12.13.2 当系统发生事故而通信中断时，各厂、站及地调的值班人员应主动加强相互间的联系，主动按系统各种事故处理原则进行本厂站、本地区电网的事故处理。一般由地调负责联系各厂站，并和相邻地调协商，当涉及两个已解列电源的事故处理时，应与对侧联系，按线路跳闸事故处理原则进行试送电和并列。

12.13.3 省调调度员发现通信中断后，应暂缓对停电设备的试送电，直至恢复通信联系后才能进行送电操作。同时，省调调度员应立即通知省通信调度员通信中断情况。省通信调度员负责全程协调、跟踪监督通信系统故障处理，必要时可在请示有关领导后启动相关应急预案，相关单位及部门应给予积极配合。故障处理完毕，省通信调度员应及时通知省调调度员。

12.13.4 在调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前失去通信联系，则该操作指令不得执行；值班调度员已经同意执行的操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在发布了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则认为该操作指令仍然正在执行中。（判断）

12.13.5 通信中断时，通信值班人员应按相关通信规程规定，尽快进行故障抢修，并优先恢复与电力调度业务直接相关的重要通信通道。各级通信运行维护部门应坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则进行故障抢修处理。

12.14.1 调度自动化系统异常并影响到省调值班调度员对频率、电压及联络线功率调整时，省调值班调度员应采取以下措施：

1. 立即停用AGC、AVC控制系统，通知相关厂站对频率、电压及联络线功率进行人工调整。

2. 与华东分调联系，明确系统联络线的调节值，并按规定联系免考核事宜。

附录

省调一般情况下采用综合指令、任务令的下令方式。如工作及试验需要也可采用单项指令方式下令。对非标准状态下的设备欲改变状态时应使用单项指令方式下令。 �� 例：断开榕南Ⅰ路291开关。 �� 断开福郊Ⅰ路2341刀闸。 B1 开关

B1.1 开关的综合指令适用于前后具有两个及以上刀闸的负荷开关。开关状态与其两侧刀闸有关。对于仅一侧有刀闸的开关，按所连接设备的综合指令规定执行。

B1.2 开关的四种状态的规定（选择）

B1.2.1 运行状态——开关及其两侧各有一个刀闸在合闸位置。 B1.2.2 热备用状态——开关在断开位置，两侧各有一个刀闸在合闸位置。

B1.2.3 冷备用状态——开关及其两侧刀闸均在断开位置。 B1.2.4 检修状态——在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线。

B1.3 开关的操作指令及说明

B1.3.1 指令中要尽量体现开关的名称和编号，在编号后边必须续有“开关”二字。

例：东凤Ⅱ路235开关。 例：#1主变高压侧21A开关。 B2 线路

B2.1 线路的综合指令是对输电线路一侧的设备而言，对于输电线路本身的状态取决于线路两侧设备的状态。

对于角型等特殊接线的线路操作，详见特殊规定部分B7。 B2.2 线路四种状态的规定（选择）

B2.2.1 运行状态——线路开关及线路PT（或CVT，下同）均处运行状态。

B2.2.2 热备用状态——线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态。

B2.2.3 冷备用状态——线路开关处于冷备用状态，旁路刀闸在断开位置，线路PT在运行状态。

B2.2.4 检修状态——在线路冷备用状态下，线路PT在断开位置，合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线。 B2.3 线路的操作指令及说明

B2.3.1 指令必须使用线路的统一名称，并选用线路开关的编号，然后续之“线路”二字。

例：榕黎Ⅰ路285线路。

B2.3.2 线路检修状态并不包括开关的检修，若要求线路和开关一起

转入检修状态，可同令下达。 B9.5 线路保护三种状态

1. 经重合闸跳闸；2、直跳；3、信号。 B9.6 重合闸五种状态（选择）

1. 单重——即单相重合闸状态；

2. 三重——即三相跳闸三相重合状态（我省目前220千伏使用为单相故障三相跳闸三相重合，相间故障三跳不重）。

3. 自适应重合闸—用于500千伏同杆并架双回线路，发生跨线故障时仅跳开被保护线路的故障相；两相故障保护仅选跳故障相；三相故障保护三跳；采取先重合超前相，若六回导线有两回异名相在运行即可允许重合，同时只有一相在重合（允许两线同名相同时重合），重合成功后再重合下一相。

4. 综重——即综合重合闸状态；

5. 停用——专对重合闸功能在开关保护内配置（常用于3/2、角形、桥形等接线），将某个开关重合闸功能投停用。 B9.7 一般三相重合闸二种状态

1. 无压——无压检定重合闸； �� 2. 同期——检查同期重合闸。 B9.8 继电保护装置调度术语

1. 将保护改投跳闸：将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。 2. 将保护改投信号：将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。 3. 将保护停用：将保护由信号或跳闸位置改为停用位置。 4. 保护改跳：由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备

开关而跳其他开关。

5. 联跳：某开关跳闸时，同时联锁跳其他开关。

6. 投入X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）投入运行。 7. 退出X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）退出运行。 8. 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。

（一）“任务指令”是一种方式安排的指令，是指在当前运行方式下，通过省调调度员将设备的要求状态直接下达给厂、站运行值班人员，厂、站运行值班人员按照“任务指令”的要求，依据相关规程、规定，对本厂、站设备进行倒闸操作至要求的状态，该状态应符合《福建省电力系统调度规程》对该状态规定的具体要求，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。

3. 220kV母线复役

例：220kV×段母线由检修改为正常方式运行

例：220kV×段母线由检修改为正常方式运行，×线路×开关接×段母线运行，×线路×代开关接×段母线运行

例：220kV×段母线由检修改为正常方式运行（×开关仍处检修状态）

例：220kV×段母线由空载运行改为正常方式运行

操作术语表（选择） 编号 操作术语 含义 编号 1 操作术语 含义 值班调度员对其所管辖的设备进行变更电气结线方式操作指令 和事故处理而发布倒闸操作的指令。又可根据指令所包含项目分为单项操作命令、综合操作指令。 电气设备，在变更状态操作前，由厂站值班人员提出操作项目，值班调度员许可其操作。 发电机（或二个系统间）经检查同期并列运行。 发电机（或一个系统）与全系统解除并列运行。 合上网络内某开关（或刀闸）将网络改为环路运行。 将环状运行的电网解为非环状运行。 将汽（水）轮发电机组启动待与系统并列。 将汽（水）轮发电机解列后停下。 将发电机（调相机）用自同期法与系统并列运行。 将发电机（调相机）经同期检查装置与系统并列运行。 把开关或闸刀放在接通位置。 将开关或闸刀处于断开位置。 位置。 线路、主变压器等设备从接在某一条母线倒为接在另一条母线上（这期间设备在不间断中转换）。 开关在热备用状态，拉开×母刀闸，合上×母刀闸。 变压器有载分接头调节。 设备因故障跳闸后，未经检查即送电。 设备因故障跳闸后，经初步检查后再送电。 不带电设备与电源接通，但不带负荷。 用校验工具验明设备是否带电。 设备停电后，用工具将电荷放去。 用校验工具核对带电设备二端的相位。 用临时接地线（或接地刀闸）将设备与大地接通（或断开）。 2 3 4 5 6 7 8 9 操作许可 并列 解列 合环 解环 开机 停机 自同期并列 10 准同期并列 11 合上 12 断开 13 单相或三相） 跳闸（分相开关时设备（如开关、主汽门等）自动从接通位置变为断开14 倒排（倒母线） 15 改接（冷倒） 16 变压器分接头 从XX调到XX 17 强送 18 试送 19 充电 20 验电 21 放电 22 核相位 挂（拆）接地线（或23 合上，断开接地刀闸） 编号 操作术语 含义 用检验工具核对电源的相序。 用临时导线将开关或刀闸等设备跨越旁路。 在设备带电状态下拆断或接通短路线。 设备（如架空线、开关、刀闸、电缆头等）引线或架空线的跨越线（弓子线）的拆断或接通。 观察设备的状态及异常情况。 将设备上的灰尘、赃物除去。 测量电气设备绝缘、电压、温度等数值。 校正、检验电气设备工作状态，如安全自动装置、继电保护等。 在线路有电或未接好接地线情况下进行巡视线路。 在线路停电并接好接地线情况下巡视线路。 线路已转为检修状态，当检查到故障点后，可立即进行事故抢修工作。 利用发电机将设备从零起逐渐增至额定电压。 事故情况下（或超计划用电时）立即将供电用户用电的线路切断停止送电。 事故情况下立即将发电机出力减（或升）下来。 直接停运220千伏主变，以快速切除该主变所带负荷。 直接断开发电机出口开关或发变组高压侧开关，以快速切除该发电机所带出力。 限制用户用电。 将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。 将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。 将保护由跳闸或信号位置改为停用位置（退出电源）。 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他开关。 某开关跳闸时，同时联锁跳其他开关。 24 核相序 25 短接 26 带电拆接 27 拆引线或接引线 28 检查 29 清扫 30 测量 31 校验 32 带电巡线 33 停电巡线 34 线路事故抢修 35 零起升压 36 紧急拉电（或拉路） 37 紧急减出力（或升出力） 38 拉停 39 拍停 40 限电 41 将保护改投跳闸 42 将保护改投信号 43 将保护停用 44 保护改跳 45 联跳 编号 操作术语 含义 母差保护投入运行，跳闸压板投入。 继电保护时间、阻抗、电流等定值由一个定值改变至另一个定值。 继电保护动作发出信号。 将继电保护的信号牌恢复原位。 反应堆控制棒或安全棒下插，作用是降低堆功率（反应性）或停堆。 反应堆控制棒或安全棒上提，作用是提升堆功率（反应性）或开堆。 降低反应堆冷却剂硼浓度，相当于提棒作用，稀释操作会导致废水量增加。 提高反应堆冷却剂硼浓度，相当于插棒作用，硼化操作会导致废水量增加。 46 母差保护投入 47 更改继电保护 整定值 48 高频保护测试通道 高频保护按规定进行通道对试。 49 信号掉牌 50 信号复归 51 插棒 52 提棒 53 稀释 54 硼化