决定第16/2007/QĐ-BCN号关于颁布国家电网操作规程

决定

关于发布国家电网操作规程

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工业部部长

根据二零零三年五月二十八日政府第55/2003/NĐ-CP号法令关于工业部的职能、任务、权限和组织结构的规定；

根据 根据二零零四年十二月三日电力法；

根据二零零五年八月十七日政府第105/2005/NĐ-CP号法令关于电力法若干条款的具体规定和指导实施；

鉴于电力监管局局长和法制司司长的建议，

决定：

本通知附带制定地质基础调查、矿产地质调查和矿产勘查钻探工程经济和技术定额。 本决定附带发布“国家电网操作规程”。

条 2. 本决定附带发布的规程取代了根据二零零四年二月二十二日能源部长第90/NL-KHKT号法令发布的“国家电网操作规程”。本决定自公布之日起十五日后生效。

条 3. 工业部办公厅主任、工业部监察局局长、各司司长、各局局长、各省市工业厅、越南电力集团以及在越南领土上从事电力活动和使用电力的企业和个人，负责执行本决定。

程序

国家电网操作规程
(由工业部部长二零零七年三月二十八日第16/2007/QĐ-BCN号决定发布)

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第一章

总则

第一条本规程规定了正常情况下发电厂和变电站设备的操作原则和活动。在事故状态下，发电厂和变电站设备的操作按照根据工业部部长决定发布的国家电网事故处理规程进行。

条 2. 本规程适用于各级调度机构、参与电力活动和使用电力的企业和个人以及在越南领土上有与国家电网连接的电气设备或电网的企业和个人。在跨境购电的情况下，连接设备的操作应根据双方签署的调度协议进行。

基于本规程，各级调度机构、参与电力活动和使用电力的企业和个人应在考虑电气图的特点、设备的技术特点和制造商的规定的基础上，编制单位自己的操作规定。

条 3. 术语解释

正常状态是指按已确定的运行方式的基本接线方式，系统中所有正在运行的设备参数均在允许范围内。

DCS是安装在发电厂或变电站的集成控制系统。

调度员是直接指挥配电系统的调度人员。

运行管理单位是拥有、管理和运行与国家电网连接的设备的单位，包括发电单位、输电单位和配电单位。

高峰时段是指用电需求最大的时间段。

日高峰时段：从上午9时30分至11时30分；

夜高峰时段：

从四月十六日至十月十五日：从晚上六时至八时；

从十月十六日至四月十五日：从下午五时至七时。

GIS是封闭式变电站（用SF6气体或油压绝缘）。

国家电网系统是由发电设备、电网和辅助设施组成的系统，这些设施相互连接，并在全国范围内统一指挥，属于国家调度级别的控制和检查范围。

地区电网系统是位于北部、中部或南部地区且电压等级不超过220千伏的电网系统，属于地区调度级别的控制和检查范围。

配电网是电压等级不超过35千伏的电网系统，属于配网调度级别的控制范围。

国家电网系统运行工程师是直接指挥国家电网系统运行的工程师。

地区电网系统运行工程师是直接指挥地区电网系统运行的工程师。

操作指令是为了调度目的而发出的操作要求。

发令者是有权控制设备或根据国家电网调度规程规定的调度级别被授权控制设备的人，该规程由工业部部长二零零一年十一月二十六日第56/2001/QĐ-BCN号决定发布。

收令者是发令者的直接下级操作员。

操作员是直接参与电力生产、传输和分配过程控制的人员，包括国家电网系统运行工程师、调度员、发电厂班组长、变电站班组或值班负责人。

静态稳定性是指电网系统在受到小扰动后能够恢复到初始状态或接近初始状态的能力（如果扰动不能消除的话）。

动态稳定性是指电网系统在受到大扰动后能够恢复到初始状态或接近初始状态的能力（允许运行状态）。

RTU是监控和数据采集系统的终端设备（安装在变电站或发电厂）。

SCADA是监控和数据采集系统（安装在调度中心）。

故障是指电网系统中发生的不希望出现的事件，影响电网的安全、连续、稳定和电能质量的运行。

操作是指改变电网系统中一个或多个设备的状态以改变其运行模式的活动。

变电站是变压器站、开关站、补偿站。

第二章

操作组织

节 1：操作指令

组织实施 操作指令由发令人直接通过通信系统口头传达给受令人。在特殊情况下，当失去联系时，可以通过其他单位的运行值班人员中间传递操作指令。在这种情况下，接收转达操作指令的人员必须将指令完整记录在册并录音，并负责立即准确地将操作指令传达给正确的受令人。

第五条在传达指令时，发令人必须清楚地说出自己的姓名，并且必须明确说出受令人的姓名和职务。操作指令必须被录音并完整记录。

条6. 操作指令必须简短、清晰和准确，必须明确指出操作的目的和操作步骤。发令人和受令人必须清楚了解所有预定操作步骤的顺序，以及根据实际接线图状态和设备运行方式允许执行的条件。

条7. 当有可能无法与流动操作人员取得联系时，允许在他们开始执行操作之前下达指令，同时进行多项操作任务，并统一约定操作时间，但必须与发令人的时钟核对并调整一致。禁止在约定操作时间错误的情况下进行操作。

条 8. 受令人必须复述全部指令，完整记录操作步骤，记录发令人姓名和要求操作的时间点。只有在发令人完全确认无误并允许操作后，受令人方可进行操作。操作完成后，必须记录结束时间并向发令人报告。

如果受令人不完全理解操作指令，则有权请求发令人解释，在完全理解操作指令后才能进行操作。

条9. 操作指令被视为完成，当受令人向发令人报告已完成结果或已超过约定操作时间。

节 2：操作票

条10. 所有操作都必须在进行操作前填写操作票，除非以下情况：

1. 处理事故。在这种情况下，运行人员必须在运行日志中详细记录处理事故的操作步骤；

2. 在调度级别，简单操作不超过三个操作步骤。在这种情况下，发令人必须在执行操作前在运行日志中详细记录操作步骤；

3. 根据本规程第16条规定的标准操作票执行。在这种情况下，运行人员必须检查标准操作票是否符合当前电网接线图。

操作票按照规定表格填写，包括表01-PTT/BCN和附录2的规定；表02-PTT/BCN和附录3的规定。

条 11. 编制和审核操作票计划

1. 在国家电网调度和区域电网调度级别：操作票由方式员编制；由主任或副主任审核或由主任授权的人审核。

2. 在配网调度级别：操作票由方式员编制；由调度长或副调度长审核或由电力领导指派的人审核。

3. 在电力公司或区县电力分公司：操作票由技术人员编制；由分公司长或副分公司长审核或由电力领导指派的人审核。

4. 在发电厂：操作票由值长编制；由班组长或值长审核或由发电厂领导指派的人审核。

5. 在变电站：操作票由值长编制；由站长或副站长审核。

条12. 编制和审核临时操作票

在调度级别：操作票由系统运行工程师或当班调度员编制和审核。

在发电厂或变电站：操作票由直接操作设备的运行人员编制，并由上级运行人员批准。

第十三条对于仅在一个变电站或发电厂范围内进行的操作，发令人可以授权受令人编写操作票，并由发令人审核操作票。

条14。 操作票必须清晰，不得涂改。在操作票中需要明确操作票是为哪个接线图编写的。在进行操作前，必须检查实际接线图与操作票中的接线图的一致性，如果操作票中的接线图与实际情况不符，必须重新编写符合实际情况的操作票。操作票内容的任何更改以适应实际情况必须得到审核人的同意，并记录在“操作异常现象”栏目和运行日志中。

条 15. 所有的操作票必须编号。已经完成的操作票必须至少保存三个月。如果操作过程中发生事故或事故，操作票必须存档在调查档案中。

条16。 标准操作票适用于以下情况：

分断或投入母线；

使用环路开关代替正在运行的开关并反之亦然；

分断或投入变压器；

分断或投入补偿装置；

分断或投入线路。

操作票由各级调度或设备管理单位编制，但在操作前必须经发令人审核。

节3：操作执行

条17. 各级调度运行人员与下级运行人员之间的操作关系，按照国家电力系统调度规程（附属于2001年11月26日由工业部部长发布的第56/2001/QĐ-BCN号决定）的规定进行。同一单位的运行人员之间的操作关系遵循该单位的规定。

操作人员必须按照现行的电气安全技术规程采取安全措施。

条18. 在下达操作指令之前，发令人应注意以下内容：

1. 操作票名称和操作目的；

2. 操作开始时间和结束时间；

3. 系统、区域电网或发电厂、变电站需要操作的实际接线图；

4. 断路器设备的操作状态。保护继电器、自动装置、灭弧线圈、中性点接地、测量、控制和远动信号设备的操作状态及工作原理；

5. 永久接地部分；

6. 预测操作后系统功率和电压的变化趋势，并采取适当措施避免过载、低电压或高电压，根据电压调整规定；

7. 调度信息系统的接线图、SCADA系统，在涉及影响调度信息方式和SCADA系统操作方式的情况下尤其如此；

8. 电源和自用系统接线图；

9. 对人员和设备的安全措施及其他与操作相关的注意事项；

10. 发令人对操作票负最终责任，必须仔细阅读操作票，发现不合理之处并签名确认后才能下达操作指令。

条19. 在执行操作票时，接受操作指令的人员应注意以下内容：

仔细阅读操作票并检查操作票是否符合操作目的；

如果发现操作票中有不合理或不清楚的地方，应向发令人提出澄清。只有在完全理解操作步骤后才能执行操作；

接受操作指令的人员应在操作前在操作票上签字并写明姓名；

在操作前，必须检查实际接线图是否与操作票一致；

所有操作都必须严格按照操作票中的顺序进行。未经许可不得擅自更改顺序；

完成每一步操作后，必须在操作票上标记以防止混淆和遗漏项目；

在操作过程中，如果出现警告或设备故障等异常情况，必须先查明原因再继续下一步操作；

所有隔离开关或接地开关的远程操作完成后，必须立即在现场检查其状态，GIS站还需检查机械指示的状态。关于断路器和隔离开关的操作，请参见本规程第三章第一节和第二节。

条20. 应限制高峰时段和交接班期间的操作。仅在发生事故或威胁到人身或设备安全，导致负荷限制或降低系统稳定性的情况下才允许在此期间操作。

如果操作从交接班前开始并延续到交接班，则交班人员应合理选择停止操作的项目。对于复杂操作，交班人员必须留在现场完成所有操作项目，只有得到单位直接领导的同意后才能交接班。单位直接领导允许运行人员在此情况下交接班的，应对自己的决定负责。

条 21. 所有操作都必须由两人配合完成：一人监督，一人直接操作。这两个人必须熟悉现场设备的接线图和位置；经过培训并获得运行资格；被安排从事值班操作任务。直接操作人员必须具备三级及以上安全等级，监督人员必须具备四级及以上安全等级。无论何时，双方都对操作负同等责任。

条22. 按照操作票进行操作的程序如下：

在操作位置或控制位置，运行人员必须仔细核对设备名称是否与操作票上的名称一致；

确认要操作的设备正确无误后，监督人读出操作票，操作人复述并按操作票上的步骤逐一执行操作。

条 23. 对于复杂的操作，如送电、新设备试验等，必须按照已批准的方式进行，与相关部分和相应调度部门达成一致，明确整个操作过程的责任人以及记录在计划中的工作。

条24。 操作结束后，运行人员必须按照规定办理设备交接手续，详细记录在运行日志和交接班记录中，包括操作票名称、保护和自动装置接线图的变化、移动接地线的位置、运行接线图的变化、正在工作的或已完成的工作队。

条 25. 在设备或线路检修后投入运行前，运行人员必须确认所有工作单位（人员和工具）均已撤离，所有移动接地线均已拆除，所有工作票均已关闭。

条 26在操作一次设备的过程中，操作人员应及时对保护继电器和自动装置进行必要的操作，符合单位关于这些设备操作规程的要求。

如果将中性点接地的变压器从运行中分离出来，必须检查该工程或区域电网所规定的中性点接地方式。

如果设备被移出进行维修而造成电流互感器位于两个接地点之间的状况，为了避免在试验过程中差动保护误动作，应在闭合接地前将该电流互感器回路与差动保护回路断开并进行试验。

条27。 禁止在所有主要保护装置均未动作的情况下对线路或设备进行送电操作。

第二十八条. 装备连锁逻辑回路（逻辑回路）以防止操作人员的错误操作。如果无法执行断路器或隔离开关的操作，操作人员必须停止操作并检查：

1. 操作是否正确；

2. 正在进行的操作相关设备的位置（断开或闭合）是否符合连锁逻辑回路的要求；

3. 连锁逻辑回路是否正常工作。如果检查结果显示连锁逻辑回路有故障，则应立即通知下令操作的人员；

4. 操作人员不得擅自断开或隔离连锁逻辑回路。如需更改连锁逻辑回路，必须有规定，并获得直接单位领导或上级操作人员的同意。

第三章

基本操作

第一节：断路器操作

第二十九条。 关于断路器的一般规定

1) 断路器允许在其允许范围内进行负荷和短路的闭合和断开。

2) 在操作之前，必须检查断路器是否符合闭合和断开的标准。

3) 在以下情况下，断路器需要按照断路器运行规程或制造商指南进行检查和维护：

a) 已经切断了规定的总短路电流；

b) 切断短路次数达到规定值；

c) 闭合和断开次数达到规定值；

d) 运行时间达到规定值。

4. 在将处于备用状态的断路器投入运行之前，必须重新检查断路器及其相关部件，确保其正常运行。

条 30. 只有当控制回路处于良好状态且无接地时，才允许进行断路器操作。在控制回路存在接地的情况下，仅允许在事故状态下进行操作。

条 31. 在任何断路器操作之后，必须检查断路器就地状态指示器的状态，如果随后要进行该断路器两侧隔离开关的就地操作，则还必须检查断路器的就地控制锁。

在将组合断路器从运行状态移动到试验状态或相反方向之前，必须检查断路器的断开状态。

条32. 在满足以下任一要求的情况下可以进行断路器的试操作：

断路器两侧的隔离开关完全断开，仅在一侧断路器上闭合接地刀闸或移动式接地刀闸。

如果只闭合断路器一侧的隔离开关，必须断开该断路器间隔的所有接地。

第三十三条。 在以下情况下，可以通过信号灯和测量仪表指示的状态检查断路器状态，无需进行就地状态指示器检查：

在断路器操作后，不进行断路器两侧隔离开关的操作；

在断路器操作后，通过远程控制（中央控制室）进行断路器两侧隔离开关的操作；

进行远方操作。

条34. 对于已经达到了规定总短路电流切断次数或规定短路切断次数但需要进一步操作的断路器，在经过检查确认其符合运行标准并得到设备运行管理单位总经理或副总经理的同意后，允许进行事故切断。

第2节：隔离开关操作

条35. 隔离开关允许进行无电操作或在操作电流小于该隔离开关运行规程中规定的允许操作电流的情况下进行带电操作。允许使用隔离开关在以下情况下进行带电操作：

合上和断开变压器的中性点，以及消弧线圈；

在电网中没有接地故障的情况下合上和断开消弧线圈；

当断路器或已闭合的母线联络隔离开关闭合时，合上和断开母线转换；

对空载母线或导体段进行合上和断开；

合上和断开旁路设备的隔离开关；

合上和断开空载电压互感器、电流互感器；

空载变压器、架空线路、电缆的合上和断开情况应由设备运行管理单位根据每种隔离开关类型予以批准。

用于断开磁化电流、充电电流、负载电流、平衡电流的机械或自动传动装置必须确保快速行程和果断操作。

第三十六条。 在执行两侧断路器的隔离开关操作之前，必须检查断路器三相已完全断开，并且如果该隔离开关在现场操作，则锁定断路器控制。

第三十七条 现场隔离开关操作必须迅速果断，但不得在行程结束时猛烈撞击。在隔离开关合闸（或分闸）过程中，严禁看到电弧后重新分闸（或合闸）。

条38。 操作隔离开关结束后，需检查刀片位置，以防未完成行程或刀片从静触头滑出。

第3节：电气设备操作

第三十九条。 发电机、调相机的并网或解列；电抗器、电容器的操作；变压器分接头切换及其他相关操作必须按照每个发电厂或变电站的运行规程进行。对于电力系统调度员或调度员，在发电机机组并网或解列；电抗器、电容器的操作；变压器分接头切换前，必须再次检查电力系统的运行方式。

条40。 变压器检修退出操作程序如下：

检查功率潮流，调动电源或适当改变电网连接以避免其他变压器或相关线路过载；

如果自用电取自该变压器，则切换自用电源；

锁定下负荷自动调压功能（如有）；

按照规定顺序依次断开变压器低压侧、中压侧、高压侧的断路器（先断开负荷侧，再断开电源侧）；

检查变压器不再有电压；

按照规定顺序依次断开变压器低压侧、中压侧、高压侧相关的隔离开关；

断开变压器的电压互感器（如有）；

在变压器低压侧、中压侧、高压侧安装固定接地；

运行管理单位采取安全措施，悬挂现行技术安全规程中的警告标志；

将变压器移交给工作单位，并提醒工作单位注意安全事项。

条41. 变压器检修后投入运行的操作程序如下：

运行管理单位将已完成工作的变压器移交，人员和维修工具已全部撤离，移动接地已拆除，变压器符合运行标准并准备送电；

断开变压器各侧的所有固定接地；

合上变压器的电压互感器（如有）；

检查变压器保护系统和冷却系统是否已投入运行；

将分接头调整到合适位置，防止变压器在送电时过电压；

合上变压器低压侧、中压侧、高压侧相关的隔离开关；

先合上变压器电源侧的断路器放电，然后依次合上其余各侧的断路器；

切换自用电源（如需）；

变压器投入运行后，检查其运行状态。根据运行方式，可以投入自动调压分接头功能。

第四十二条。 对于带有不完全绝缘中性点（有接地隔离开关）的空载变压器进行合闸或分闸时，应注意在操作前必须接地中性点，无论中性点是否有防雷保护。变压器送电后，应将其中性点恢复到正常运行方式。

节4：线路操作

第四十三条。 单一电源的线路操作按照以下顺序进行：

1．带有两侧断路器和隔离开关的线路进行维修时的操作：

a) 断开线路断路器；

b) 检查三相断路器是否完全断开；

c) 断开线路侧隔离开关；

d) 断开母线侧隔离开关（如有必要）；

e) 合上线路接地开关；

f) 将线路移交给运行管理单位，注意自行采取安全措施，并按照现行电力技术安全规程悬挂警示标志。

2．将带有两侧断路器和隔离开关的线路投入运行：

a) 运行管理单位在人员和设备全部撤离、所有移动接地开关拆除、线路符合运行标准并准备好合闸后，将线路移交给运行管理单位；

b) 断开线路接地开关；

c) 检查三相断路器是否完全断开；

d) 合上母线侧隔离开关（如果已断开）；

e) 合上线侧隔离开关；

f) 合上线路断路器。

3．带有组合断路器的线路进行维修时的操作：

a) 断开线路断路器；

b) 检查三相断路器是否完全断开；

c) 将断路器从运行位置移出；

d) 合上线路接地开关。

e) 将线路移交给运行管理单位，注意自行采取安全措施，并按照现行电力技术安全规程悬挂警示标志。

4．将带有组合断路器的线路投入运行：

a) 运行管理单位在人员和设备全部撤离、所有移动接地开关拆除、线路符合运行标准并准备好合闸后，将线路移交给运行管理单位；

b) 断开线路接地开关；

c) 检查三相断路器是否完全断开；

d) 将断路器移至运行位置；

e) 合上线路断路器。

第四十四条。 在分支变电站的线路上，在进行线路操作之前，如果分支变电站的总负荷大于或等于10兆瓦，则必须依次切断各分支变电站的负荷。

条 45. 对于由两方向供电且无分支的线路，操作程序如下：

1．将线路拆下进行维修：

a) 在操作前检查系统的功率流动和电压。调整功率和电压，转移适当的负载以避免过载和过电压；

b) 按照规定顺序断开线路两端的断路器；

c) 断开第二端断路器的线路侧隔离开关和母线侧隔离开关（如有必要）；

d) 断开第一端断路器的线路侧隔离开关和母线侧隔离开关；

e) 合上第一端线路接地开关；

f) 合上第二端线路接地开关；

g) 将线路移交给运行管理单位，注意自行采取安全措施，并按照现行电力技术安全规程悬挂警示标志。

2．维修后将线路投入运行：

a) 运行管理单位在人员和设备全部撤离、所有移动接地开关拆除、线路符合运行标准并准备好合闸后，将线路移交给运行管理单位；

b) 断开第一端线路接地开关；

c) 断开第二端线路接地开关；

d) 合上第二端断路器的母线侧隔离开关（如果已断开）和线路侧隔离开关；

e) 合上第一端断路器的母线侧隔离开关（如果已断开）和线路侧隔离开关；

f) 按照规定顺序合上线路两端的断路器；

g) 在线路投入运行后重新调整功率和电压，转移适当的负载。

条 46. 对于多电源和分支变电站的线路，操作程序如下：

1．将线路拆下进行维修：

a) 在操作前检查系统的功率流动和电压。调整功率和电压，转移所有不从该线路接收电力的分支变电站的负载；

b) 按照规定的顺序依次断开所有分支变电站和电源站的断路器以及分支变电站和电源站的隔离开关；

c) 在所有连接到该线路的站点合上线路接地开关；

d) 将线路移交给运行管理单位，注意自行采取安全措施，并按照现行电力技术安全规程悬挂警示标志。

2．维修后将线路投入运行：

a) 运行管理单位在人员和设备全部撤离、所有移动接地开关拆除、线路符合运行标准并准备好合闸后，将线路移交给运行管理单位；

b) 断开所有线路接地开关；

c) 按照规定的顺序依次合上所有分支变电站和电源站的隔离开关以及分支变电站和电源站的断路器；

d) 在线路投入运行后重新调整功率和电压，转移适当的负载。

条48.空线路在单一电源或备用模式下带电运行时，断路器处于断开状态的线路侧隔离开关必须处于断开位置。

条48. 线路停电并完成安全措施后方可交给工作单位。

在将线路移交给维修单位时，交接内容应包括以下内容：

线路（明确名称和回路）已停电，在哪些地点（明确变电站、发电厂名称）已合上接地刀闸。允许采取安全措施，使工作单位开始作业；

需要结束工作的具体时间；

如果是双回线路，则需说明另一回是否有电，并采取必要的防感应电措施；

其他与作业有关的注意事项。

条49. 若线路检修工作涉及变电站或发电厂调度控制下的相关设备检修，须由运行管理单位配合制定检修计划，处理运行管理单位的工作申请，并向相关单位通报检修计划。

严禁运行人员在未接到操作指令的情况下拆除已合上的接地刀闸或移除警示标志。

如因工作需要而必须切断固定在导线上的接地刀闸且仍有工作人员在线路上作业时，必须先合上其他接地刀闸或设置移动接地装置作为替代。完成工作后，应先恢复固定接地刀闸，再拆除移动接地装置。

条50. 运行人员在执行变电站或发电厂内线路及相关设备的停电操作后，应在模拟图板上记录操作步骤并悬挂警示标志及接地标识（如未配备SCADA系统）。在运行日志中记录操作时间和许可工作命令。工作票和运行日志中应详细记录已合上的接地数量、参与检修工作的单位数量及其他需要注意的特点。

第51条 完成变电站或发电厂内线路及相关设备的检修工作后，运行管理部门必须确认所有人员和工具均已撤离，所有移动接地装置均已拆除，并将线路和隔离设备交还给调度控制中心以进行送电操作。

报告恢复线路的内容如下：“线路（线路名称和回路）上的工作，以及变电站或发电厂出线间隔内的设备（设备名称）根据工作票（编号几）已完成，现场所有移动接地装置已全部拆除，各工作单位人员已全部撤离；线路和设备符合运行标准并准备好接受供电；请求恢复线路和设备进行送电”。

条52. 在线路停电过程中若实施了如一次接线变更、二次接线变更等措施（按运行日志），则在重新送电该线路时，调度控制中心的操作人员必须相应地恢复一次接线和二次接线至新的接线图，并在运行日志中记录。

节5：操作备用母线

第五十三条 操作备用母线投入运行时应注意：

检查备用母线无移动接地，拆除所有固定接地。

应使用带有保护继电器的断路器对备用母线进行放电试验。如果没有带保护继电器的断路器，则应选择适当的断路器点进行放电试验。如果无法选择断路器进行放电试验，则在使用隔离开关合闸前应对该母线进行绝缘检查（可使用兆欧表）。

第54条。 在将连接点从一条母线切换到另一条母线之前应注意：

检查母线差动保护，根据运行管理单位的规定隔离母线差动保护（如需）。

检查两条母线相连的断路器或隔离开关是否闭合。如果在操作隔离开关期间需要就地操作，则应在操作隔离开关时切断断路器的控制电源。

监视功率潮流和通过断路器的电流变化。合理选择切换连接点的操作步骤，以避免断路器过载。

运行管理部门必须为母线转换操作制定操作票样本。该操作票样本应详细记录一次和二次操作步骤，符合变电站的一次和二次接线图。

第55条。 对于配备环网断路器的变电站，运行管理部门必须为使用环网断路器替代其他断路器的操作制定操作票样本。该操作票样本应详细记录一次和二次操作步骤，符合变电站的一次和二次接线图。

节6：闭合环网、断开环网、并网、解列

条56. 只有在确认环网闭合点相位一致且相序相同的情况下，才允许在电力系统中闭合一个环网。调度各级应备有经调度领导批准的可闭合环网的点列表。

第57条。 在操作闭合环网或断开环网之前，在操作系统间联络线路的合闸或分闸之前，应调整电压，使两点并网点的电压差小于本规程第58条规定值，并注意继电保护和自动装置的动作，以及系统中的功率潮流和电压的变化。

第58条。 在正常运行条件下，并网操作必须在装有同步装置的断路器上进行。

500kV电力系统并网条件：

a) 并网点两侧电压相角差：d ≤ 15⁰;

b) 并网点两侧频率差：Df ≤ 0.05Hz；

c) 并网点两侧电压差：DU ≤ 5%。

220kV及以下电力系统并网条件：

a) 并网点两侧电压相角差：d ≤ 30⁰;

b) 并网点两侧频率差：Df ≤ 0.25Hz；

c) 并网点两侧电压差：DU ≤ 10%。

第59条。 在操作断开发电厂与电力系统的连接线路，断开环网或分离各电力系统独立运行时，各级调度必须协调调整各电厂之间的功率或平衡各电力系统的功率，以保持各电力系统的正常运行状态。

第7节：投入新设备和线路的操作

条 60. 新设备和线路的投入运行制度按照国家电力系统调度规程中关于新建工程投入运行的规定执行。

条61。 在首次送电前，应注意以下条件：

设备已通过试验并符合运行标准；

继电保护系统、冷却系统、防火系统及相关系统准备就绪；

继电保护装置已根据新设备的送电要求进行整定；

验收委员会已签署新设备的送电或并网决定；

确保在首次送电时采取安全措施（如果可能的话）改变电网结构。

对于新断路器的合闸情况：

a) 创造使用断路器（有保护）合闸的新断路器的方法。例如，在双母线接线图中有联络断路器的情况下：创造使用联络断路器放电新断路器的方法；

b) 如果无法创建使用断路器合闸新断路器的方法，则仅允许使用隔离开关从母线侧合闸新断路器，并且该隔离开关必须由控制室或远程操作控制；

c) 对于新变压器的合闸情况：在单侧无负荷合闸后，必须检查其余各侧的相序和相位一致；

d) 对于发电机的首次并网：必须自动并网（自动并网装置已通过试验并符合运行标准）。

新设备的合闸或并网操作顺序应按照已经获得批准的操作方式或操作票进行。

条62. 在首次送电新线路前，应注意以下条件：

线路已通过验收并符合运行标准；

继电保护装置已根据新线路的送电要求进行整定；

验收委员会已签署新线路的送电决定；

在一侧无负荷合闸后，必须在合环或并网之前检查其余各端的相序和相位一致。

新线路的合闸操作顺序应按照已经获得批准的操作方式或操作票进行。

第8节：远方操作

条 63. 远方操作必须由电力系统的运行工程师或调度员直接通过SCADA系统控制变电站或发电厂内的电气设备的操作。

条64。 只有满足以下条件时才允许进行远方操作：

信息系统运行良好。

RTU（或DCS）运行良好。

变电站的控制锁状态设置为允许调度中心进行远方操作的位置。

调度中心的SCADA系统运行良好。

已经有测试和检查记录，确保远方操作正确可靠。

第六十五条。 所有的远方操作都必须按照本规程第二章第二节规定的工作票进行，并遵守本规程第三章规定的各项基本操作。

第六十六条。在变电站或发电厂进行远方操作：

在变电站或发电厂有值班人员的情况下，电力系统的运行工程师或调度员必须命令下级操作人员在每次远方操作步骤后，根据后续操作的安全要求，检查断路器和隔离开关的实际状态。

在没有常驻值班人员的变电站或发电厂：

a) 对于计划中的操作，运行管理单位必须在操作前派遣操作人员到变电站值班。

b) 对于突发的远方操作且没有变电站值班人员的情况，只允许对断路器进行远方操作；对于隔离开关，只有在处理故障的情况下才能进行远方操作。

第四章 实施细则

国家电力系统内设备编号

节1：基本原则

第六十七条。 在发电厂、变电站及其主要设备和辅助设备上，均应命名编号。主要设备按规定的编号规则进行编号，辅助设备则按其所属的主要设备顺序编号，并附加后续字符以示区分。

第六十八条。 本章第二节仅规定发电厂和变电站的电力部分设备编号原则，这些设施由各级调度机构控制。各单位自行制定本单位控制范围内设备的编号规则。

第六十九条。 发电厂和变电站的电力部分设备编号规定如下：

所有纳入国家电网运行的设备必须命名编号。属于哪一级调度控制范围内的设备，由该级调度负责编号并批准。

属于某一调度控制但受另一级调度检查权限的设备编号，须经有权检查的调度同意后方可实施。

对于某些具有特殊图样的变电站，也应根据本规定进行设备编号，特殊情况需明确标注。

本编号规定适用于新建工程。现有运行中不符合此规定的工程，在条件允许时应重新组织编号。

节2：系统内设备编号

第七十条。 特征数字代表电压等级

1. 500千伏：取数字5

2. 220千伏：取数字2

3. 110千伏：取数字1

4. 66千伏：取数字7

5. 35千伏：取数字3

6. 22千伏：取数字4

7. 15千伏：取数字8（发电机端电压、同步补偿机/15千伏均取数字9）

8. 10千伏：取数字9（发电机端电压、同步补偿机/10千伏均取数字9）

9. 6千伏：取数字6（发电机端电压、同步补偿机<10千伏均取数字6）

10. 其他电压等级由有权调度机构自行规定，并须通过有权检查的调度机构审批。

条71。 称号相

第一字符取为字母C。

第二字符表示电压等级，按照本规程第70条的规定选取。

第三字符表示相的序号，单独数字9表示环形相。

示例：

- C12：表示电压为110千伏的第二相；

- C21：表示电压为220千伏的第一相；

- C29：表示电压为220千伏的环形相。

条72。 发电机或调相机名称

1.）第一个字符规定如下：

a) 对于燃煤蒸汽发电：标记为字母S；

b) 对于水电：标记为字母H；

c) 对于燃气轮机：标记为字母GT；

d) 对于燃气轮机尾气：标记为字母ST；

e) 对于柴油发电机：标记为字母D；

f) 对于调相机：标记为字母B。

第二个字符是发电机的序号。

示例：

S1：表示第一台燃煤蒸汽发电机。

GT2：表示第二台燃气轮机。

条73。 变压器名称

1.）第一个字符规定如下：

a) 对于双绕组或三绕组变压器：标记为字母T；

b) 对于自耦变压器：标记为AT；

c) 对于自用变压器：标记为TD；

d) 对于发电机励磁变压器：标记为TE；

e) 对于中性点接地变压器：标记为TT。

2.第二个字符（对于电抗器和电容器为第三个字符）是变压器的序号。对于自用变压器，第二个字符是电压等级和序号。

示例：

T1：表示第一台变压器。

T2：表示第二台变压器。

TD41：表示第一台自用变压器，电压等级为22千伏。

AT1：表示第一台自耦变压器。

条74。 断路器名称

1.）第一个字符表示电压等级，按照本规程第70条的规定确定。对于电容器断路器，第一个字符为T，对于电抗器，第一个字符为K，第二个字符表示电压等级。

2.）第二个字符（对于电抗器和电容器为第三个字符）表示断路器的位置，规定如下：

a) 变压器断路器：取数字3。

b) 线路断路器：取数字7和8（或者从5到8如果图示复杂）。

c) 自用变压器断路器：取数字4。

d) 发电机端头断路器：取数字0。

e) 调相机断路器：取数字0。

f) 并联电容器断路器：取数字0。

g) 串联电容器断路器：取数字0（或者9如果图示复杂）。

h) 电抗器断路器：取数字0（或者9如果图示复杂）。

3.）第三个字符（对于电抗器和电容器为第四个字符）表示序号：1、2、3……

4.）对于环形母线断路器，在第一个字符之后的第二个字符为：00。

5.）对于两个母线之间的联络断路器，在第一个字符之后的第二个字符为两个母线的编号：

a) 对于两母线图（或一个分段母线），偶数母线上的断路器编号为偶数，奇数母线上的断路器编号为奇数。

b) 对于多角形图，按线路断路器编号。

c) 对于3/2（1.5）接线、4/3接线，根据图示情况可采用以下编号方式：

- 按照线路断路器编号；

- 中间断路器（不连接母线）的第二个字符编号为5或6。

- 第三个字符按照间隔编号。

示例：

371：表示35千伏第一回路线路断路器。

131：表示第一台变压器110千伏电压等级的断路器。

641：表示第一台自用变压器6千伏电压等级的断路器。

903：表示第三台发电机10千伏电压等级的断路器。

K504：表示500千伏电压等级母线第四台电抗器的断路器。

100：表示110千伏电压等级的环形母线断路器。

212：表示220千伏电压等级母线联络断路器。

条75。 抗阻的名称

前两个字符是字母KH，中性抗阻的标志是KT。

第三个字符表示电压等级，按照本规程第70条的规定确定。

第四个字符是数字0。

第五个字符是抗阻回路的序号。

示例：

KH504：表示500千伏抗阻安装在第四回路上。

KT303：表示35千伏中性抗阻安装在第三台变压器的中性点上。

条76。 电容器的名称

1.前三个字符：对于串联补偿电容器使用TBD，对于并联补偿电容器使用TBN。

2.第四个字符表示电压等级，按照本规程第70条的规定确定。

3.第五个字符是数字0。

4.第六个字符是电容器回路的序号，对于串联补偿电容器，对于并联补偿电容器则是电容器组的序号。

示例：

TBD501：表示500千伏串联补偿电容器安装在第一回路上。

TBN302：表示35千伏并联补偿电容器安装在第二回路上。

条77。 变压器的名称

首个字符是TU；

接下来的字符取变压器连接设备的名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符之后添加表示电压等级的字符，然后是设备名称。

示例：

TU171：表示连接到110千伏线路171的变压器。

TUC22：表示连接到第二根母线的220千伏变压器。

TU5T2：表示连接到500千伏侧T2变压器的变压器。

条78。 电流互感器的名称

前两个字符是TI；

接下来的字符取电流互感器连接设备的名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符之后添加表示电压等级的字符，然后是设备名称。

示例：

TI171：表示连接到110千伏断路器171的电流互感器。

条79。 连接至变压器或抗阻的中性电阻

开头字符是RT，表示中性电阻；

下一个字符表示电压等级；

下一个字符是RT连接的设备名称；

示例：

RT1T1：表示连接到T1变压器110千伏绕组中性点的中性电阻。

条80。 避雷器的名称

前两个字符是CS；

下一个字符取被保护设备的名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符之后添加表示电压等级的字符，然后是设备名称。对于连接到变压器中性点的避雷器，电压等级用数字0表示。

示例：

CS1T1：表示T1变压器110千伏侧的避雷器。

CS0T1：表示连接到T1变压器中性点的避雷器。

CS271：表示271线路的避雷器。

条81。 隔离开关的名称

1.开头字符是隔离开关连接的断路器或直接连接的设备名称（对于与TU相连的隔离开关，开头字符是TU名称，接着是直接连接的设备名称），后面是分隔符(-)。

2.接下来的字符规定如下：

a) 母线隔离开关采用母线编号；

b) 线路隔离开关（线路侧隔离开关）编号为7；

c) 变压器隔离开关编号为3；

d) 母线环路隔离开关编号为9；

e) 隔离开关用于跳闸设备时编号为0或9；

f) 隔离开关连接到哪个分段（哪一侧）则采用该分段母线（或母线）的编号；

g) 连接到中性电阻或中性抗阻的隔离开关编号为0。

示例：

331-3：表示T1变压器35千伏侧的隔离开关。

K501-1：表示500千伏抗阻1号连接到1号母线的隔离开关。

TUC22-2：表示连接到2号母线的220千伏变压器的隔离开关。

171-7：表示连接到110千伏线路171的隔离开关。

272-9：表示连接到272断路器的环路母线的隔离开关。

275-0：表示跳闸275断路器的隔离开关。

KT301-0：表示连接到T1变压器35千伏绕组中性点的KT301中性抗阻的隔离开关。

条82。 熔断器名称

前缀字符：普通熔断器使用CC，自复熔断器使用FCO。

下一个字符是分隔符（-）和被保护设备的名称

示例：

CC-TUC31：表示C31电压互感器的熔断器。

条83。 接地刀闸名称

前缀字符为隔离开关或直接相关的设备名称。

下一个字符用于表示接地，规定如下：

a)线路和电容器接地使用数字6；

b)变压器、消弧线圈和TU接地使用数字8；

c)断路器接地使用数字5；

d)母线接地使用数字4；

e)变压器或消弧线圈中性点接地使用数字08。

示例：

271-76：表示271线路外部接地刀闸。

331-38：表示T1变压器35千伏侧接地刀闸。

171-15：表示171断路器侧接地刀闸，靠近171-1隔离开关。

131-08：表示1号变压器110千伏绕组中性点接地刀闸。

条84。 分支和中间段开关设备标记如下：

线路断路器编号与线路断路器相同，分支到变压器的断路器编号与变压器断路器相同。

中间段或分支隔离开关前缀字符编号按第81条规定执行（假设存在断路器进行编号）。

最终字符是分隔符（/）和中间段或分支柱号

示例：

371/XX：表示35千伏线路中间段371断路器在XX柱上。

171-7/XX：表示110千伏线路中间段171隔离开关在XX柱上。

171-76/XX：表示110千伏线路接地隔离开关在XX柱上。

条85。 本规程附录包括：

1. 附录1规定操作票缩写符号；

2. 附录2指导实施操作票01-PTT/BCN模板；

3. 附录3指导实施操作票02-PTT/BCN模板。