通知

家标准在种植业领域。”规定操作流程在国家电网系统中

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根据2012年11月12日第95号法令（2012年第95/2012/NĐ-CP号）关于商务部的职能、任务、权限和组织结构的规定；

根据2004年12月3日颁布的《电力法》和2012年11月20日颁布的《关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定》；

根据2013年10月21日国务院令第137号《关于规定〈电力法〉和〈关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定〉若干条款实施细则的通知》；

根据电力调节局局长沙龙的建议，

工业和贸易部部长发布通知，规定国家电网系统中的操作流程。

第一章

总则

第一条 调整范围

1.本通知规定操作程序的执行顺序；发电厂、变电站、电压等级为1千伏及以上的输电网络在国家电网正常运行模式下的基本操作；规定发电厂、变电站、电压等级为1千伏及以上的输电网络设备编号。

2.发电厂、变电站、输电网络在故障模式下进行的操作按照工业和贸易部发布的《国家电网系统故障处理规程》执行。

3.在跨境购电的情况下，连接线路设备的操作应根据各方签订的调度协议进行。

第二条 适用对象

1.国家电网调度单位。

2.发电单位。

3.输电单位。

4.配电单位。

5.配售电单位。

6.直接从输电网接收电力的用户，以及使用具有独立变电站的配电网的用户。

7.各单位的操作人员。

8.其他相关组织和个人。

条3. 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. 调度级别 是指根据工业和贸易部发布的《国家电网系统调度规程》规定的调度级别，拥有指挥和调度国家电网系统的权限。

2. 调度员 是指根据工业和贸易部发布的《国家电网系统调度规程》的规定，直接指挥和调度其管辖范围内的国家电网系统的人员。

3. 运行管理单位 是指负责管理和运行与国家电网系统相连的线路或设备的组织或个人，包括：

a) 发电厂；

b) 输电单位；

c) 配电单位；

d) 配售电单位；

e) 直接从输电网接收电力的用户；

f) 使用具有独立变电站的配电网的用户。

4. 地区电网 是指电压等级到220千伏的电网，并按北部、中部、南部地区划分边界。

5. 操作命令 是指要求改变电气设备运行状态的要求。

6. 下令者 是有权下达操作命令的人，包括：

a) 各级调度中心的调度员；

b) 发电厂的班组长；

c) 变电站的班组组长；

d) 发电厂或变电站控制中心的班组长或班组组长。

7. 接收命令者 是直接向下令者汇报的操作人员。

8. 监督者 是被分配监督操作任务的操作人员，包括：

a) 各级调度中心的副班调度员或被分配任务的调度员；

b) 发电厂的班组长、班组组长或值班主管；

c) 变电站的班组组长或值班主管；

d) 发电厂或变电站控制中心的班组长、班组组长、值班主管或被分配任务的人员；

e) 分配有任务的配电网操作值班人员。

9. 操作人员 是负责操作电气设备的人员，包括：

a) 各级调度中心的调度员；

b) 被分配任务的变电站操作人员；

c) 被分配任务的发电厂设备值班操作人员；

d) 被分配任务的控制中心操作人员；

e) 分配有任务的配电网操作值班人员。

10. 操作人员 是直接参与发电、输电和配电过程控制的人员，按照班次工作，包括：

a) 各级调度中心的调度员；

b) 发电厂或发电厂群控制中心的班组长、班组组长、值班主管、副值班主管；

c) 变电站或变电站群控制中心的班组组长、值班主管、副值班主管；

d) 配电网操作值班人员。

11. 带电检修 是在带电的线路上、变电站和国家电网系统中的元件上进行的维修保养工作。

12. 变电站 是指变压器站、开关站、补偿站。

13. 操作 是指为了改变设备的运行模式而对一个或多个设备的状态进行更改的活动。

14. 远程操作 是指调度中心或控制中心的操作人员通过控制系统和通信系统发送远程控制信号，以改变线路、变电站、发电厂上的电气设备的状态或运行参数。

15. 控制中心 是配备了信息技术和通信基础设施的中心，能够远程监控和控制一组发电厂、一组变电站或电网上的断路器设备。

第二章

操作执行程序

      节 1

组织操作

第4条 国家电力系统中电气设备操作的一般要求

国家电网

1. 运行管理单位负责：

a) 制定符合制造商要求、接线图和本通知规定的在其管辖范围内电气设备的操作规程；

b) 按规定定期检查、维护和修理其管辖范围内的断路器和其他控制设备，以确保这些设备在操作时能正常运行；

c) 如果不操作时间超过12个月且不会中断向客户的供电，则通过远程控制进行断路器、隔离开关的试合操作以及变压器档位转换操作；

d) 每年至少组织一次对运行人员的操作技能进行培训、考核和演练。

2. 所有操作都必须事先填写操作票并经批准后方可执行，但本条第3款规定的情况除外。严禁凭记忆操作。

3. 在以下情况下，运行人员可以不填写操作票，但必须在运行日志中详细记录所有操作步骤：

a) 处理故障；

b) 简单操作不超过三个步骤，并在调度中心、控制中心或通过远程控制进行的操作。

4. 运行管理单位负责在其管辖的一个变电站、发电厂或控制中心内部编写、审批和执行操作票。在执行操作票之前，必须获得有权调度机构的许可。

5. 有权调度机构负责在需要协调多个变电站、发电厂或控制中心的电气设备操作或从有权调度机构远程操作的情况下编写、审批和指挥执行操作票。

第5条 口头操作命令

1. 口头操作命令应遵守工业和贸易部发布的《国家电力系统调度规程》中关于口头调度命令的要求。

在无法直接与受令者联系的情况下，允许通过其他单位的值班运行人员传递操作命令。中间值班运行人员必须录音并完整记录命令到日志中，并有责任立即将操作命令传达给正确的受令者。如果中间值班运行人员无法联系到受令者，必须立即告知发令者。

2. 在传达命令时，发令者必须清楚地报出自己的姓名，并明确指出受令者的姓名和职务。操作命令必须被录音并在各单位的日志中完整记录。

3. 操作命令必须简短、清晰、准确，并明确说明操作目的。运行人员必须理解所有预定操作步骤的顺序，根据实际接线图状态和设备运行模式确定执行条件。

4. 预计无法与移动操作人员联系时，允许同时下达多个操作任务的命令，并与移动操作人员统一约定操作时间。下达命令时，发令者必须要求受令者核对并调整到发令者的时间。禁止按错误的约定时间操作。

5. 受令者必须复述命令，完整记录操作命令、发令人的姓名和要求操作的时间。只有当发令人完全确认无误并允许操作时，受令人才可进行操作。操作完成后，必须记录结束时间并向发令人报告。

6. 如果受令者未能完全理解操作命令，受令者有权请求发令人解释，并在完全理解命令后才进行操作。

7. 当受令者向发令人报告已完成操作结果时，视为操作命令已执行完毕。

条 6. 操作票

1. 操作票的格式规定见本通知所附附件2。

2. 操作票必须清晰，不得涂改或擦除，并应明确指出该操作票是为哪个接线图编制的。在进行操作前，操作人员必须检查实际接线图与操作票上的接线图是否一致。如果操作票上的接线图与实际接线图不符，则应根据本通知第8条规定重新编写符合实际接线图的操作票。

对于因适应实际接线图而需更改操作票内容的情况，必须得到审核人的同意，并应在操作票和运行日志中的“操作异常事件”栏目中记录。

3. 所有编制的操作票都应编号。已完成的操作票应至少保存三个月。如果操作过程中发生事故或意外，操作票应存入调查档案。

4. 允许对某些基本接线图的操作编制标准操作票并提前审批，包括以下操作：

a) 分合主变的操作；

b) 使用环网断路器替代正在运行的断路器及其反向操作；

c) 分合变压器的操作；

d) 分合补偿设备的操作；

e) 分合线路的操作。

标准操作票的编写和审批应遵循本通知第七条的规定。在执行标准操作票之前，操作人员必须检查实际接线图与标准操作票上的接线图是否一致。

条 7. 按计划编写和审批操作票

1. 在一个变电站、发电厂范围内或在一个调度中心控制范围内的按计划操作票由负责运营的单位编写和审批，并具体规定如下：

a) 在变电站

- 编写操作票的人是运行人员或被指派编写操作票的人员；

- 审批操作票的人是站长、副站长或被授权的人。

b) 在发电厂

- 编写操作票的人是运行人员或被指派编写操作票的人员；

- 审批操作票的人是厂长、副厂长；车间主任、副车间主任或被授权的人。

c) 在调度中心

- 编写操作票的人是运行人员或被指派编写操作票的人员；

- 审批操作票的人是调度中心主任、副主任或被授权的人。

2. 跨多个变电站、发电厂或远距离调度的操作票由有权调度的级别编写和审批，并具体规定如下：

a) 编写操作票的人是由调度级别指派的调度方式人员；

b) 审批操作票的人是调度单位的主任、副主任；调度室的主任、副主任或被授权的人。

3. 在区县电力公司或区县电力局的操作票具体规定如下：

a) 编写操作票的人是被指派编写操作票的人员；

b) 审批操作票的人是单位领导或被授权的人。

条 8. 编制和审批紧急操作票

1. 紧急操作票在单一变电站、发电厂或单一控制中心的范围内编制和审批，并具体规定如下：

a) 在变电站

- 编制操作票人员为变电站运行人员；

- 审批操作票人员为变电站站长、副站长；班组负责人、值班长。

b) 在发电厂

- 编制操作票人员为电气设备运行人员；

- 审批操作票人员为发电厂厂长、副厂长；发电厂运行车间主任、副主任；班组长。

c) 在调度中心

- 编制操作票人员为调度中心运行人员；

- 审批操作票人员为调度中心站长、副站长；班组长。

2. 涉及多个变电站、发电厂或远程调度的紧急操作由有权调度的调度员编制和审批，并具体规定如下：

a) 编制操作票人员为调度员；

b) 审批操作票人员为调度单位领导、调度部门正副职；当值调度员。

3. 在区县电力公司或区县电力公司的紧急操作票具体规定如下：

a) 编制操作票人员为被指定编写操作票的值班操作人员；

b) 审批操作票人员为单位领导或被指定审批操作票的值班操作人员。

条 9. 操作票传递的时间和形式

1. 计划操作票应在预计开始操作时间前至少45分钟传递给直接执行操作的运行人员。

2. 运行管理单位负责规定内部操作票传递的形式。

3. 各参与操作单位之间操作票传递的形式应按照以下一种或多种方式进行：

a) 通过电话传达；

b) 通过传真传递；

c) 通过电子邮件或其他网络方式传递；

d) 直接传递。

参与操作的各单位应提前告知用于传递操作票的电话号码、传真号码、电子邮件地址、网站信息等。

条 10. 执行操作期间的工作关系

1. 各级调度员与发电厂、变电站、调度中心运行人员之间的操作工作关系必须遵守国家电网调度规程，该规程由工业和贸易部发布。

2. 同一运行管理单位内运行人员之间的操作工作关系应遵循该单位发布的设备操作规程，但不得违反本通知的规定。

节

实 施 操 作

条 11. 对下达操作命令人员的要求

1. 下达操作命令前，下达命令人员必须掌握以下内容：

a) 操作名称和目的；

b) 预计的操作开始时间和结束时间；

c) 需要操作的系统电网、区域电网、发电厂、变电站当前的接线图；

d) 开关设备、保护继电器、自动装置、灭弧线圈、中性点接地设备、测量、控制和远距离信号设备的运行状态和工作原理；

e) 当前的接地部分；

f) 操作前后系统负荷、功率、电压的变化趋势，同时采取适当的措施避免过载、低电压或高电压，符合电压调整规定；

g) 服务于调度的信息通信系统的接线图，特别是在操作影响信息通信系统运行方式的情况下；

h) 如有必要，切换自用电源；

i) 保障人员和设备安全的操作措施及其他注意事项。

2. 下达命令人员对下达操作命令负全责，必须清楚了解操作情况，在下达命令前发现不合理之处。

条 12. 对监督人员和操作人员的要求

在执行操作票时，监督人员和操作人员必须完成以下内容：

1. 认真阅读操作票并检查操作票是否符合操作目的。

2. 如果发现操作票中有不合理或不清楚的内容，应向发令操作人员或审核操作票的人员提出，并在完全理解操作步骤后才能进行操作。

3. 必须在操作前在操作票上签字并写明姓名。

4. 在进行操作之前，必须检查实际接线图与操作票中的接线图的一致性和匹配性。

5. 必须严格按照操作票中的顺序进行所有操作。未经发令操作人员许可，不得擅自更改操作顺序。

6. 完成每一步操作后，必须在操作票上标记该操作以避免混淆和遗漏项目。

7. 在操作过程中，如果出现警告信号或设备故障及异常现象，必须停止操作进行检查和查找原因后再继续后续操作。

8. 必须按照技术安全规程采取安全措施。

条 13. 执行一次设备的操作

1. 所有一次设备的操作都必须由两人配合完成：一名监督人员和一名直接操作人员。无论何种情况，两人都对操作负同等责任。

2. 在发电厂或变电站，配合操作的两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，被安排进行操作任务。直接操作人员的安全等级必须达到三级及以上，监督人员的安全等级必须达到四级及以上。

3. 按照操作票进行操作的程序如下：

a) 在操作位置或控制位置，运行人员必须再次确认设备名称与操作票上的名称一致；

b) 确认需要操作的设备无误后，监督人员下达指令，直接操作人员复述指令并按操作票上的步骤逐一执行操作。

4. 进行复杂的操作如送电、新设备试验等，必须按照已批准的方式进行，与相关单位和相应的调度部门达成一致。其中，明确整个操作过程的责任人以及记录在计划中的工作内容。

5. 操作结束后，运行人员必须办理交接手续，详细记录在运行日志中的内容包括：

a) 操作票的名称；

b) 继电保护和自动装置接线图的变化，移动接地线的位置（具体说明放置或移除接地线的位置）；

c) 运行接线图的变化，正在工作的班组或已完成的工作班组。

6. 电气设备或线路只有在运行管理部门确认已经完成以下内容后，方可投入运行：

a) 所有工作班组（人员和工具）均已撤离；

b) 已拆除所有移动接地线；

c) 将工作票内容详细记录在运行日志中；

d) 通过电话录音进行口头交接。

条14. 实施与二次回路相关的操作

1. 在进行一次设备的操作过程中，操作人员必须对相应的继电保护和自动装置设备执行必要的操作，符合单位关于这些设备运行规程的要求。

2. 运行人员必须采取必要的措施，防止在检修电气设备时继电保护装置误动作。

3. 禁止在所有主要继电保护装置均未投入运行的情况下进行线路或电气设备的送电操作。

4. 自动重合闸回路在带电作业期间必须被锁定（切换到不工作状态）。

5. 装设连锁回路（逻辑回路）以防止运行人员误操作。如果无法完成一个断路器或隔离开关的操作，运行人员必须停止操作并检查：

a) 操作是否正确；

b) 正在进行的操作所涉及设备的位置（开/合）是否与连锁回路一致；

c) 连锁回路是否正常工作。如果检查结果表明连锁回路存在问题，则应立即通知操作命令下达者；

d) 运行人员不得擅自解除或隔离连锁回路。若需更改连锁回路，须得到直接上级领导或高级运行人员的同意。

条15. 高峰用电时段及交接班时的操作

1. 应限制在高峰用电时段和交接班时间内进行操作，但以下情况除外：

a) 处理故障；

b) 对人身或设备安全构成威胁；

c) 必须减载以稳定电力系统。

2. 若操作从之前开始并延续至交接班时间，前一班次的运行人员应合理选择操作项目暂停，并移交给下一班次的运行人员继续执行。对于复杂操作，前一班次的运行人员应留在现场直至完成所有操作项目，只有在下一班次的运行人员了解后续步骤并同意接班后方可交班。下一班次的运行人员有责任继续操作，确保前一班次的运行人员不会超出劳动法律规定的工作时间。

条16. 恶劣天气条件下的操作

1. 不得在恶劣天气条件下（如下雨导致设备上有水流、雷电、洪水、风力达到六级及以上）在户外进行电气设备位置的操作。

2. 允许在恶劣天气条件下从控制室进行操作，前提是这些操作不需要立即在现场检查开关设备的状态。

条17. 暂停操作

在以下情况下允许暂停操作：

1. 对于在变电站或发电厂直接操作的人员，连续操作时间超过四小时。暂停操作的时间不得超过一小时。暂停操作时，运行人员必须确保符合规定的安全条件。

2. 操作需要在恶劣天气条件下在户外进行。

3. 在操作过程中发生故障或变电站、发电厂或电力系统出现异常情况时，暂停操作直到处理完毕。

节 3

远程操作

条 18. 关于远程操作的通用规定

1. 系统调度单位、运行管理单位实施远程操作，有责任制定并发布符合设备技术条件及相关规定的系统监控和远程控制操作及故障处理规程，并指导运行人员执行。

2. 运行人员必须按照系统调度单位、运行管理单位发布的系统监控和远程控制操作及故障处理规程进行操作。

3. 所有远程操作都必须依据操作票进行，但本通知第四条第三款另有规定的除外。

4. 各级调度中心、控制中心的监控和远程控制系统必须能够记录所有远程操作事件，存储时间由各单位规定，但不得少于三个月。

5. 对涉及设备交接的计划远程操作，运行管理单位必须派遣运行人员到变电站或发电厂现场，在远程操作期间执行安全措施和设备交接工作。

6. 如果发生远程操作失控情况，运行管理单位必须立即派遣运行人员到变电站或发电厂现场进行操作。

条 19. 实施远程操作的条件

1. 调度中心、控制中心的监控、通信和信号采集系统必须定期试验和检查，以确保远程操作正确可靠，符合工业和信息化部颁布的输电系统规定和配电系统规定。

2. 连接调度中心、控制中心与变电站或发电厂的数据传输和控制信号系统必须保证准确可靠运行。

3. 变电站、发电厂的分布式控制系统（DCS）和网关（Gateway）或终端设备（RTU）必须正常运行。网关) 或远程终端单元（RTU）在变电站、发电厂正常运行。

控制柜中的控制锁应处于远程操作位置。

变电站或发电厂的控制锁应处于远程操作位置（从调度中心或控制中心）。

4. 调度中心、控制中心的控制系统必须正常运行。

第三章

基本操作规定

节 1

开关设备的操作

条 20. 开关操作的一般规定

1. 开关允许在允许范围内切断负载和短路。开关的合闸和分闸操作必须遵循制造商的规定或运行管理单位发布的电气设备操作规程。

2. 在操作前，开关必须经过合格的断开和闭合测试。

3. 开关应在以下情况下进行检查和维护（根据开关操作规程或制造商的指南）：

a) 切断总短路电流达到规定值；

b) 分断短路次数达到规定值；

c) 操作次数达到规定值；

d) 运行时间达到规定值；

e) 运行参数未达到制造商或规定的标准。

4. 只有当控制回路状态良好且无接地时才允许操作开关。如果控制回路出现接地，则只有在处理故障后才能进行开关操作。

5. 开关操作后，如果随后对开关两侧的隔离开关进行了就地操作，运行人员必须检查开关的就地状态指示和控制回路锁。

6. 在移动成套开关从运行位置到试验位置或相反方向之前，运行人员必须检查成套开关的打开状态。

7. 在满足以下任一要求的情况下可以进行开关试操作：

a) 开关两侧的隔离开关完全断开，仅在一侧的开关上闭合接地刀闸或移动接地刀闸；

b) 如果只闭合一侧的隔离开关，必须断开该间隔的所有接地刀闸，并注意配备的联锁和自动装置。

8. 在以下情况下，可以在控制室通过信号和测量参数指示检查开关状态，而无需进行就地状态指示检查：

a) 开关操作后，没有对开关两侧的隔离开关进行操作；

b) 开关操作后，开关两侧的隔离开关通过远程控制（在中央控制室）进行操作；

c) 进行远程操作或在恶劣天气条件下操作。

9. 如有必要，在已经检查开关符合运行标准并获得运行管理单位总经理或副总经理的技术同意的情况下，可以对已达到总短路电流切断量或短路切断次数规定的开关进行额外故障切除。

条 21. 隔离开关操作

1. 隔离开关允许进行不带电操作或带电操作，当操作电流小于隔离开关操作规程中规定的允许操作电流时。允许在以下情况下使用隔离开关进行带电操作：

a) 合上和断开变压器、消弧线圈的中性点；

b) 在电网中没有接地故障的情况下合上和断开消弧线圈；

c) 当断路器或已闭合的母线隔离开关连接到母线上时，合上和断开母线转换开关；

d) 合上和断开空载母线或导线段；

đ) 合上和断开旁路设备的隔离开关；

e) 合上和断开空载电压互感器、电流互感器；

g) 对于空载变压器、架空线路、电缆的合闸和分闸操作，必须由运行管理单位根据每种隔离开关的规定予以批准；

h) 用于分合磁化电流、充电电流、负荷电流、平衡电流的机械或自动传动装置，必须确保快速且果断的操作。

2. 在现场操作隔离开关之前，必须检查所有条件以确保操作时不产生危险的电弧。现场操作隔离开关的条件由运行管理单位发布的隔离开关操作规程规定，但不得违反本通知的规定。

3. 双侧断路器隔离开关的操作顺序如下：

a) 一侧有电压，另一侧无电压的情况

- 在分闸操作时：先分无电压侧的隔离开关，后分有电压侧的隔离开关；

- 在合闸操作时：先合有电压侧的隔离开关，后合无电压侧的隔离开关。

b) 两侧均有电压的情况

- 在分闸操作时：先分发生故障对系统运行影响较小的一侧隔离开关，后分另一侧隔离开关；

- 在合闸操作时：先合发生故障对系统运行影响较大的一侧隔离开关，后合另一侧隔离开关。

4. 现场操作隔离开关必须迅速果断，但不得损坏隔离开关。严禁在操作过程中出现电弧时重新切断（或闭合）刀片。

5. 操作结束后，隔离开关需要立即检查刀片是否完全到位或接触良好，除非是远距离操作无人值守变电站或发电厂的情况。

条 22. 接地开关操作

1. 在合上接地开关之前，必须检查线路或电气设备已经停电（依据电压参数或专用测试设备），并且相关断路器、隔离开关已完全断开。

2. 在将线路或电气设备投入运行之前，必须检查所有接地开关已完全断开的状态。

节

 变压器操作

条 23. 变压器断电操作

分离变压器进行检修的操作程序如下：

1. 检查功率潮流，调用电源或调整电网连接，避免其他变压器或相关线路过载。

2. 如果自用电源通过该变压器供电，则切换自用电源。

3. 关闭负载侧自动电压调节回路（如果处于自动状态）。

4. 按照确保变压器安全（防止过压）和电网安全（防止低电压）的原则，依次断开变压器低压、中压、高压侧的断路器。

5. 检查变压器无电压。

6. 按照便于操作的顺序，依次断开变压器低压、中压、高压侧的相关隔离开关。

7. 合上变压器低压、中压、高压侧的固定接地刀闸。

8. 断开变压器上的电压互感器（如果有）。

9. 运行管理单位采取安全措施，并按照电力安全规定悬挂警告标志。

10. 将变压器移交给运行管理单位和工作单位，并提醒注意安全措施。

条 24. 变压器送电操作

变压器检修后投入运行的操作程序如下：

1. 运行管理单位和工作单位有责任在移交变压器后的报告中确认变压器符合运行标准。移交内容为：“已完成变压器上的工作，所有人员和设备已撤离，已拆除变压器上的所有移动接地线，变压器符合运行标准并准备送电。”

2. 合上变压器上的电压互感器（如果有）。

3. 断开变压器各侧的所有固定接地刀闸。

4. 检查已投入运行的变压器保护继电器、冷却系统和灭火装置（如果有）。

5. 将分接开关置于适当位置，以防止变压器在送电时过电压。

6. 合上变压器低压、中压、高压侧的相关隔离开关。

7. 在有电的一侧合上断路器给变压器送电，检查变压器电压；然后依次合上其余各侧的断路器，注意环网闭合或并网条件，如果其余各侧已有电。

8. 切换自用电源（如有需要）。

9. 变压器投入运行后，运行人员必须检查其运行状况。根据运行方式，可以将变压器的自动分接开关投入运行。

节 3

线路操作

条 25. 线路断电操作

线路断电操作按以下程序执行：

1. 在操作前检查系统的功率潮流和电压。调整功率和电压，转移从该线路接收电力的变电站负荷。

2. 按照远离电源端先断开、靠近电源端后断开的原则，依次断开线路两端或分支的所有断路器。

3. 依次断开线路两端和分支的隔离开关。

4. 合上线路两端和分支的接地刀闸。

5. 断开线路上的电压互感器（如果有）。

6. 调度部门将线路移交给运行管理单位。运行管理单位自行采取安全措施，并按照电力安全规定悬挂警告标志。

第二十六条 送电操作

送电操作按照以下程序进行：

一、运行管理单位负责向有权调度机构通报确认线路状态和移交线路以投入运行。交接内容如下：“线路工作已完成，人员和工具已全部撤离，线路上的所有移动接地线已拆除，线路符合运行标准并准备送电。”

二、合上线路的变压器开关（如有）。

三、断开线路两端及分支的所有接地刀闸。

四、依次合上线路两端及分支的所有隔离开关。

五、依次合上线路两端及分支的所有断路器，顺序如下：

（a）对于仅一端带电的单端线路：先对带电端送电；

（b）对于两端均带电的环形线路：先对远离发电厂的一端送电，然后闭合环路或同步靠近发电厂的一端。如果存在末端过电压的风险，则应先对电压较低的一端送电，再闭合或同步另一端。

六、在将线路投入运行后，检查并调整功率、电压，转移负荷至适当水平。

第二十七条 线路的安全措施

一、空载线路从单一电源供电或处于备用状态时，必须打开断路器侧的隔离开关。

二、只有在完成停电并采取安全措施后，才能将线路移交给作业单位。当将线路移交给维修单位时，交接内容必须包括：

（a）已停电的线路（明确名称和回路），已合上的接地位置（明确变电站、电厂名称及接地位置）。允许采取安全措施，使作业单位开始工作；

（b）工作结束时间；

（c）如果是双回路线路，则需说明另一回路是否带电，并采取必要的防感应电措施；

（d）其他与工作相关的注意事项。

严禁运行人员在没有操作指令的情况下切断已合上的接地线或拆除警告标志。

如果因工作需要而切断固定接地线且仍有人员在线路上工作，则必须先合上其他接地线或设置移动接地线作为替代，然后再切断固定接地线。完成工作后，必须先重新合上固定接地线，然后才能拆除移动接地线。

除非有显示状态的控制屏图，运行人员在执行变电站或电厂内相关设备的停电操作后，必须在控制屏图上按工作票步骤操作并挂上警告标志，填写运行日志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线数量、参与维修工作的单位数量及其他需要注意的特点。

在完成变电站或电厂内线路及相关设备的维修工作后，运行管理单位必须确认人员和移动接地线已全部撤离。运行管理单位将线路和变电站或电厂内的隔离设备移交给有权调度机构下达送电命令。交接报告内容应包括：

（a）根据工作票（编号）已完成的线路（注明线路名称和回路）、设备（注明变电站或电厂出线间隔设备名称）的工作；

（b）现场所有移动接地线已全部拆除；

（c）各作业单位人员已全部撤离；

（d）线路和设备符合运行标准并准备好接受送电，请求移交线路和设备以便送电。

七、如果在停电过程中实施了改变一次接线、二次接线等措施，在再次送电该线路时，运行人员必须检查并恢复一次接线、二次接线至适当状态。

第四节

操作清零

条 28. 操作母线

1. 在操作备用母线投入运行前，必须完成以下工作：

a) 检查备用母线无移动接地，所有固定接地刀闸已全部断开；

b) 使用带有保护继电器的断路器联锁装置对备用母线进行试送电。如无断路器联锁装置，则应选择适当接点的断路器对备用母线进行送电。

2. 在操作切换母线前，必须完成以下工作：

a) 检查母线差动保护继电器，根据运行管理单位的规定隔离母线差动保护继电器（操作完成后，必须将母线差动保护继电器恢复运行）；

b) 检查两台母线联锁断路器或隔离开关的联锁状态。在操作过程中，必须切断控制电路或锁定联锁断路器以转换接点；

c) 监视功率潮流和通过联锁断路器的电流变化。合理选择从一台母线切换到另一台母线的操作步骤，以避免联锁断路器过载。

3. 运行管理单位必须为切换母线操作制定操作票样本。该操作票样本应详细记录符合一次和二次系统图的一次和二次操作顺序。

条 29. 操作环路断路器

1. 在配备有环路断路器的变电站中，运行管理单位必须为使用环路断路器代替另一个断路器以及相反操作制定操作票样本。

2. 使用环路断路器代替另一个断路器以及相反操作的操作票样本应详细记录符合变电站或发电厂一次和二次系统图的一次和二次操作顺序。

节5

环网合环、闭合或断开环路操作

条 30. 合环操作

合环操作（现场或远程）必须在具备同期装置的断路器上按以下条件执行：

1. 在500千伏电力系统中的合环条件包括：

a) 两侧合环点电压相角差：d ≤ 150；

b) 两侧合环点频率差：Df ≤ 0.05 Hz；

c) 两侧合环点电压差：DU ≤ 5%。

2. 在220千伏及以下电力系统中的合环条件包括：

a) 两侧合环点电压相角差：d ≤ 300；

b) 两侧合环点频率差：Df ≤ 0.25 Hz；

c) 两侧合环点电压差：DU ≤ 10%。

条 31. 闭合环路操作

1. 只允许在一个电力系统中闭合一个环路，前提是闭合环路点已经确定相位一致且相序相同。

2. 闭合环路操作的条件

a) 两侧闭合环路点电压相角差：d ≤ 300；

b) 两侧闭合环路点电压差：DU ≤ 10%。

3. 闭合环路操作必须按照本条第2款规定检查相角差和电压差。如果无法测量相角差，则必须事先计算以检查相角差。

4. 注意闭合环路时保护继电器和自动装置的动作，以及系统中功率潮流和电压的变化。

条 32. 合环操作

1. 在进行合环操作之前，必须调整通过断路器的功率或电流至最小，并在执行该合环操作前计算和检查断路器不会出现恢复过电压。

2. 当将电力系统分离运行时，各级调度机构必须协调调整各发电厂之间的功率或平衡各电力系统的功率，以确保在断开连接后仍能保持电力系统的正常运行状态。

节6

 其他电气设备的操作

及新工程的送电操作

条 33. 其他电气设备的操作

1. 发电机、补偿机的解列或并网操作；抗阻、电容器的投切操作；变压器分接头转换及其他相关操作应按照每个发电厂或变电站的操作规程进行。

2. 各级调度机构及运行管理单位应在发电机解列或并网操作、抗阻或电容器的投切操作、变压器分接头转换操作前后检查电力系统、发电厂、变电站的运行方式。

条 34. 新工程投入运行的条件

1. 新设备、新线路投入运行的条件应按照由商务部发布的输电系统规定和配电系统规定执行。

2. 新工程的建设单位负责与有权控制的调度机构协商制定并实施新工程的送电方案。

条 35. 断路器的试送电

1. 制定使用已整定保护继电器的断路器进行首次送电的方式。

2. 若无法制定使用断路器进行首次送电的方式，则仅允许使用隔离开关对新断路器进行送电，但前提是该隔离开关可从控制室或远程操作，并且所有保护继电器都准备就绪。

3. 按照已批准的操作票进行断路器的试送电。

条 36. 变压器的试送电

1. 制定使用已整定保护继电器的断路器进行首次送电变压器的方式。对于35kV及以下的配电变压器若无直接供电断路器，则必须配备符合商务部规定的保护装置，允许使用这些装置进行首次送电变压器，但最近的电源侧断路器必须整定以供首次送电变压器使用。

2. 变压器的分接头应与电网电压相匹配，确保在送电时不出现过电压。

3. 选择合适的电压等级进行首次送电变压器。

4. 从一侧空载送电后，必须检查其余各侧的相序和相位正确性，如果闭合环路，则需检查闭合环路的条件是否满足。

5. 按照已批准的操作票进行变压器的试送电。

条 37. 线路、电缆的试送电

1. 制定使用已整定备用保护继电器的断路器进行首次送电线路的方式。

2. 在首次送电前锁定线路自动重合闸功能。

3. 从一侧空载送电后，线路必须在闭合环路或并网前检查其余各端的相序和相位正确性。

4. 按照已批准的操作票进行线路的试送电。

条38. 发电机并网初次

1. 自动并网设备已经试验合格，符合运行标准。

2. 发电机初次并网试验程序须经有权机关批准。

3. 必须按照发电单位发布的发电机运行规程进行自动并网操作。

条39. 补偿设备投运试验

1. 应设置断路器和保护继电器（如有）的设定方式，以满足补偿设备初次投运的要求。

2. 电压必须调整适当，确保在投运时不会超出允许范围产生电压波动。

第四章 实施细则

设备编号在国家电网系统中的规定

节 1

总则

条40. 设备编号分级命名

1. 所有投入国家电网系统的首要电力设备都必须命名和编号。

2. 国家电网系统中由哪个单位控制的首要电力设备，由该单位负责编号、审批，并将已审批的编号图上报上级调度机构，但本条第3款规定的发电厂除外。

3. 连接至35千伏以上至220千伏电网的发电厂，其编号和审批由区域调度机构根据国家调度机构的意见进行。

4. 新建变电站或发电厂的命名依据项目名称。如果项目名称与正在运行的变电站或发电厂名称相同，则有权调度机构需与运营单位协商更改名称，避免混淆。

5. 发电厂或变电站内的首要电力设备的命名和编号应遵循本章第二节的规定。如按本章第二节规定命名和编号的首要电力设备出现重名或重复编号的情况，则应在最后添加越南语字母表中的字母或数字0到9来区分。

6. 运营管理单位在有正当理由的情况下可以提出新工程设备编号变更的建议。所有关于设备编号图的变更必须得到有权调度机构的同意，并发布新的设备编号图代替原有的编号图。

7. 运营管理单位负责清晰地安装和维护本单位设备的标识、名称和编号，防止混淆。

8. 对于在本通知生效前已按各级调度决定编号的国家电网系统中的设备，可保持原编号或根据运营管理单位的建议重新编号。

条41. 主要或辅助设备的编号和命名

1. 在发电厂或变电站内，主要设备和辅助设备都必须命名和编号。

2. 主要设备应按照单位规定进行编号，辅助设备应按主要设备顺序编号，并附加字符以区分。

3. 对于保护继电器和自动装置柜、板和控制台，在正面和背面均应标注调度名称；放置在板内或控制台后的设备，两面均应标记或标示符合图示要求。在保护继电器和自动装置柜上，应标明内部设备名称，以便操作人员正确操作，避免混淆。

节

 首要设备编号

条42. 标记电压等级

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。

8. 10千伏：取数字9。

9. 6千伏：取数字6。

10. 发电机端电压和同步补偿机端电压规定如下：

a) 如果端电压大于或等于10千伏，取数字9；

b) 如果端电压小于10千伏，取数字6。

11. 其他电压等级由调度机构有权规定。

条43. 设定母线名称

1. 第一个字符取字母C。

2. 第二个字符表示电压等级。

3. 第三个字符表示母线序号，单独的数字9表示环形母线。

示例：

- C12：表示第2号110千伏母线。

- C21：表示第1号220千伏母线。

- C29：表示220千伏环形母线。

条44. 设定发电机、同步补偿机名称

1. 第一个字符规定如下：

a) 对于燃煤发电：符号为字母S；

b) 对于水电：符号为字母H；

c) 对于燃气轮机：符号为字母GT；

d) 对于燃气轮机尾气：符号为字母ST；

đ) 对于柴油发电：符号为字母D；

e) 对于风力发电：符号为字母WT；

g) 对于抽水蓄能水电：符号为字母PH；

h) 对于潮汐发电：符号为字母TH；

i) 对于核电：符号为字母N；

k) 对于光伏发电：符号为字母SS；

l) 对于地热发电：符号为字母GS；

m) 对于同步补偿机：符号为字母B。

2. 第二个字符是发电机的序号。

示例：

- S1：表示第1号燃煤发电机组。

- GT2：表示第2号燃气轮机发电机组。

条45. 设定变压器名称

1. 第一个字符规定如下：

a) 对于双绕组或三绕组变压器：符号为字母T；

b) 对于自耦变压器：符号为字母AT；

c) 对于自用变压器：符号为字母TD；

d) 对于发电机启动变压器：符号为字母TE；

đ) 对于中性点接地变压器：符号为字母TT。

2. 第二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该电压等级下的序号。

示例：

- T1：表示第1号变压器。

- T2：表示第2号变压器。

- TD31：表示第1号35千伏自用变压器。

- AT1：表示第1号自耦变压器。

条46. 设定中性点电阻、中性点电抗器名称

1. 前两个字符为RT表示中性点电阻，KT表示中性点电抗器。

2. 第三个字符根据多绕组变压器绕组的电压等级选取。

3. 第四个字符是所连接的变压器名称。

示例：

- RT3T1：表示T1变压器35千伏绕组的中性点电阻。

- KT5AT2：表示AT2变压器500千伏的中性点电抗器。

条47. 设定并联电抗器名称

1. 前两个字符为KH。

2. 第三个字符表示电压等级。

3. 第四个字符为数字0（如果接线复杂则为数字9）。

4. 第五个字符是并联电抗器回路的序号。

例如：KH504表示500千伏并联电抗器第4回路。

条48. 设定并联电抗器中性点电抗器、中性点电阻名称

1. 前两个字符为KT表示并联电抗器中性点电抗器，RT表示并联电抗器中性点电阻。

2. 后续字符根据电抗器的最后三个字符选取。

示例：

- KT504：表示KH504电抗器的中性点电抗器。

- RT504：表示KH504电抗器的中性点电阻。

条49. 设置短路电流限制装置的名称

1. 前两个字符为KI。

2. 第三个字符表示电压等级。

3. 接下来的字符按照电缆或母线的序号排列。

示例：

- KI212：表示220千伏电压等级的短路电流限制装置，连接第1和第2个母线。

- KI171：表示电缆171的短路电流限制装置。

条50. 设置阻抗卷的名称

1. 第一个字符为L。

2. 第二个字符为线路段的名称。

例如：L171表示110千伏线路171的阻抗卷。

条51. 设置补偿电容器的名称

1. 前三个字符：对于纵向补偿电容器使用TBD，对于横向补偿电容器使用TBN。

2. 第四个字符代表电压等级。

3. 第五个字符是数字0（如果图示复杂则为数字9）。

4. 第六个字符是电容器电路的序号，对于纵向补偿电容器，对于横向补偿电容器则是电容器组的序号。

示例：

- TBD501：表示500千伏电压等级的纵向补偿电容器，安装在第一电路中。

- TBN302：表示35千伏电压等级的横向补偿电容器，第二电容器组。

条52. 设置静态无功补偿设备的名称

1. 前面的字符根据英文缩写选取。

2. 后续字符与补偿电容器的规定相同，如条51的通知所述。

示例：

- SVC302：表示35千伏电压等级的第二套SVC（静止无功补偿器）。

- TSSC501：表示500千伏电压等级的第一套TSSC（晶闸管开关串联电容器）。

条53. 设置过电压保护电容器的名称

1. 第一个字符为C。

2. 第二个字符为被保护设备的名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在第一个字符后添加代表电压等级的字符，然后是设备名称。

例如：C9H1表示安装在发电机H1侧的过电压保护电容器。

条54. 设置电压互感器的名称

1. 第一个字符为TU。

2. 后续字符为电压互感器连接的设备名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符后添加代表电压等级的字符，然后是设备名称。

示例：

- TU171：表示110千伏线路171外的电压互感器。

- TUC22：表示220千伏电压等级的第二个母线的电压互感器。

- TU5T2：表示500千伏侧变压器T2的电压互感器。

条55. 设置电流互感器的名称

1. 前两个字符为TI。

2. 后续字符为电流互感器连接的设备名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符后添加代表电压等级的字符，然后是设备名称。

示例：

- TI171：表示110千伏电压等级的线路171的电流互感器。

- TI5AT2：表示500千伏电压等级的变压器AT2中的电流互感器。

条56. 设置防雷装置的名称

1. 前两个字符为CS。

2. 第三个字符为被保护设备的名称。对于无法明确显示电压等级的设备，在前两个字符后添加代表电压等级的字符，然后是设备名称。对于连接到变压器中性点的避雷器，使用数字0。

示例：

- CS1T1：表示110千伏电压等级的变压器T1的防雷装置。

- CS0T1：表示连接到变压器T1中性点的防雷装置。

- CS271：表示线路271的防雷装置。

条57. 标命名熔断器

1. 首字母：对于普通熔断器使用CC，对于自复熔断器使用FCO。

2. 次字母为分隔符（-）和被保护设备的名称。

例如：CC-TUC31表示C31电压互感器的熔断器。

条58. 编号断路器

1. 第一个字母代表电压等级。特别地，对于电容器断路器第一个字母是T，对于电抗器断路器第一个字母是K；第二个字母代表电压等级。

2. 第二个字母（对于电容器和电抗器断路器是第三个字母）代表断路器的位置，规定如下：

a) 变压器断路器：使用数字3；

b) 线路断路器：使用数字7和8（或从5到8如果图示复杂）；

c) 自用变压器断路器：使用数字4；

d) 发电机端头断路器：使用数字0；

e) 调相机断路器：使用数字0；

f) 并联补偿电容器断路器：使用数字0（或9如果图示复杂）；

g) 串联补偿电容器断路器：使用数字0（或9如果图示复杂）；

h) 电抗器断路器：使用数字0（或9如果图示复杂）。

3. 第三个字母（对于电容器和电抗器断路器是第四个字母）由0到9的数字表示。

4. 对于环形母线断路器，在第一个字母之后的两个字母是00。

5. 对于连接两条母线的断路器，在第一个字母之后的两个字母是两条母线的编号。

6. 对于单段母线有分段的情况，偶数段母线上的断路器编号为偶数，奇数段母线上的断路器编号为奇数。

7. 对于多角形接线，按线路断路器编号。

8. 对于3/2接线、4/3接线，根据图示可以采用以下编号方式之一：

a) 按照线路断路器编号；

b) 中间断路器（不连接母线）的第二个字母编号为5或6；第三个字母按照间隔顺序编号。

示例：

- 131：表示1号变压器110kV电压等级的断路器。

- 903：表示3号发电机10kV电压等级的断路器。

- K504：表示4号电抗器500kV电压等级的断路器。

- 100：表示110kV电压等级的环形母线断路器。

- 212：表示220kV电压等级的联络母线断路器。

条59. 编号隔离开关

1. 首字母为断路器或直接连接隔离开关的设备名称（对于TU隔离开关：首字母为TU名称，接着是直接连接隔离开关的设备名称），随后是分隔符（-）。

2. 次字母规定如下：

a) 母线隔离开关取与隔离开关相连的母线序号；

b) 线路隔离开关（线路侧隔离开关）取数字7；

c) 与变压器相连的隔离开关取数字3；

d) 与环形母线相连的隔离开关取数字9；

e) 与单一设备相连的隔离开关取数字0或9；

f) 连接到哪个分段（分段哪一侧）则取该分段母线（或母线）的序号；

g) 与中性电阻或中性电抗器相连的隔离开关取数字0；

h) 与发电机相连的隔离开关取数字0或9。

示例：

- 131-3：表示1号变压器110kV电压等级的隔离开关。

- KH501-1：表示与1号母线相连的500kV电压等级的1号电抗器隔离开关。

- TUC22-2：表示与2号母线相连的220kV电压等级的2号电压互感器隔离开关。

- 171-7：表示171断路器外侧110kV电压等级的线路隔离开关。

- 272-9：表示与环形母线相连的272断路器隔离开关。

- 275-0：表示与275断路器相连的隔离开关。

- KT101-0：表示与110kV电压等级的1号变压器相连的KT101中性电抗器隔离开关。

条 60. 接地刀编号

1. 前面的字符是隔离开关或直接相关的设备名称。

2. 下一个字符用于表示接地刀，规定如下：

a) 输电线路和电容器的接地刀编号为6；

b) 变压器、电抗器和电压互感器的接地刀编号为8；

c) 断路器的接地刀编号为5；

d) 母线的接地刀编号为4；

e) 变压器或电抗器中性点的接地刀编号为08；

f) 发电机的接地刀编号为5。

示例：

- 271-76：表示271线路外部的接地刀。

- 171-15：表示171断路器旁171-1隔离开关的接地刀。

- 131-08：表示变压器1号110千伏绕组中性点的接地刀。

条 61. 分支和线路段落开关设备编号

1. 线路分段断路器按线路断路器编号，分支到变压器的断路器按变压器断路器编号。

2. 线路分段隔离开关或分支隔离开关前面的字符按本通知第59条规定编号（假设存在断路器）。

3. 最后的字符是分隔符（/）和分段或分支柱的位置。

示例：

- 371/XX：表示35千伏线路分段断路器371在XX柱。

- 171-7/XX：表示110千伏线路分段隔离开关171在XX柱。

- 171-76/XX：表示110千伏线路接地隔离开关在XX柱。

第五章

组织实施

条 62. 组织实施

1. 电力监管机构负责宣传并指导执行本通知。

2. 越南电力集团负责指导下属单位执行本通函。

条 63. 生效日期

1. 本通知自2015年1月23日起生效。2007年3月28日由工业部部长发布的第16/2007/QĐ-BCN号决定《国家电网操作规程》自本通知生效之日起失效。

2. 在执行本通知过程中，如遇问题或新内容产生，相关单位有责任向电力监管机构报告，研究并提出建议，报请工业和信息化部部长修改完善本通知。./.