调度运行专业标准化作业指导书

调度运行标准化作业指导书陕西省地方电力（集团）有限公司榆林分公司2010年10月目录一、适用范围1二、调度运行值班人员要求1三、调度运行标准化作业指导书2（一）调度运行交接班作业2（二）电网运行监控作业8（三）电网检修工作的受理、批复、开工及完工13（四）调度命令编制、预发及执行18（五）电网典型事故处理31（六）新设备启动44（七）电网运行信息收集、上报及发布51附录一调度术语汇编56附录二输电线路的允许电流明细 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 76附件三：调度运行主要 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 格式（参考）77一、适用范围适用于市、县级调度机构。二、调度运行值班人员要求1.调度运行值班员应由专业技术素质高、有较强的责任心和事业心、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任。2.身体健康，精神状态良好。3.接受相应的 安全生产 安全生产管理档案一煤矿调度员先进事迹安全生产副经理安全生产责任最近电力安全生产事故安全生产费用投入台账 教育和岗位技能培训、调度岗位实习，并经考试合格，取得调度运行值班资格，书面通告有关单位和部门。4.应熟悉所辖电网的一次结线和设备 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 、设备运行的特殊要求、继电保护和自动装置的配置及使用规定、调度室内的录音设备、远动装置、消防器材、显示装置等设备的使用性能。5.应熟悉《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力安全工作 规程 煤矿测量规程下载煤矿测量规程下载配电网检修规程下载地籍调查规程pdf稳定性研究规程下载 》有关部分、《电力生产事故调查规程》、所辖地区电网的调度规程及上级调度机构的调度规程。三、调度运行标准化作业指导书（一）调度运行交接班作业1.实施目的交接班是调度运行的一项重要工作，通过规范交接班程序，防止交接班错交、漏交，实现调度运行全面、完整交接班。2.作业流程否是否开始交班准备工作：1.核对调度生产信息2.核对监控系统信息3.整理资料及办公用品4.清扫办公环境卫生接班准备工作：1.查阅调度生产信息2.查阅相关运行资料填写交接班记录是否具备交接班条件交接班当前运行方式计划及非计划工作执行情况设备缺陷、障碍、事故及处理情况新设备启动投运及设备异动当前安全措施当前危险点、薄弱环节电力电量调整上级领导、部门指示及其他情况是交接班内容是否清楚无疑问交接班调度员双方签名结束3.各项工作标准1）交班准备工作标准交班准备要求：交班调度员应提前10分钟做好交班的一切准备工作，应认真填好交接班记录，将有关资料及用具收集齐全并摆放整齐，是调度台面干净、整洁。交班准备工作内容：（1）核对监控系统信息。a.发电厂运行情况与实际一致；b.系统厂、站电气主接线运行方式与实际一致；c.重要联络线潮流与实际一致。（2）核对调度生产信息。a.发电机组限出力情况及原因；b.系统各厂、站电气主接线运行方式及中性点变化情况；c.当前电网开（合）环点、解（并）列点；d.计划、非计划工作的执行情况；e.电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况；f.新设备启动投运及设备异动情况；g.当前安全措施的布置情况；h.继电保护、安全自动装置的调整情况及原因；i.发供电及联络线电力、电量调整情况；j.保供电、计划用电、限电、错峰执行情况；k.上级领导及部门指示。（3）交接班记录填写内容a.发电机组缺陷及限出力情况；b.系统各厂、站电气主接线运行方式及中性点变化情况；c.电网开（合）环点、解（并）列点变化情况；d.计划、非计划工作的执行情况；e.遗留的重大、紧急设备缺陷；f.障碍、事故及处理情况；g.新设备启动投运及设备异动情况；h.当前安全措施的布置情况；i.继电保护、安全自动装置的调整情况及原因；j.当前电网危险点、薄弱环节及注意事项；k.保供电、计划用电、限电、错峰执行情况；l.上级领导及部门指示及其他情况。2）接班准备工作标准接班准备要求：接班调度员应提前10分钟到岗，认真查看交接班记录、工作票、调度业务单；掌握电网运行方式、设备运行状态及当前天气等信息；掌握工作完成情况、遗留问题及接班后应进行的操作。接班准备工作内容：（1）查阅调度生产信息。a.当前发电机组运行情况；b.当前发电机组缺陷及限出力情况；c.系统各厂、站电气主接线运行方式及中性点变化情况；d.电网开（合）环点、解（并）列点变化情况；e.系统各厂、站电气主接线运行方式及中性点变化情况：f.计划、非计划工作的执行情况；g.电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况；h.新设备启动投运及设备异动情况；i.当前安全措施的布置情况；j.当前继电保护、安全自动装置的非正常状态及原因；k.当前电网危险点、薄弱环节及注意事项；l.保供电、计划用电、限电、错峰执行情况；m.上级领导及部门指示。（2）查阅相关运行资料。3）交接班具体实施标准（1）交接班条件a.交接班双方调度员均到达调度值班室；b.电气操作及事故处理完毕或告一段落（交班过程中发生事故，由交班调度员负责处理，接班调度员可在交班负责人的指挥下协助处理，待处理告一段落后，方可继续进行交接班）；c.交接班双方值班负责人均同意；d.交班过程中一般不进行电气操作，也不受理非紧急性工作。（2）交接班a.交班工作由交班负责人主持，其他当值调度员可作相应补充。b.交接班内容以当值交接班记录为主，对人身、电网、设备安全有较大影响的事项应重点交待，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。c.接班调度员若对交接班内容发生疑问，由交班调度员解答清楚。d.交接班调度员双方在交接班记录上签名后，交接班手续才算履行完毕。e.交接班期间，交班调度员对电网运行承担安全责任。交接班完成后，接班调度员即为当值调度员，对电网运行承担安全责任。（二）电网运行监控作业1.实施目的电网运行监控工作是调度运行的一项最基本工作，通过规范电网运行监控工作内容及要求实现电网运行监控工作标准化，确保值班调度员及时全面掌握电网运行状态，正确处理电网运行中出现的各种事件。2.作业流程调度员接班电网运行状态监视电网运行状态调控判断电网运行状态是否交接班否是调度员交班3.各项标准1）电网运行状态监视标准（1）通过调度自动化系统或其它方式对电网运行情况进行监控随时，内容包括：a.系统频率和电压情况；b.各变电站的负荷情况；c.主要联络线的负荷情况及潮流方向；d.全网的负荷水平；e.各发电厂发电出力情况；f.重要用户和大用户的用电情况；g.电气设备运行状态的变化；h.电网运行方式的变化；i.系统运行的薄弱环节；j.电气设备存在的缺陷。（2）及时与现场运行人员核对设备的运行情况，需要了解的内容有：a.主要设备的运行方式；b.网际开断点；c.主变及重要线路的负载及变化情况；d.发电厂发电机出力情况；e.各类继电保护和自动装置的投退情况及动作信息；f.是否有设备故障或存在缺陷；h.其它需要了解的情况。2）电网运行状态判断标准根据对各方信息的汇总和分析，尽快确认电网运行的状态，依据如下：（1）电网正常运行状态电网中总有功和无功功率出力能与负荷总的有功和无功功率的需求达到平衡；电网的各母线电压和频率在正常运行的允许偏差范围内；各电源设备和输变电设备均在规定的限额内运行；电力系统有足够的旋转备用和紧急备用以及必要的调节手段，使电网能承受正常的干扰（如无故障断开一台发电机或一条线路），而不会使电网中的各设备过载，或电压和频率的偏差超出允许范围。此状态为正常运行状态。（2）电网事故状态a.电网遭受严重的故障（或事故），正常运行状态被破坏。使电力系统进入紧急状态（事故状态）的严重故障主要有：①发、供电设备发生重大事故，如线路、母线、变压器和发电机发生瞬间或永久性单相、两相或三相短路。②突然跳开大容量发电机或较大的负荷，引起电网的有功功率和无功功率严重不平衡。③发电机失步，即不能保持同步运行。b.电力系统出现紧急状态将危及电网的安全运行，主要表现在以下几个方面：①频率下降；②电压下降；③线路和变压器过负荷；④电网出现稳定问题。c.在紧急状态后，借助继电保护和自动装置或人工干预，使故障隔离，事故不扩大，电力系统大体可以稳定下来，此时，部分发电机或线路、变压器仍处于断开状态，部分用户仍然停电，严重情况下电力系统可能被分解成几个独立部分，电网进入恢复状态。3)电网运行状态调控根据电网的运行情况及所处的状态，制定相应的处理措施：（1）电网在正常运行状态下，对正常的干扰和变化能通过调节手段，从一

个正常运行状态变化到另一个正常运行状态，此时值班调度员应针对当前的系统运行方式进行预防性安全分析，制定相应的应急预案，并通过改变系统运行方式、调控负荷及发电出力等方法，使电网保持在稳定的正常运行状态下，同时实现电网的经济运行。（2）电网进入紧急状态（事故状态）后，除依靠系统自身配置的继电保护和安全自动装置外，值班调度员还可通过人工操作，尽快有选择地切除故障，采取提高系统安全稳定性的措施，避免发生连锁性的故障，导致事故扩大或系统瓦解。（3）电网处在恢复状态中时，值班调度员应采取各种恢复出力和送电能力的措施，尽快恢复对用户的供电，使系统恢复到正常状态。同时调度员应及时将事故情况及处理进度向上级调度机构、上级领导及相关单位汇报，并积极协调生产部门和检修部门，尽快对故障设备安排巡视和检修。（三）电网检修工作的受理、批复、开工及完工1.实施目的电网检修工作的受理、批复、开工及完工是调度运行的一项基本工作，通过规范调度值班人员在电网检修工作的受理、批复、开工及完工时的工作标准，实现调度值班人员在日常值班时正确处理电网检修工作。2.作业流程对电话申请调度员记入检修申请记录，书面申请调度员办理后放入检修申请夹中，并记入运行记录调度员根据申请17时前予以批复涉及上级及其他调度调管权限时调度员应及时向其申请，并在申请本中做好记录上级及其他调度调管调管设备以其批复为准副职调度员拟定调度预令正值调度员审核并发布调度预令调度员通知申请单位及有关部门工作批复情况操作完毕后许可工作，并做好记录确认所有工作全部结束，在记录本做好记录工作有变动、方式有变化时汇报市调中心主任或方式专责责责检修当日计划停电时间前副职调度员拟定调度操作指令到计划停电时间正值调度员审核并发布调度操作指令运行单位前一日向调度申请工作将相关设备恢复运行3.各项标准1）检修工作申请标准：（1）计划检修申请标准：设备的检修，虽已列入月度计划，但运行单位必须于工作前一日（遇节假日向前顺延）十一时前向调度提出申请。对于上级调度直接调管设备检修，调度员应在十二时前向上级调度申请。a.变电设备检修，由变电站值班员用电话申请；b.线路检修，由线路维护单位申请；c.基建施工影响设备运行时，由设备运行维护单位提出申请；d.上级调度调管的变电设备的检修，由变电站值班员直接向上级调度申请；e.上级调度调管的线路检修，由线路维护单位向本级调度提出申请，由本级调度向上级调度申请。（2）临时检修申请标准：a.影响对外供电者，应提前三天向调度提出书面申请。申请书需经检修单位领导签字报生产部门审核，经公司主管领导批准，由用电管理部门通知用户，调度安排工作。如因设备有严重缺陷危及安全运行时，应在停电前六小时向调度申请，并通知有关重要用户。若设备消缺不影响对用户供电，可不受六小时限制。b.不影响对外供电者，可在工作前一日十一时前向调度书面申请。（3）事故检修申请标准：事故检修，可随时向调度员申请。2）检修工作批复标准：（1）计划检修批复标准：计划检修调度应在十七时前予以批复，上级调度调管设备以上级调度批复为准。（2）临时检修批复标准：影响对外停电检修，按照批复的临时停电计划，参照计划检修执行，严重缺陷危及安全运行时及时批复。（3）事故检修批复标准：调度员接到事故检修申请后，应了解事故情况，审核停电范围，尽速批复。3）停电检修改期、延期：（1）如因某种原因原定转入检修的设备延期开工时，不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期，应经生产、调度部门批准，并由用电部门通知用户。（2）已经批准的停电检修工作，检修单位因故不能开工时，应于停电前2小时报告调度员。因系统原因不能按期开工，当值调度员应提前通知有关单位。（3）开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续，如果计划检修工期只有一天（包括每天都要恢复送电的检修），只有由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。（4）对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向有关调度增报申请，若有设备状态变化必须明确要求，待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按改期规定办理改期申请手续。4）工作许可标准：设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中得到批准，但改变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度员的许可，才能开工。5）工作完工标准：工作结束，申请单位确认现场自做的安全措施已全部拆除，人员已全部撤离，现场无遗留物，设备可以恢复带电后，向当值调度运行人员汇报工作终结。6）恢复供电：调度运行人员按检修通知单和运行方式通知单要求将被检修设备恢复指定状态。（四）调度命令编制、预发及执行1.实施目的调度命令编制、预发及执行是调度运行的一项基本工作，通过规范调度命令的编制、预发及执行过程，预防调度指令票拟写错误，下令时无人监听等；调度命令票是保证值班调度员正确下达调度命令、进行电网倒闸操作，保证电网安全稳定运行的重要措施，网内各级调度必须严格执行。2.作业流程制定操作任务副值调度员拟定操作预令、指令是正值调度员下发调度预令、指令厂站值班长执行指令操作完毕，回复指令否厂站值长接令并审核正值审核预令指令是否合理事故处理发布即时指令有疑问无整理运行记录3.各项工作标准：1）调度指令的三种形式及应用：（1）口头指令：由调度员口头下达的调度指令。对此类指令，调度员无须填写操作指令票。对发电机组的开停、加减负荷、限电送电等，调度员可以下达口头指令。在事故情况下，调度员为加快事故处理速度，也可以口头下达事故操作指令，对所调管的一、二次设备进行操作。现场运行值班人员在接受该指令后，不必填写操作票，应立即进行操作。（2）综合指令：调度员下达的只涉及一个单位的操作指令。该指令具体的操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令单位运行值班员按现场规程自行拟定。值班调度员只对操作任务的正确性负责。（3）逐项指令：调度员下达的涉及两个及以上单位共同完成的操作。调度员按操作规定分别对不同单位逐项下达操作指令，受令单位应严格按照指令的顺序逐项进行操作。2）确定操作任务，拟定调度预令票、指令操作票标准：（1）值班调度员依据检修申请书、工作票、运行方式通知单、检修计划、调度业务通知单、继电保护通知单、日调度计划等确定操作任务，结合电网实时运行方式拟定调度预令票、调度指令操作票；（2）调度指令预令票、调度指令操作票必须使用设备的双重编号；（3）调度预令票、操作指令票由副值调度员拟定并填写调度指令预令票，用语及字体规范，不得涂改；（4）调度预令票、操作指令票必须进行编号；（5）非计划操作拟定操作指令：由副值调度员拟定；（6）调度员在拟定调度预令、操作指令时，应考虑以下问题：a.应全面考虑对电网电压、周波、运行方式、潮流变化、继电保护和安全自动装置、变压器中性点接地方式、消弧线圈、计量以及通讯等方面的影响;b.注意防止产生工频、操作与谐振过电压，严防非同期并列、误拉合开关、带地线合闸、带电挂地线以及带负荷拉合刀闸等误操作，并应做好操作中可能出现异常情况的事故预想;c.注意线路有无T接变电站和用户;d.注意设备缺陷可能给操作带来的影响;e.根据检修工作范围和安全工作规程的规定，考虑安全措施。3）调度预令票、指令操作票审核、发布及标准：（1）调度预令票经正值调度员审核后，当日17时前下发有关厂站；（2）调度指令操作票经正值调度员审核，按指令顺序模拟操作，核对无误后方可发布；（3）调度指令由正值调度员下发，副值调度员监听，厂、站值长接令并复诵指令，核对无误后执行。（4）发令人、接令人在发、接指(预)令和汇报执行情况时，均应准确记录对方单位、姓名、时间和内容并全部录音。4）调度指令的接收、执行及回复：（1）在发布和执行调度指令时，接令人应复诵指令并核对无误，指令执行完毕后应立即向调度员报告执行情况和终了时间，否则不能认为指令已执行完毕；（2）调度员下达的调度指令，各接令单位必须立即执行，如认为调度员

下达的调度指令不正确，应立即向调度员报告；如调度员仍重复指令，则接令单位必须迅速执行；如执行该指令确会危及人员、设备或系统安全，则接令单位值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正指令内容建议报告调度员和本单位负责人。4.拟定几种典型操作指令时应注意问题电厂及电网的并列操作1)调度员在并、解列操作前应认真考虑因操作可能引起的电压、潮流、继电保护与自动装置的变化及设备过载等,必要时进行适当的调整，并通知有关单位。2）发电机或电网间的并列条件：（1）相序一致，相位相同。（2）电压相等。（调整困难时允许电压差不大于20%）（3）频率相等。（调整困难时允许频率偏差不大于0.50Hz）3）电网解列的条件：（1）在电网解列成为几部分前，调度员应平衡各部分电网的有功功率和无功功率，调整有关控制点和监视点的电压。（2）应使解列点的有功功率调至零或接近于零，无功功率和电流调至最小。4）电网的解、合环操作：（1）解环操作：应先了解解环点的有功功率和无功功率，确保解环后电网电压质量在规定范围内，考虑各环节潮流的变化对继电保护、电网稳定和设备容量等方面的影响，并应通知有关的发电厂（站）、变电站及重要用户。（2）合环操作：必须相位相同，电压差一般允许在20%以内，相角差一般不超过20度，应考虑合环后潮流变化对继电保护、电网稳定和设备容量等方面的影响，合环后应通知有关的发电厂、站及变电站。变压器操作1）运行中的变压器发现有异常现象不能消除，且威胁设备安全时，首先应投入备用变压器。无备用变压器应立即转移负荷或停运该变压器。2）变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关；变压器送电时，应先合上电源侧开关，后合上负荷侧开关，具体操作步骤如下：（1）三圈变压器运行转冷备用的操作：a.拉开低压侧开关。b.拉开中压侧开关。c.拉开高压侧开关。d.拉开低、中、高压侧开关两侧的刀闸。（2）三圈变压器冷备用转运行的操作：a.合上高、中、低压侧开关两侧的刀闸。b.合上高压侧开关。c.合上中压侧开关。d.合上低压侧开关。双圈变压器，除无中压侧的操作外，其余同于三圈变压器的操作顺序。3）变压器并列运行的基本条件：（1）结线组别相同。（2）电压比相等。（3）短路电压相等。（允许差值不超过10%）（4）容量比不超过3：1。（5）电压比不同和短路电压不等的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，也可以并列运行。4）有载调压变压器并列运行时，其调压操作应逐级或同步进行。有载调压变压器与无载调压变压器并列运行时，两台变压器的分接头电压应尽量接近。线路操作1）线路停电时：断开该线路开关后，先拉开线路侧刀闸，再拉开母线侧刀闸。送电时与此相反。2）操作单电源的线路时：停电操作时由负荷端逐步向电源端停电或由电源端一次将全线路停电；送电时必须由电源端向负荷端逐级操作送电。操作双电源的线路时：应待一侧开关转冷备运后，再操作另一侧开关。3）禁止在只经开关断开电源的设备上装设接地线或合上接地刀闸。多侧电源设备停电，各侧电源都至少有一个明显的断开点后，方可在设备上装设接地线或合上接地刀闸。4）属调度调管的线路停电检修时，线路两端及“T”接变的安全措施按调度员的指令执行。检修工作班组在线路上所作的安全措施由检修工作班组自理。5）发电厂和变电站的电气设备停电检修时，站内安全措施由设备所在单位接到调度员许可开工的指令之后自理。变电站在线路及线刀闸上工作（线路上无检修工作班组），调度只负责在线路对侧及T接变做好安全措施，变电站本侧的安全措施由变电站接到调度员许可开工的指令后自理。需要在线路上挂接地线或合线路接地刀闸时，应有检修单位提出申请，调度员下令操作。6）变电站值班员或线路工作负责人，无论自己挂的接地线还是征得调度员同意后在线路上所做的安全措施，（调度编号下令的安全措施除外）在汇报工作结束以前，应全部自行拆除，方可汇报工作结束。7）新设备投入或运行设备检修后可能引起相位紊乱时,在并列或合环前必须进行核相、定相工作。8）双回线线路操作时，应考虑到一回停运时另一回线路的带负荷能力。母线操作1）母线是发电厂、变电站的中枢，是各电气元件的汇集点。进行母线停电操作或母线电压互感器停电操作，必须防止电压互感器反充电和继电保护与自动装置因失压而误动作。2）使用母联开关或旁路开关代替线路开关运行时，母联开关或旁路开关的保护定值应按被代开关定值投入。3）母线倒闸操作结束后，需检查倒换母线的所有开关的保护电压回路是否已切换到相应母线的电压互感器上。4）已发生故障的母线需将其联络开关倒换至正常运行母线时，故障母线上的开关、刀闸应先断开，然后才能倒至正常母线上。5）母线的倒闸操作，必须使用母联开关。无母联开关、母联开关无保护的双母线的倒闸操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可以用刀闸充电。6）备用母线和检修后的母线，充电时应投运母联开关的充电保护，充电良好后方可进行倒闸操作。母线倒闸操作时，应断开母联开关操作电源。7）双母线运行，若母联开关临时停运时间较短，可以将某元件的刀闸的另一母线刀闸合上将双母线变成一条母线运行，若母联开关停电时间较长，应倒成一条母线运行继电保护和安全自动装置的操作1）凡调度调管的设备，与其相应的继电保护与自动装置也由调度调管。调度调管的保护以及涉及这些保护装置的电压、电流互感器的投、退、检验、改变变比等工作，必须得到调度的同意方可进行。继电保护及自动装置的投、退及更改定值均应按调度指令执行。2）继电保护及自动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向调度员汇报，如危及一次设备安全运行时，可先将保护装置退出，但事后应立即汇报调度。3）保护装置更改定值或新保护装置投入运行，调度员根据保护定值通知单与现场进行继字号核对，现场值班人员应认真核对该保护装置输入定值与保护定值通知单的定值是否一致，无误后，向调度员汇报保护装置具备投运条件，调度员方可下达投入运行的指令。4）发电厂、用户变内部电气设备的保护定值，应由具有保护整定资质的单位进行整定，但必须通过本级电网管理单位的相关专业部门审核、认可后方可投入运行。5）校验和检修保护装置时,应将设备与电网断开,否则应加装临时保护。严禁带电设备无保护运行。主变压器严禁无主保护运行。6）正常情况下，运行和备用设备的各种保护均应按规定投入运行。遇下列情况保护应退出运行：（1）设备运行中进行保护校验，改定值等工作。（2）检修设备的保护（包括保护工作）可能误跳运行设备。（3）保护装置故障。（4）保护确已发生误动作或有可能发生误动作。（5）备用电源自动投入装置，当备用电源检修或故障。（6）其它不允许开关跳闸或开关不能跳闸的情况。特殊情况下10KV线路无保护运行需经生技部长或调度通信中心主任批准。110KV主变无主保护运行、35KV及以上线路无保护运行，需经局总工程师批准。7）运行方式变化，必须按有关规定相应改变保护及自动装置的运行状态。保护应能适应电网运行方式变化的要求。8）母联兼旁路开关，作为母联运行时其旁路保护必须退出运行。9）变压器瓦斯、差动保护：（1）瓦斯、差动保护是变压器的主保护，正常情况下均应投入跳闸位置。（轻瓦斯投信号位置）。（2）变压器进行滤油、更换硅胶、散热器放油检修、本体加油等工作，在变压器投运时，必须先将重瓦斯保护改投信号位置，在变压器运行后确认无气体排出，方可投入跳闸位置。（3）运行中的变压器进行滤油、加油及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸气孔，必须先将重瓦斯保护改投信号位置，工作结束后，确认无气体时，方可投入跳闸位置。（4）变压器大修投运冲击后，短时将差动保护退出作六角图，但此时重瓦斯保护必须投入跳闸位置。（5）变压器大修投运冲击时，重瓦斯保护投跳闸位置，冲击完毕后，改投信号位置。运行24小时后，确认变压器无气体排出后，投入跳闸位置。10）自动重合闸装置按调度规定投入运行，遇下列情况，重合闸装置应退出运行：（1）线路带电作业要求退运重合闸。（2）重合闸装置故障。（3）开关遮断容量不足。（4）开关切断短路故障的次数超过现场运行规程的规定。（5）为防

止小电厂、站的非同期并列。（6）其它特殊情况。11）安全自动装置动作后，运行值班人员应立即汇报调度员。低频、低压减负荷装置以及稳控装置动作后，运行值班人员应将动作时间、跳闸线路和切负荷数，详实汇报调度员。开关、刀闸和熔断器的操作1）开关和刀闸的操作顺序规定如下：停电时，先断开开关，后断开刀闸；送电时，顺序与此相反。严禁带负荷拉、合刀闸。2）开关两侧的刀闸的操作顺序规定如下：停电时先拉开负荷侧刀闸，后拉开电源侧刀闸；送电时，顺序与此相反。3）变压器两侧开关的操作顺序规定如下：停电时，先拉开负荷开关，后拉开电源侧开关；送电时，顺序与此相反。4）跌落式熔断器的操作顺序规定如下：停电时，先拉开中相，后拉开两边相；送电时，顺序与此相反。5）双母线接线的变电站，当出线开关由一条母线倒换至另一条母线供电时，应先合母联开关，而后再切换出线开关母线侧的刀闸。6）操作中，应注意防止通过电压互感器二次返回高压。7）用刀闸和跌落式熔断器拉、合电气设备时，应按照制造厂的说明和实验数据确定的操作范围进行操作。8）当采用电磁操动机构合开关时，应观察直流电流表的变化，合闸后电流表应返回。连续操作开关时，应观察直流母线电压的变化。9）允许用刀闸进行的操作：（1）在系统无接地故障时，拉合电压互感器。（2）无雷电活动时，拉合避雷器。（3）拉合母线及直接联结在母线上设备的电容电流。（4）在系统无接地故障时，拉合消弧线圈、变压器中性点接地刀闸。（5）拉合经开关闭合的旁路电流。（6）用三联刀闸拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器及电容电流不超过5安培的空载线路。（五）电网典型事故处理1.实施目的电网事故处理是调度运行的一项重要工作，通过制定规范的电网事故处理程序、标准，可使调度值班员快速、准确的处理电网运行中出现的各类事故，确保电网安全、稳定运行。2.电网事故处理一般原则1）根据当时的运行方式、天气、工作情况、继电保护及自动装置的动作情况、报出的信号、表计指示和设备情况，判明事故的性质和范围。迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、电网和设备安全的威胁。2）迅速消除系统振荡，阻止频率、电压的继续恶化，防止频率和电压崩溃，恢复系统稳定。3）用一切办法保持设备继续运行，保持对客户的供电。事故处理中，如果某些设备出现过负荷等问题停止运行，可能会影响到系统安全和对客户的供电，应当设法保持这些设备继续运行，再经过调整、倒换运行方式恢复其正常工作状态，不对客户停电，保持系统之间的联系。4）尽快恢复对已停电客户的供电，要求优先恢复站用电，优先恢复对重要客户的供电，不能恢复对客户的供电，所有的努力都是失败的。恢复电网稳定运行，恢复对客户的供电，是事故处理的真正目的。5）调整系统运行方式，恢复正常运行。3.作业流程流程听取现场事故汇报，分析判断事故情况是否需要上级电网配合处理联系上级调度进行应急处置汇报值班调度员指导事故处理恢复事故前运行方式，将故障设备转检修否是填写事故报告落实整改措施发生电网事故、事故告警事故处理结束隔离故障设备，将无故障设备恢复运行恢复系统之间的联络4.各项标准1）事故汇报内容：（1）开关的跳闸情况和主要设备出现的异常情况。（2）各类继电保护和自动装置的动作情况。（3）周波、电压、负荷的变化情况。（4）故障设备情况及运行方式变化情况（5）天气情况及有关事故的其它异常情况。地区电网内部发生重大事故时，有关市调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况报告电网运行管理中心值班员。事故处理完毕后，再向电网运行中心值班员详细汇报。一般事故，可在事故处理完毕后再向电网运行管理中心值班员汇报。系统发生事故时，值班调度员应将发生的重大事故情况迅速报告有关领导。事故处理完毕后，调度值班调度员应向上级值班调度员汇报事故简况。2）事故处理期间操作要求事故处理期间，值班调度员命令运行单位立即拉合开关时，双方都不要挂断电话，要求受令单位立即操作，立即回令。处理系统事故时，在调度室的有关领导，应监督值班调度员处理事故步骤的正确性，必要时给以值班调度员相应的指示，如认为值班调度员处理事故不当，则应及时纠正,必要时可直接指挥事故处理，但对系统事故处理承担责任。3）调度值班员在处理事故时应特别注意：（1）防止因情况不明或现场汇报不准确造成误判断；（2）按照规定及时处理频率、电压异常情况；（3）防止过负荷跳闸；（4）防止带地线合闸；（5）防止非同期并列；（6）防止缺相运行；（7）开关跳闸次数在允许范围内。4）在威胁人身和设备安全以及与调度失去联系的紧急情况下，为了防止事故进一步扩大，发电厂（站）、变电站值班员有权根据调度规程和现场规程及有关规定进行以下紧急操作，并尽快报告调度值班员：（1）将直接威胁人身安全的设备停电。（2）将故障设备停电隔离。（3）解除对运行设备安全的威胁。（4）现场规程中明确规定可不待调度指令自行处理者。5）事故记录各厂、站、调度值班人员应将开关的跳闸情况和主要设备出现的异常情况；保护和安全自动装置、故障录波器的动作情况；周波、电压、负荷的变化情况；当地的天气情况；事故处理的过程及其他有关事故情况记录到运行记录中。6）事故报告填写要求系统事故处理完毕后当值调度员应将事故情况详细记录，并于48小时内写出事故报告。5.典型事故处理变压器事故处理1）变压器有下列情况之一者应立即停运,有备用变压器者,应尽可能先将其投入运行：（1）变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂等异常响声。（2）严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度。（3）套管有严重的破损和放电现象。（4）在正常冷却和负荷情况下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查证明温度计指示正确。（5）变压器冒烟或着火者。（6）变压器轻瓦斯继电器动作，并确认有可燃气体。2）变压器开关跳闸，应根据保护动作、负荷及设备的外部检查情况，迅速判明原因，并按下列原则处理：（1）有备用变压器者，若系主保护动作跳闸，值班员应不待调令立即投入备用变压器。（2）变压器差动保护或重瓦斯保护动作跳闸，不得强送。在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，经总工程师批准，可试送一次。（3）变压器后备过流保护动作跳闸，运行值班员应检查主变及母线所有一次设备有无明显故障，检查母线和出线保护无问题后，经总工程师批准，可试送一次。（4）多台并列运行的变压器，当一台事故跳闸后，造成其它变压器过负荷时，调度值班员可采取转移负荷或限电的措施，直至过负荷消除为止，并保证在变压器允许过负荷时间内。线路事故处理1）单电源供电线路故障跳闸时的处理：架空线路：（1）无重合闸或重合闸未动作者，变电站值班员可不与调度联系，立即强送一次后报告调度（无远方操作机构或跳闸次数已够规定不能强送）。（2）当重合或强送未成功时，应立即报告调度并对跳闸进行详细检查，如无异常，判断有可能试送成功时，可根据调度指令，将重合闸退运试送一次；如试送不成功，则应立即通知有关单位检查设备或巡线。（3）农网线路在雷雨期间跳闸，当重合闸未动或无重合闸时，可暂不强送，待雷雨过后，可不经巡线试送一次。重合或试送成功时，可暂时退出重合闸，待雷雨过后投入。电缆线路：（1）纯电缆线路不得投运重合闸。（2）纯电缆线路开关跳闸时，未经检查供、受电两端设备及电缆，故障未排除，不得送电。（3）通过电缆引出至架空线路的开关跳闸时，应详细检查出线电缆，若无异常，视架空线路的巡线情况，决定是否试送。试送前应将重合闸暂时退出，运行正常后投入。2）双回线路其中一回线路开关跳闸：（1）无重合闸或重合闸未动作时，应立即报告调度，经调度指令可强送一次。（2）当重合或强送失败时，不再强送，应通知有关单位巡线。（3）双电源环网线路开关跳闸时，发电厂、变电站值班员，不得擅自进行强送，应立即报告调度。调度值班员根据开关保护动作情况，判断故障范围及原因，视系统潮流分布及设备情况进行处理。3）其他线路跳闸处理（1）凡带电作业线路开关跳闸后，禁止强送。应与作业单位工作负责人取得联系，了解情况后，再决定是否强送。（2）受

遮断容量限制不许使用重合闸的开关跳闸后，未经检查，不许强送。经检查开关无异常后，可远方操作强送一次。（3）故障跳闸的线路开关，虽重合或强送成功，调度值班员也应该通知线路维护单位或管理单位巡线，查找故障点。巡线结束后，无论是否发现故障点，线路维护单位或管理单位均应报告调度值班员巡线情况并做好记录。（4）调度值班员通知有关单位进行巡线，巡线单位均应视线路为带电线路，不得登杆检查、处理。巡线完毕后应将巡线结果汇报调度值班员，视情况作出处理。母线故障处理1）母线故障时，母线保护动作跳闸，同时伴有故障引起的声、光等现象，发生上述故障后，变电站值班员应立即汇报调度值班员，同时自行断开母线上的全部开关。2）母线故障停电后，变电站值班员应迅速对母线进行检查，并把结果及时汇报调度值班员。调度值班员应按下述原则处理：3）如果是双母线的一条母线故障，应先将停电母线上的元件倒至非故障母线供电。4）经外部检查未发现故障点，如为单母线可选用一电源线路开关对母线试送电；如为双母线同时停电(已断开母联开关)，可选用适当的电源线路开关，分别对母线试送电一次。如发电厂母线故障，必要时应选用一台机组对母线递升加压。5）尽量避免用母联开关试送电。开关（断路器）故障处理开关（断路器）因本身故障不能直接进行分闸，处理方法如下：1）有旁路断路器的应该用旁路断路器与故障断路器并联、断开旁路断路器的二次操作能源，用隔离开关解环，使故障断路器停电；2）有母联路断路器的应该用母联断路器与故障断路器串联，拉开线路对侧断路器，用母联断路器断开线路空载电流，再拉开故障断路器两侧的隔离开关，使故障断路器停电；3）如果无母联断路器和旁路断路器的，故障断路器所带线路或变压器有条件停电，侧可先将对侧断路器拉开，再按上述方法将故障断路器停电。当然如果允许可以断开上一级断路器，再按上述方法将故障断路器停电。接地故障处理1）35KV及以下电网发生单相接地主要有以下几种：（1）完全接地：接地相电压为零，其余两相电压升高到√3倍相电压。（2）不完全接地：接地相电压降低，其余两相电压较正常相电压升高。（3）间歇接地：绝缘监测表时增时减地摆动，非故障相可能升高到3倍的相电压。（4）电弧接地：非故障相电压可能升高到额定相电压的3.5～4倍。2）电网发生电压不平衡时,应进行认真分析,防止将下列情况误判断为系统接地即:带电作业；设备一相断线；消弧线圈调整不当；YH保险熔断；开关或刀闸一相未接触以及线路电容不平衡。3）调度调管的35KV、10KV系统发生接地时，各厂、站值班员应先对本厂、站设备详细检查，并将动作信号、各相电压及相间电压及设备检查情况报告调度值班员。4）寻找接地故障的方法：（1）分割电网法：将电网分割成几个电气上不连接的部分，此时应注意各部分的功率平衡、保护装置的配合及消弧线圈的补偿等。（2）推拉试验法：短时顺次停、投各线路，有重合闸者利用重合闸进行。5）电网允许带接地故障运行时间：（1）经消弧线圈接地的网络，应按消弧线圈所规定的允许时间运行，且消弧线圈的上层油温不得超过铭牌所规定，超过时应立即予以切除该线路。（2）发电厂直馈线路允许运行不得超过两小时。（3）对10KV系统及未装消弧线圈的35KV网络，发生稳定接地运行的极限时间为两小时。超过两小时应立即予以切除。6）变电站值班人员发现判定为断线谐振过电压时，可不经调度许可，立即进行拉路寻找故障线路（有重合闸试验按钮，可用按钮进行），找出故障线路后，立即拉开该线路开关，然后汇报调度值班员，并通知线路主管单位巡线。7）对于间隙性接地、电弧接地，当找出故障线路后应立即予以停运。对由于接地故障引起的YH响声异常时，应立即停运故障线路。8）当电网发生接地后，应立即将电容器停运。9）设备管理单位接到通知后，应尽快向调度值班员汇报巡线和处理措施，查明故障原因。当需停电处理时，调度值班员应立即停运故障线路、并做好安全措施。在停电前应尽可能通知重要用户。系统频率降低事故处理1）系统额定频率为50HZ，超过50±0.5HZ为异常频率，系统频率运行事故处理的一般方法：运行中的发电机增加有功出力，投入系统中的备用容量；按照调度命令切除部分不重要负荷，通知用户降低用电负荷。2）系统频率降低处理原则：（1）系统频率降低时，调度值班员应立即与上级电网调度取得联系，按照上级调度的指令进行处理。尽快使系统周波恢复正常。（2）当系统频率降低至低频减载装置整定值以下，各厂、站值班员应检查低频减载装置动作情况，并应向调度汇报。对装有频率表的厂、站，确认低频减载应动而未动时，应立即手动切除应动作的馈路。3）由于频率降低，自动或手动切除的用户恢复供电的原则是：（1）对有保安负荷的专线馈路，在征得调度值班员同意后，可供给保安负荷。（2）其它馈路是否送电按上级调度指令执行。系统电压降低事故处理电压监控点电压超过规定范围的±5%，延时2h即构成事故；超过规定范围的±10%，延时1h也构成事故。当系统电压降低超过规定值时，各发电厂应不待调度命令，立即自行调整发电机励磁，尽快使电压恢复到规定范围内。若虽经调整，电压仍不能恢复时，则应报告调度值班员。调度值班员接到报告后，可采取以下措施使电压恢复正常：1）调节发电厂、站的无功出力；2）投入无功补偿设备；3）改变有载调压变压器的分接头位置；4）改变系统运行方式；5）申请上级调度予以调整；6）当系统电压虽经采取措施调整，但仍无明显好转时，可按《事故限电序位表》拉闸，直至电压恢复到规定水平。失压故障的处理：1）变电站全站失压，所有开关和保护均未动作者，变电站值班员不待调令即拉开失压母线上的电容器开关，立即将设备检查情况报告调度值班员。2）单电源变电站全站失压时，变电站值班员不得进行任何操作，应立即报告调度值班员等候处理。3）有备用电源的变电站全站失压后，可自行拉开原供电电源开关、刀闸，检查本站设备无异常后，由备用电源恢复供电，然后应立即报告调度值班员。（当备用电源侧装有消弧线圈时，倒电源必须经地调值班员许可）。4）多电源变电站全站失压后，应立即拉开母线上的电源、负荷开关、母联开关和主变各侧开关，检查有关设备正常时，按以下原则保留电源：（1）单母线运行只保留一个电源。（2）双母线解列运行各保留一个电源。5）变电站全站失压，且通信中断，无法与调度进行联系，开关和保护均未动作者，应立即检查设备情况，若全站设备无异常，110KV变电站应自行合上主变中性点接地刀闸，但不得进行其它操作，待有电后再行恢复正常方式。电力系统震荡事故处理系统振荡时，系统各点的电压、频率都要发生波动，联络线的电流和功率将产生剧烈振荡。系统各部分之间虽有电气联系，但送端频率升高，而受端的频率降低，并略有摆动。系统振荡时，不论是送端还是受端系统，各发电厂和装有调相机的变电站，值班员应不待调度命令，立即将发电机、调相机的无功出力调整到最大，或将电压升高至最高允许值，并不得解除自动励磁装置。各变电站投入电容器组，使电压升高。发生振荡事故时，调度根据系统的运行方式、负荷潮流、系统事故情况，以及各发电厂、变电站报告的情况等，判断振荡中心，并迅速采取有效措施，使之尽快平息。目前广泛采用的措施是恢复同步和系统解列，具体为：1）不论频率升高或降低，各电厂都要按发电机事故过负荷规定，最大限度地提高励磁电流。2）发电厂应迅速采取措施使电网恢复正常频率。送端高频率的电厂，应迅速降低发电出力，直到震荡消除或恢复到正常频率为止；受端低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直至震荡消除或恢复到正常频率为止。3）争取在3-4min内消除震荡，否则应在适当地点将部分电网解列。（六）新设备启动1.实施目的新设备启动、投运是调度运行的一项常见工作，通过规范新设备启动、投运过程中的作业流程及标准，防止新设备启动、投运过程中误调度事故发生。2.作业流程建设单位在设备预定投运日前十五天（110kV厂站在预定投运日前三十天）向调度提出加入系统运行的书面申请调度接到以上申请和资料，35kV及以下设备于预定投运日前五天正式书面批复，110kV设备

于预定投运日前二十天经分公司主管副总批准后批复启动当日调度员依据启动批准书许可启动联系人进行启动启动完毕，由启动联系人汇报市调并申请加入试运行建设单位在预定投运日前三十天（110kV厂站在预定投运日前六十天）向调度报送相关资料试运行结束，由设备运行维护单位向调度汇报试运情况，并申请纳入相应的调度管理，正式加入系统运行3.各项标准1）新建、改建或扩建工程启动前应具备的条件：（1）基建工程批复文件；（2）6-10kV及以上专线用户设备：供用电合同、调管协议已生效并已送达有关单位；（3）已通过有关管理部门、质监部门的验收；（4）预订的启动方案按相关规定经审核批准；（5）现场运行规程经审核批准；（6）运行值班人员经培训，考核合格并获得上岗证；（7）相关设备的继电保护及自动装置均已按规定完成整定和调试（非调度调管设备的继电保护及自动装置已按调度的要求配合）；（8）与电网调度有关的远动设备已安装，并通过调试和验收（调度自动化信息齐全，满足调度运行要求）；（9）电能计量设备具备运行条件，关口位置及归属已明确；（10）与电网调度有关的通信设施通过调试，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化、计费计量系统及调度业务联系等的要求。2）新建、改建或扩建工程投运资料报送要求：新建、改建或扩建工程在预订投运日前三十天（110kV电压等级的厂站应在预订投运前六十天）由相关部门、单位向调度报送以下资料。所报资料参数应符合实际，其正确性由报送单位负责，并有报送单位领导审核签字或加盖公章。（1）变电站部分详细资料包括：a.新建、改建或扩建工程批复文件；b.完整的一次设计图纸（包括设计说明）；c.一次设备铭牌参数和设备说明书：包括变压器、开关、刀闸、丝具、母线、电容器（含放电线圈）、电抗器、电流互感器、电压互感器、消弧线圈铭牌参数；d.设备运行操作及事故处理规程；e.柱式变压器的实测零序阻抗参数。（2）线路部分详细资料包括：a.新建、改建或扩建工程批复文件；b.线路设计说明、图纸；c.详细的线路参数，包括导线型号、排列方式、线间距离、导线长度、线路T接点位置及线路走径图、同杆架设及平行线路情况；d.电缆线路和110kV线路的实测参数。（3）继电保护整定资料包括：a.继电保护装置说明书（注明版本号）；b.自动装置说明书；c.完整的二次设计图纸（包括设计说明）。（4）发电厂资料包括：a.并网批复文件；b.并网设计；c.发电厂设备保护配置、同期并列点；d.发电厂一次接线图；e.发电机组和升压变压器铭牌参数。（5）负荷资料包括：a.馈路用电性质；b.正常及最大负荷电流;c.容量在100千瓦以上的电动机型号、数量、启动方式及运行台数；用户变电站内最大容量变压器保护配置情况。（6）6-10kV配网资料包括：a.工程批复文件；b.配电变压器的容量和位置；c.主干线路和各支线的导线型号、长度、排列方式、线路T接点位置及线路走径图和同杆架设情况。3）启动申请书报送要求及内容凡新建、改建或扩建工程均应于设备预订投运日前十五天（110kV电压等级的厂、站应于投运前三十天）由相关部门、单位向调度提出加入系统运行的书面申请。启动申请的内容包括：（1）设备的名称、启动范围；（2）预订的启动方案、试运日期及试运计划；（3）启动试运负责人、联系人和参加单位及运行人员名单和通信联络方式；（4）对系统在启动试运过程中的要求及对系统可能造成的影响。4）启动批准书批复要求及内容：调度机构在接到上述申请和资料后，确认相关部门已按职责要求完成设备启动会办手续，35kV及以下设备于预订启动投运日前五日正式书面批复，110kV设备于预订启动投运日前二十天批复。其内容包括:（1）对新建、改建或扩建设备投运的批复意见和日期；（2）启动联系人名单；（3）设备调度管辖范围的划分、命名及设备的运行维护（4）启动注意事项：确定启动步骤、选择变压器分接头位置、核对继电保护和自动装置定值；（5）运行注意事项：确定运行方式及事故处理预案；（6）调度人员名单；（7）电量结算、负荷性质及其它有关事项。5）新建、改建或扩建设备启动投运的有关要求：（1）新建、改建或扩建设备的启动，虽已得到调度机构的批复，但启动前必须得到调度员的指令方可进行；（2）调度员依据启动批准书许可启动联系人进行启动；（3）启动、试运行操作和事故处理，不涉及原运行设备者，由启动小组负责；涉及原运行设备者，应根据调度员的指令，由当值运行值班员进行操作；（4）启动时应根据需要进行定相，启动完毕后由启动联系人汇报调度并申请加入试运行；（5）试运行结束后，由设备运行维护单位向调度汇报试运行情况，并申请纳入相应的调度管理，正式加入系统运行；（6）由于不按规定报送新设备资料或资料不全以及未按规定报送启动申请，调度机构有权拒绝批准该设备投入系统运行。6）新建、改建或扩建工程启动、试运的有关操作规定：新投线路、母线（1）对新投架空线路、母线冲击三次。冲击、试运行期间，保护全部投入，重合闸推出，试运行时间为24小时。试运行无异常后，重合闸投入；（2）对电缆线路，冲击一次，试运行时间为24小时；（3）对母线装有母差保护的新投线路，在启动前母差保护应退出，带负荷测六角图合格后，方可投入母差保护。变压器的投运：新投运的变压器空载合闸冲击五次，第一次带电时间不应少于十分钟，其余每次五分钟；大修后的变压器投运时，空载合闸冲击三次，第一次带电时间不应少于十分钟，其余每次五分钟；冲击时变压器保护全部投入跳闸位置，冲击完毕无异常后，即带负荷试运行24小时。试运行期间变压器重瓦斯保护改投信号位置，差动保护可退出做六角图，确认接线无误后，差动保护可以投入跳闸位置。试运行结束后，重瓦斯保护在确认变压器无气体排出后，改投跳闸位置。地方小电厂发电机组启动、并网：（1）经调度同意，进入发电机组整套启动调试阶段；（2）电厂自行进行发电机组空载特性试验、短路特性试验、保护动作值检查、励磁调节调节器试验、同期回路检查等试验；（3）电厂发电机组启动，由发电机侧零起升压，首先进行空负荷·调试及发电机定相，用同期并列开关进行假同期并列试验；（4）电厂发电机组启动，进入并网调试阶段。用同期并列开关与系统并列，然后进行带负荷调试以及汽轮机超速试验，调试完成后，与系统解列；（5）电厂向调度申请进行发电机72+24小时满负荷试运行，72+24小时满负荷试运行结束后，向调度申请确认，调度确认后调停发电机组。定相、核相（1）对新建、改建和扩建线路，由于一次接线变更，有可能使相序发生变化时，则必须进行核相试验；（2）变压器大修时更换线圈或拆动线圈后，必须进行变压器核相试验；（3）两个及两个以上电源供电的变电站在第一次到电源（合环、断电）前、双电源线路第一次环网前、两台或多台变压器第一次并列运行前均应进行定相试验。（七）电网运行信息收集、上报及发布1.实施目的电网运行信息的收集、上报及发布是调度运行的一项重要工作，通过规范电网运行信息的收集、上报及发布工作，制定电网运行信息收集、上报及发布标准，确保电网运行信息及时完整的进行发布，为集团公司各级电网运行管理提供决策依据。2.作业流程电网运行信息定时信息（日、旬、月、半年、年报）实时信息（电网运行中发生的异常情况）发布、上报方式（采用web、电子邮件、上报集团公司信息平台的方式）发布、上报方式（通过电话和传真的方式）发布、上报范围发布、上报范围公司领导、生技部、计划部、营销部、市场部上级调度管理部门公司主要领导、生技部、安监部相关负责人上级同级同级3.各项标准1）电网运行信息的分类：电网运行信息的种类分为定期信息和实时信息。甚中定期信息包括电网运行日报、旬报、月报、半年报、年报；实时信息指电网运行中实时发生的异常情况信息。2）电网运行信息内容:（1）电网运行日报内容电网整点负荷（低谷、早高峰和晚高峰）;供电量；主要联络线负荷；电压监测点电压情况；并网电厂发电量、上网电量、机组运行情况；35kV及以上输变电设备运行、检修、事故和保护动作情况；新设备投运情况；停、限电情况；重点客户供电情况等。（2）