调度管理规程培训课件

3术语和定义3.10电力调度管理调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3术语和定义3.10电力调度管理13术语和定义3.16调度指令值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。3术语和定义3.16调度指令23术语和定义3.20状态令值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3术语和定义3.20状态令33术语和定义3.32水调自动化系统3.33保护及故障信息管理系统3.34调度自动化系统3.35电力通信网3.36电力通信机构3术语和定义3.32水调自动化系统44总则4.9违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。4总则4.9违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电55调度系统5.5需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，方可与该调度机构进行调度业务联系。同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度系统运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。5调度系统5.5需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值66调度机构6.1机构设置6.2调度机构的任务6.3调度机构的职责和权限6.4安全管理6.5专业管理6调度机构6.1机构设置77调度管辖范围7.1一次设备调度管辖范围7.2保护装置调度管辖范围7.3调度自动化设备调度管辖范围7.4电力通信调度管辖范围7调度管辖范围7.1一次设备调度管辖范围88调度规则8.3未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。8调度规则8.3未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得98调度规则8.6属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。8调度规则8.6属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调108调度规则8.7发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8调度规则8.7发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值119调度指令9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。9调度指令9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处129调度指令9.2发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。9调度指令9.2发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度139调度指令9.3接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。9调度指令9.3接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调149调度指令9.5电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。9调度指令9.5电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人1510频率和电压10.1华中电力系统频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分段考核。网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。10频率和电压10.1华中电力系统频率按（50±0.1）1610频率和电压10.2.1电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。10频率和电压10.2.1电力系统的无功补偿实行“分区1710频率和电压10.2.4发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。10频率和电压10.2.4发电厂和变电站应按照调度机构下1811系统操作11.1操作制度11.1.1设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。11系统操作11.1操作制度1911系统操作11.1.2有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。11系统操作11.1.2有计划的操作，值班调度人员应提前2011系统操作11.1.3值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。11系统操作11.1.3值班调度人员发布操作指令时，应给2111系统操作11.1.4运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。11系统操作11.1.4运行值班人员操作结束后，应汇报已2211系统操作11.1.5在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。11系统操作11.1.5在操作过程中，运行值班人员如听到2311系统操作11.1.6逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。11系统操作11.1.6逐项操作指令票应逐项发令、逐项操2411系统操作11.1.7下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。a）事故处理；b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变；c）机组状态改变；d）拉、合刀闸、接地刀闸；e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置；f）更改系统稳定措施；g）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。11系统操作11.1.7下列操作，值班调度人员可不必填写2511系统操作11.1.9系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。a）系统发生事故时；b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时；c）交接班时；d）系统高峰负荷时段；e）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11系统操作11.1.9系统操作不宜在下列时间进行，特殊2611系统操作11.2设备停、送电操作一般规定11.2.1停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。11.2.2微机稳控装置操作规定11.2.3非微机（常规）稳控装置操作规定11系统操作11.2设备停、送电操作一般规定2711系统操作11.3并列与解列操作一般规定11.3.1系统并列条件：a)相序相同；b)频率差不大于0.1Hz；c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。11.3.2并列操作应使用准同期并列装置。11.3.3解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。11系统操作11.3并列与解列操作一般规定2811系统操作11.4合环与解环操作一般规定11.4.1合环前应确认合环点两侧相位一致。11.4.2合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。11.4.3合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。11.4.4合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。11.4.5合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。

11系统操作11.4合环与解环操作一般规定2911系统操作11.5开关操作一般规定11.5.1开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。11.5.2用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。11.5.3开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。11系统操作11.5开关操作一般规定3011系统操作11.6刀闸操作一般规定11.6.1可用刀闸进行下列操作：a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)；b)拉、合变压器中性接地点；c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。11.6.2不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。11.6.3不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。11系统操作11.6刀闸操作一般规定3111系统操作11.7线路操作一般规定11.7.1220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。11.7.2500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环(或解、并列)，变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压高的一侧解、合环(或解、并列)，电压低的一侧停、送电。11系统操作11.7线路操作一般规定3211系统操作11.7.3线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。11.7.4线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。11.7.5220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。11.7.6新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。11系统操作11.7.3线路停电时，应在线路两侧开关拉3311系统操作11.8.1变压器并列运行条件：a)接线组别相同；b)电压比相等(允许差5%)；c)短路电压相等(允许差5%)。当电压比和短路电压不符合上述要求时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。11.8.2变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。11.8.3变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。11系统操作11.8.1变压器并列运行条件：3411系统操作11.8.4并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。11.8.5大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。11.8.6变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。11系统操作11.8.4并列运行的变压器，在倒换中性点3511系统操作11.9500kV线路并联电抗器操作一般规定11.9.1线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入，线路电抗器停运或电抗器保护检修，应退出电抗器保护及启动远跳回路压板。11.9.2拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。

11系统操作11.9500kV线路并联电抗器操作一般规3611系统操作11.11母线操作一般规定11.11.1母线充电前，应核实母线保护已正常投入。11.11.2用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。11.11.33/2开关接线方式的母线正常充电操作，不应投入开关充电保护。11.11.4母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。11.11.5母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。11系统操作11.11母线操作一般规定3711系统操作11.12零起升压操作一般规定11.12.1担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。11.12.2升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。11.12.3对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。11.12.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸拉开，防止开关误合造成非同期并列。11系统操作11.12零起升压操作一般规定3812事故处理12.1.1网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。12事故处理12.1.1网调值班调度人员是华中电力系统事3912事故处理12.1.2事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂（站）用电的正常供电；c)尽快将解网部分恢复并网运行；d)恢复对已停电的地区或用户供电；e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

12事故处理4012事故处理12.1.3当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

12事故处理12.1.3当电力系统运行设备发生异常或故障4112事故处理12.1.4厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电；b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源；c)将故障停运已损坏的设备隔离；d)其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。

12事故处理12.1.4厂站运行值班人员可不待调度指令自4212事故处理12.1.5设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备及相关设备的状态和潮流情况，经检查后再详细汇报如下内容：a)保护装置动作及通道运行情况；b)设备外部有无明显缺陷及事故象征；c)故障录波器、故障测距装置动作情况。

12事故处理12.1.5设备故障时，运行值班人员应立即向4312事故处理12.2.1电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。12.2.4当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。12.2.5当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。12.2.6当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。12.2.7当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。12事故处理12.2.1电网频率超过50±0.2Hz为异4412事故处理12.3.1系统电压降低时的处理办法：12.3.1.1当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12事故处理12.3.1系统电压降低时的处理办法：4512事故处理12.3.1.2500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。12.3.1.3500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表”限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。12事故处理12.3.1.2500kV系统厂站母线的运4612事故处理12.3.1.6装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

12事故处理4712事故处理12.3.2系统电压升高时的处理办法：12.3.2.1当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12.3.2.2处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。12事故处理12.3.2系统电压升高时的处理办法：4812事故处理12.3.3当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。

12事故处理4912事故处理12.4线路的事故处理12.4.1试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。12.4.2线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。

12事故处理12.4线路的事故处理5012事故处理12.4.3故障线路强送原则：a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）

强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。12事故处理12.4.3故障线路强送原则：5112事故处理12.4.4线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12事故处理12.4.4线路故障跳闸后，值班调度人员应发5212事故处理12.4.5当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。12事故处理12.4.5当线路（断面）输送功率超过稳定5312事故处理12.6变压器事故处理12.6.1变压器过负荷的处理方法：a）受端系统加有功；b）投入备用变压器；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。12事故处理12.6变压器事故处理5412事故处理12.6.3变压器跳闸后的处理规定：a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。12.6.4变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

12事故处理12.6.3变压器跳闸后的处理规定：5512事故处理12.7500kV并联电抗器故障处理12.7.1500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。12.7.2500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。12.7.3500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

12事故处理12.7500kV并联电抗器故障处理5612事故处理12.8母线的事故处理12.8.1母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

12事故处理12.8母线的事故处理5712事故处理12.8.2因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。12.8.3因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。12事故处理12.8.2因母线差动保护动作引起母线失压5812事故处理12.9开关异常及事故的处理12.9.1开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。b）其他接线方式应拉开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

12事故处理12.9开关异常及事故的处理5912事故处理12.9.2开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应拉开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。12事故处理12.9.2开关因本体或操作机构异常出现“6012事故处理12.9.3开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：a）有条件时，由检修人员拉开此开关；b）旁路开关备用时，用旁路开关代；c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。12事故处理12.9.3开关发生非全相运行，运行值班人6112事故处理12.10互感器异常及事故的处理12.10.1电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。12.10.2电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。12事故处理12.10互感器异常及事故的处理6212事故处理12.11切机切负荷装置动作的处理12.11.1切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。12事故处理12.11切机切负荷装置动作的处理6312事故处理12.11.2切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。12.11.3切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关拉开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。12事故处理12.11.2切机切负荷装置误动时，应将误6412事故处理12.12.1异步振荡的主要现象：12.12.1.1系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。12.12.1.2母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。12.12.1.3失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.12.1.4失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

12事故处理12.12.1异步振荡的主要现象：6512事故处理12.12.2同步振荡的主要现象：12.12.2.1发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。12.12.2.2发电机机端和电网的电压波动较小,无明显的局部降低。12.12.2.3发电机及电网的频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。12事故处理12.12.2同步振荡的主要现象：6612事故处理12.12.3异步振荡的处理方法：12.12.3.3电厂运行值班人员应不待值班调度人员的指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。

12事故处理12.12.3异步振荡的处理方法：6712事故处理12.12.3.8在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。

12事故处理12.12.3.8在装有振荡解列装置的发电6812事故处理12.12.4同步振荡的处理方法：12.12.4.1发电厂运行值班人员可不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加机组的无功出力，并立即向值班调度人员汇报。12.12.4.2值班调度人员应根据电网的情况，提高送、受端电压，适当降低送端的发电出力，增加受端的发电出力，限制受端的负荷。12.12.4.3发电厂运行值班人员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度人员汇报。12事故处理12.12.4同步振荡的处理方法：6912事故处理12.13运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定12.13.2

失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。12.13.3失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。12事故处理12.13运行值班单位与调度机构失去通信联7012事故处理12.14网调调度自动化系统全停时的处理规定12.14.2通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。12.14.4网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。

12事故处理12.14网调调度自动化系统全停时的处理规7113调度汇报13.4发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂（站）停电；b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件；e)重要设备损坏情况。13调度汇报13.4发生下列事件的厂站，应立即向相应调72电网异常及事故实例一、华中网调1997年“6.29”事故。强调现场要及时汇报事故情况，调度部门在合环前、后核对开关状态及潮流情况。二、1999年11月30日姚双线在并列时，相角差达36.9度，造成非同期并列，系统受到冲击，并造成下柘线柘侧微机稳措装置动作，切除江西负荷7.8万千瓦。三、高坝洲电厂2000年8月22日事故2：38高坝洲#3机在停机解列时，高23开关三相不一致保护和高#3发变组差动保护动作跳闸，造成高#3主变高压侧B相避雷器击穿。原因为在停#3机过程中，#3变中性点地刀闸未推上（现场规程未明确）。电网异常及事故实例73电网异常及事故实例四、岗市变曾因母联开关充电保护未及时退出，造成母线跳闸事故。五、2002年7月3日南昌变事故17：46南昌#1主变跳闸，询问现场得知其正在主变就地查直流测量回路接地（未向网调申请），主变是由于其误碰接点而跳闸，且其未经下令就已合上南5041开关。17：55令其同期合上南201及南5042开关，18：00操作完毕。对南昌变未经网调许可即进行直流回路工作及未经网调下令即进行设备操作提出了批评。电网异常及事故实例74演讲完毕，谢谢观看！演讲完毕，谢谢观看！753术语和定义3.10电力调度管理调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3术语和定义3.10电力调度管理763术语和定义3.16调度指令值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。3术语和定义3.16调度指令773术语和定义3.20状态令值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3术语和定义3.20状态令783术语和定义3.32水调自动化系统3.33保护及故障信息管理系统3.34调度自动化系统3.35电力通信网3.36电力通信机构3术语和定义3.32水调自动化系统794总则4.9违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。4总则4.9违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电805调度系统5.5需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，方可与该调度机构进行调度业务联系。同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度系统运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。5调度系统5.5需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值816调度机构6.1机构设置6.2调度机构的任务6.3调度机构的职责和权限6.4安全管理6.5专业管理6调度机构6.1机构设置827调度管辖范围7.1一次设备调度管辖范围7.2保护装置调度管辖范围7.3调度自动化设备调度管辖范围7.4电力通信调度管辖范围7调度管辖范围7.1一次设备调度管辖范围838调度规则8.3未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。8调度规则8.3未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得848调度规则8.6属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。8调度规则8.6属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调858调度规则8.7发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8调度规则8.7发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值869调度指令9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。9调度指令9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处879调度指令9.2发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。9调度指令9.2发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度889调度指令9.3接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。9调度指令9.3接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调899调度指令9.5电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。9调度指令9.5电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人9010频率和电压10.1华中电力系统频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分段考核。网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。10频率和电压10.1华中电力系统频率按（50±0.1）9110频率和电压10.2.1电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。10频率和电压10.2.1电力系统的无功补偿实行“分区9210频率和电压10.2.4发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。10频率和电压10.2.4发电厂和变电站应按照调度机构下9311系统操作11.1操作制度11.1.1设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。11系统操作11.1操作制度9411系统操作11.1.2有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。11系统操作11.1.2有计划的操作，值班调度人员应提前9511系统操作11.1.3值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。11系统操作11.1.3值班调度人员发布操作指令时，应给9611系统操作11.1.4运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。11系统操作11.1.4运行值班人员操作结束后，应汇报已9711系统操作11.1.5在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。11系统操作11.1.5在操作过程中，运行值班人员如听到9811系统操作11.1.6逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。11系统操作11.1.6逐项操作指令票应逐项发令、逐项操9911系统操作11.1.7下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。a）事故处理；b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变；c）机组状态改变；d）拉、合刀闸、接地刀闸；e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置；f）更改系统稳定措施；g）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。11系统操作11.1.7下列操作，值班调度人员可不必填写10011系统操作11.1.9系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。a）系统发生事故时；b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时；c）交接班时；d）系统高峰负荷时段；e）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11系统操作11.1.9系统操作不宜在下列时间进行，特殊10111系统操作11.2设备停、送电操作一般规定11.2.1停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。11.2.2微机稳控装置操作规定11.2.3非微机（常规）稳控装置操作规定11系统操作11.2设备停、送电操作一般规定10211系统操作11.3并列与解列操作一般规定11.3.1系统并列条件：a)相序相同；b)频率差不大于0.1Hz；c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。11.3.2并列操作应使用准同期并列装置。11.3.3解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。11系统操作11.3并列与解列操作一般规定10311系统操作11.4合环与解环操作一般规定11.4.1合环前应确认合环点两侧相位一致。11.4.2合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。11.4.3合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。11.4.4合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。11.4.5合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。

11系统操作11.4合环与解环操作一般规定10411系统操作11.5开关操作一般规定11.5.1开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。11.5.2用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。11.5.3开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。11系统操作11.5开关操作一般规定10511系统操作11.6刀闸操作一般规定11.6.1可用刀闸进行下列操作：a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)；b)拉、合变压器中性接地点；c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。11.6.2不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。11.6.3不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。11系统操作11.6刀闸操作一般规定10611系统操作11.7线路操作一般规定11.7.1220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。11.7.2500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环(或解、并列)，变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压高的一侧解、合环(或解、并列)，电压低的一侧停、送电。11系统操作11.7线路操作一般规定10711系统操作11.7.3线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。11.7.4线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。11.7.5220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。11.7.6新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。11系统操作11.7.3线路停电时，应在线路两侧开关拉10811系统操作11.8.1变压器并列运行条件：a)接线组别相同；b)电压比相等(允许差5%)；c)短路电压相等(允许差5%)。当电压比和短路电压不符合上述要求时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。11.8.2变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。11.8.3变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。11系统操作11.8.1变压器并列运行条件：10911系统操作11.8.4并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。11.8.5大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。11.8.6变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。11系统操作11.8.4并列运行的变压器，在倒换中性点11011系统操作11.9500kV线路并联电抗器操作一般规定11.9.1线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入，线路电抗器停运或电抗器保护检修，应退出电抗器保护及启动远跳回路压板。11.9.2拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。

11系统操作11.9500kV线路并联电抗器操作一般规11111系统操作11.11母线操作一般规定11.11.1母线充电前，应核实母线保护已正常投入。11.11.2用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。11.11.33/2开关接线方式的母线正常充电操作，不应投入开关充电保护。11.11.4母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。11.11.5母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。11系统操作11.11母线操作一般规定11211系统操作11.12零起升压操作一般规定11.12.1担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。11.12.2升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。11.12.3对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。11.12.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸拉开，防止开关误合造成非同期并列。11系统操作11.12零起升压操作一般规定11312事故处理12.1.1网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。12事故处理12.1.1网调值班调度人员是华中电力系统事11412事故处理12.1.2事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂（站）用电的正常供电；c)尽快将解网部分恢复并网运行；d)恢复对已停电的地区或用户供电；e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

12事故处理11512事故处理12.1.3当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

12事故处理12.1.3当电力系统运行设备发生异常或故障11612事故处理12.1.4厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电；b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源；c)将故障停运已损坏的设备隔离；d)其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。

12事故处理12.1.4厂站运行值班人员可不待调度指令自11712事故处理12.1.5设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备及相关设备的状态和潮流情况，经检查后再详细汇报如下内容：a)保护装置动作及通道运行情况；b)设备外部有无明显缺陷及事故象征；c)故障录波器、故障测距装置动作情况。

12事故处理12.1.5设备故障时，运行值班人员应立即向11812事故处理12.2.1电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。12.2.4当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。12.2.5当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。12.2.6当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。12.2.7当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。12事故处理12.2.1电网频率超过50±0.2Hz为异11912事故处理12.3.1系统电压降低时的处理办法：12.3.1.1当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12事故处理12.3.1系统电压降低时的处理办法：12012事故处理12.3.1.2500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。12.3.1.3500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表”限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。12事故处理12.3.1.2500kV系统厂站母线的运12112事故处理12.3.1.6装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

12事故处理12212事故处理12.3.2系统电压升高时的处理办法：12.3.2.1当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12.3.2.2处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。12事故处理12.3.2系统电压升高时的处理办法：12312事故处理12.3.3当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。

12事故处理12412事故处理12.4线路的事故处理12.4.1试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。12.4.2线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。

12事故处理12.4线路的事故处理12512事故处理12.4.3故障线路强送原则：a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）

强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。12事故处理12.4.3故障线路强送原则：12612事故处理12.4.4线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12事故处理12.4.4线路故障跳闸后，值班调度人员应发12712事故处理12.4.5当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。12事故处理12.4.5当线路（断面）输送功率超过稳定12812事故处理12.6变压器事故处理12.6.1变压器过负荷的处理方法：a）受端系统加有功；b）投入备用变压器；c）受端系统限电；d）改变系统接线方式。12事故处理12.6变压器事故处理12912事故处理12.6.3变压器跳闸后的处理规定：a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。12.6.4变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

12事故处理12.6.3变压器跳闸后的处理规定：13012事故处理12.7500kV并联电抗器故障处理12.7.1500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。12.7.2500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。12.7.3500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

12事故处理12.7500kV并联电抗器故障处理13112事故处理12.8母线的事故处理12.8.1母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

12事故处理12.8母线的事故处理13212事故处理12.8.2因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。12.8.3因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。12事故处理12.8.2因母线差动保护动作引起母线失压13312事故处理12.9开关异常及事故的处理12.9.1开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。b）其他接线方式应拉开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

12事故处理12.9开关异常及事故的处理13412事故处理12.9.2开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应拉开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。12事故处理12.9.2开关因本体或操作机构异常出现“13512事故处理12.9.3开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：a）有条件时，由检修人员拉开此开关；b）旁路开关备用时，用旁路开关代；c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。12事故处理12.9.3开关发生非全相运行，运行值班人13612事故处理12.10互