广东电力系统调度规程（修订）

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（7）在未经试验及批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行充电或拉闸。

（8）装有高抗的线路一般不允许无高抗运行。如高抗不能投运，而电网需要该线路运行，应经计算分析或试验，并经调度机构负责人批准。

（9）线路高抗只能在不带电的情况下进行操作。拉开、合上高抗刀闸的操作应在线路处于冷备用状态时进行。

（10）线路高抗送电前，应投入本体及远方跳闸保护。 5.2.4变压器操作

（1）变压器并列条件： ① 结线组别相同。 ② 电压比相等。 ③ 阻抗电压相等。

电压比和短路电压不同的变压器，必须经过计算，在任何一台都不会超负荷的情况下，可以并列运行。接线组别不相同时，严禁并列运行。

（2）变压器充电时应考虑励磁涌流的影响。

（3）合上或断开变压器开关，使变压器投入或退出运行时，该变压器中性点必须直接接地；变压器并入电网运行后，其中性点是否直接接地应按继电保护要求执行。

（4）两台运行中的变压器中性点接地方式转换时，由运行值班员提出申请，经值班调度员许可后操作,并应始终保持至少一台变压器中性点直接接地。

（5）变压器投入运行时一般先从高压侧充电，后合上低压侧。停电时操作顺序相反。

（6）切换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷后方可停下待停变压器。

（7）无载调压变压器停电更改分接头后，必须测量三相直流电阻合格后，才能恢复送电。

（8）当500kV长线路末端投入空载变压器时，线路末端电压不应大于变压器相应分接头电压的110%，以免磁路饱和引起异常的高次谐波而击穿变压器绝缘。

（9）停用、投入或切换电压互感器，应考虑对继电保护、自动装置和表计

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的影响。 5.2.5母线操作

（1）进行母线操作时必须注意对继电保护、仪表及计量装置的影响。 （2）设备倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。 （3）正常情况下，运行中设备进行倒换母线操作时，应将母联两侧刀闸及开关合上，并退出母联开关的操作电源，才能进行倒闸操作。设备开关的母线侧刀闸必须按照“先合后拉”的原则进行。

（4）热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。

（5）双母线停用一组母线时，应防止运行母线电压互感器低压侧向空母线反充电，引起电压互感器二次电源保险熔断，造成继电保护误动作。

（6）向母线充电时，必须投入有足够灵敏度、可快速切除故障的继电保护；用变压器开关向母线充电时，变压器中性点必须直接接地。

（7）母线充电或停电时，应采取防止产生谐振的措施。 5.2.6代路操作

（1）一般情况下应将旁路开关与被代开关并列运行，确认旁路开关带上负荷，才能断开被代开关。

（2）必须考虑代路前后对继电保护的影响，对继电保护作必要的调整。 （3）如果旁路开关与被代开关并列运行可能造成继电保护误动，原则上应先断开被代开关，然后进行旁路开关代路操作。 5.2.7 解并列操作

（1）系统并列操作的条件： ① 相序、相位相同。

② 频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。

③ 电压相等，500kV电压差允许不大于10%，220kV电压差允许不大于20%。 （2）系统并列操作应使用同期装置，严禁非同期并列。 （3）系统解列操作：

① 两系统解列时，应先将解列点的有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后两个系统的频率、电压变动在允许范围内；

② 对解列后脱离主系统的区域系统可由中调委托该区域内其中一个地调

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负责调度，并应指令有关单位接受该地调调度。 5.2.8解合环操作

（1）合环操作相位必须相同；500kV电压差一般不应超过10%，相角差一般不应超过20°；220kV电压差一般不应超过20%，相角差不应超过25°；必须确保合环后各环节的潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。

（2） 解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。

（3）地调利用短时电磁环网，在各供电片区之间进行负荷转供的操作前，必须知会中调值班调度员，并确认当前主网的运行情况符合操作条件。 5.2.9零起升压

（1）对长距离线路进行零起升压的发电机，应经验算不会发生自励磁。 （2）作零起升压的发电机应先将强行励磁、复式励磁、自动电压校正器和失磁保护停用。

（3）作零起升压的发电机升压变中性点必须直接接地。 （4）对线路零起升压应将重合闸停用。

（5）升压时应先以最低电压开始，逐步升压，以防电压滑升，必要时可降低发电机转速。

（6）对变压器进行零起升压的发电机，应有足够的容量，在升压至额定电压时，发电机能满足变压器空载励磁电流，被升压的变压器中性点必须接地。 5.3 调频、调峰管理

5.3.1广东电力系统频率标准是50Hz，正常运行频率不得超过50±0.2Hz。系统电钟与标准钟的误差不得超过±30秒。

5.3.2中调值班调度员负责按照总调有关规定控制系统频率和区域控制偏差在规定范围内，满足南方电网广东频率控制区域的技术规范要求。

5.3.3直调发电机组必须具备符合国家和电力行业的有关技术标准、满足电网要求的一次调频功能。正常运行机组应当投入一次调频功能，并按要求提供一次调频辅助服务。机组一次调频功能投、退或更改定值均须得到中调值班调度员许可。 5.3.4并网运行单机容量200MW及以上火电机组，单机容量40MW及以上非径流

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水电机组及抽水蓄能机组必须具备AGC功能，并按要求提供AGC辅助服务。 5.3.5直调发电机组AGC性能应符合国家和电力行业的有关技术标准，满足电网运行要求，满足中调AGC定值单中规定的运行指标，严禁擅自更改AGC调节参数。 5.3.6凡有机组接入AGC功能的发电厂，必须制定本厂运行和管理规程，并上报调度机构备案。保证机组AGC能正常投入运行。并网运行机组AGC功能的投、退以及更改定值等均应按照中调值班调度员的指令执行。

5.3.7当预计系统备用容量不能满足运行要求或频率低于正常控制标准时，中调值班调度员可采取但不限于下列措施：

（1）开出直调备用机组。

（2）增加购电和争取外网提供备用容量。 （3）指令地调开出地方备用机组。 （4）指令地调按要求控制用电负荷。

（5）必要时按《超计划限电序位表》、《事故限电序位表》和《三级快速事故限电线路表》进行拉闸限电。

5.3.8中调值班调度员指令拉闸限电或自动减载装置切除的负荷，必须得到中调值班调度员指令，方可恢复送电。

5.3.9中调值班调度员应依据系统运行情况的实时变化趋势，提前预计、滚动修正当值乃至当日的系统调峰安排，优化水电、火电、核电、抽水蓄能机组以及外购电力调峰组合，保障系统的供电能力，提高系统调峰的经济与环保水平。 5.3.10发电厂运行值班人员必须按照中调值班调度员或AGC的指令调整本厂机组出力，地调值班调度员必须按照中调值班调度员的指令控制本地区的负荷，协助系统调峰。

5.3.11 电网异常或事故情况下,中调根据实际情况指定电网主调频厂，调频厂在出力允许可调范围内，按照调度员的指令负责系统频率的调整。

5.3.12当发生与主网解列运行的情况时，中调值班调度员指定区域电网其中一个地调负责指挥区域电网的频率调整，其标准频率为50Hz，频率偏差应满足相关规定，区域电网内的厂、站运行值班人员应服从调度，直至与主网重新并列为止。

5.4 无功电压管理 5.4.1 无功电压一般原则

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