[原创]《电网调度规程》

czrdc · 发表于 2006-12-19 05:12:40

第一章总则 　　　  第1条电网运行实行统一调度、分级管理的原则。 　　　  第2条电网调度机构是电网运行组织、指挥、指导和协调机构。各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。 　　　　第3条各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。 　　　　第4条凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内实施电网调度管理。 　　　　第5条电网各级调度人员、变电监控中心、操作队运行人员、各发电厂值长及电气运行人员、直供大用户的变电运行人员，必须熟悉并严格执行本规程；各级有关领导、技术人员也应该熟悉、遵守本规程。 　　                  　　第二章调度管理 　　　　               第一节调度管理的任务 　　　　第6条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求： 　　　1、按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要； 　　　　2、按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准； 　　　　3、按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。按电力市场调度规则，组织电力市场运营。 　　　4、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。 　　　　第7条电网调度机构的主要工作： 　　　　1、接受上级调度机构的调度指挥； 　　　　2、对所辖电网实施专业管理和技术监督； 　　　　3、负责组织编制和执行电网年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式； 　　　　4、参与编制电网的年度、月发供电计划和技术经济指标；监督发、供电计划执行情况；执行上级调度下达的跨区联络线送、受电计划； 　　　　5、负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参入事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施； 　　　　6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案； 　　　　7、负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施； 　　　　8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理； 　　　　9、指挥调度管辖范围内设备的操作、电网事故处理和电压调整，根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流； 　　　　10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修； 　　　　11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作； 　　　　12、组织调度系统有关人员的业务培训； 　　　　13、协调有关所辖电网运行的其它关系； 　　　　14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议； 　　　　15、行使上级电网管理部门及上级调度机构授予的其它职责。 　　                    第二节调度设备管辖范围划分的原则 　　　　第10条地调许可设备划分原则 　　县调（或大用户）管辖设备，其操作对地调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，为地调许可设备。 　　　　第11条地调管辖委托县调代管设备划分原则 　　地调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大，但对县电网运行方式有较大影响的发、输电设备，可委托县调代管。如：部分发电厂设备、部分县间输电联络线路。 　　　　第12条县调管辖设备划分原则 　　1、县网内水电站的主要设备； 　　2、县网内35kV变电站的主要设备； 　　3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。 　　　　第13条发电厂厂用电设备、热电厂的供热设备及变电站的站用电设备，由发电厂值长及操作队值班员自行管理。

czrdc · 发表于 2006-12-19 05:15:02

第三节调度管理制度 　　　第14条凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体或产权归属，均应遵照《电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规的规定，在并网前向电网经营企业提出并网申请，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。　　    第16条任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。 　　　  第19条对于代管设备、许可设备，下级调度机构在操作前应向地调申请，经地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。 　　　　第20条电网紧急需要时，地调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。　　    第21条进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。 　　　　第22条各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。 　　　　第24条各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。 　　　第26条县调、发电厂管辖设备发生重大事故（如设备损坏、无操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。 　　　　第28条当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。对不执行或延迟执行调度指令者，在报告领导调查处理后，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施。 　　　　　　             第四节检修管理 　　　　第31条电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。 　　　　第34条地调管辖设备、地调委托县调代管设备、地调许可设备检修或试验虽已有计划，仍需在开工前一天十时前（遇公休日提前至周五），由设备检修单位调度工作联系人向地调值班员提出申请，利用调度MIS传递检修审批单的同时必须电话和地调值班调度员核对无误，地调在十七时前批复。节日检修在节前三天提出申请，地调在节前一天十一时前批复。设备的检修开工，必须得到值班调度员的指令。 　　　　第38条提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请和批准手续，不得在设备上工作。　　第39条设备临故修、消缺，可随时用检修审批单向地调值班调度员提出申请。但申请人应根据工作内容提出相关设备的状态要求（停电、运行、某保护及自动装置投入、停用），并对要求的正确性负责。地调值班调度员有权批准下列检修（对故修时间不予批复）： 　　1、八小时以内可以完工的检修； 　　2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。 　　　　第42条地调批准的设备检修时间计算： 　　1、发电机组检修时间从设备断开，地调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。 　　　2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。 　　　第43条申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。35kV及以下线路停、送电操作一般规定各为30分钟。如线路配合变电站全站停电时还应预留全站停送电时间。　　第44条地调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报地调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动设备的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。带电作业需停用重合闸时，应于作业开始两小时前向地调提出申请。 　　　　第45条发电厂的地调委托县调代管设备，其检修计划由发电厂报所属县调，县调安排后报地调。 　　　第46条发电设备检修（计划检修、临故修及消缺）工作结束前一天的12时前（遇公休日提前）应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。 　　　　第48条已批准的计划工作，由于天气等原因确定不能工作时，工作单位应于批准的操作时间前，向地调撤消申请。　　                       第五节出力管理 　　　　第49条发电厂向电网经营企业报月度检修计划的同时，报出各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，顶峰出力，经电网经营企业审查批准，地调按批准的出力进行调度管理。当出力变化时，应于前一天十时前向地调提出申请，并经批准。 　　　　第50条各地方电厂及企业自备发电厂应严格按照地调下达的负荷曲线发电，电网发生故障或异常时，发电厂应遵照地调值班调度员的指令调整有、无功出力。 　　　　第51条运行设备异常而使机组最大连续出力和最小技术出力变化时，值长应向地调值班调度员报告改变原因并提出申请，预计超出本值的降出力，应提出书面申请。（代管电厂由所属县调值班调度员提出）　　                        第六节负荷管理 　　　　第52条公司各供电营销单位按《电网负荷预测管理办法》向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。 　　　　第53条地调、县调应有经本级人民政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。县调的事故限电序位表和超计划用电限电序位表要报地调备案。 　　　　第54条各县、区供电营销单位要做好本县区负荷预计工作，负荷预计应准确。对因实际用电负荷与预计负荷偏差较大而造成电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位责任。 　　　第55条当发生事故或其它原因发电厂出力降低时，地调值班调度员可根据省调的通知，按照批准的限电方案分配县（区）临时用电限额，各县调应按分配的负荷限额控制负荷，对未经地调同意超限额用电而迫使省调、地调拉闸限电者，要追究超用电单位责任。　　                    第七节运行方式的编制和管理 　　第56条编制年、月运行方式的主要内容包括： 　　1、上年、月度运行总结； 　　2、年、月有功、无功电力（电量）平衡； 　　3、发电厂可调出力； 　　4、设备检修计划； 　　5、新建及扩建设备投产进度； 　　6、电网正常结线方式及潮流图； 　　7、电网稳定极限及采取的措施； 　　8、电网最高、最低负荷时的电压水平； 　　9、自动低频、低压减负荷整定方案； 　　10、电网安全自动装置配置方案； 　　11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式； 　　12、电网改进意见。 　　　　第57条编制日运行方式的主要内容： 　　1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额； 　　2、地方电厂出力计划； 　　3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式； 　　4、电网运行方式变化时的反事故措施； 　　5、批复的设备检修计划； 　　6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施； 　　7、有关注意事项。　　第三章调度操作 　　　　第一节操作的一般规则 　　　　第123条电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对地调管辖的设备有影响，操作前应通知地调值班调度员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令进行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。 　　　　第124条对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员直接下达给变电站值班员。操作指令直接下达变电站，由操作队（或变电站）值班员实施操作，操作队值班员应按计划到现场。无人值班变电站设备操作完毕，操作队值班员在汇报地调值班调度员的同时通知监控中心值班员。当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，地调值班调度员可下令电网监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。　　第126条值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。 　　　　第127条为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。 　　　　第128条值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题： 　　1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析； 　　2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位； 　　3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变； 　　4、变压器中性点接地方式是否符合规定； 　　5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。　　第129条调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。 　　涉及两个及以上单位的配合操作或者需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。 　　凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。 　　处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。 　　下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录： 　　1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 　　2、投入或停用一套保护、自动装置； 　　3、投停AGC功能或变更区域控制模式； 　　4、发电机组启停； 　　5、计划曲线更改、功率调整及电压调整； 　　6、事故处理。 　　　　第130条逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作； 　　综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作； 　　即时指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向值班人员发布指令，但应做好记录。　　　　                   第二节操作制度 　　　　第135条操作指令票制： 　　1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂、站主结线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前二十四小时下达操作预告； 　　2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致； 　　3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备； 　　4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修申请单中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想； 　　5、填写操作票，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令； 　　6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。　　  第138条录音记录制： 　　所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。 　　　第139条已经录音的微机硬盘，一般保存三个月，复杂操作和事故处理的录音保存期限由领导决定。调度电话录音内容具有严格的保密性。调度电话录音只有公司领导、生产总工、安监部主任、调度所主任、调度班长有权提取。　　第三节变压器操作 　　　　第140条 110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。 　　　　第141条变压器充电时，应先合装有保护的电源测开关，后合负荷侧开关。停电时则反之。 　　　　第142条新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。 　　　　第143条变压器并列运行的条件： 　　1、结线组别相同； 　　2、电压比相同； 　　3、短路电压相等。 　　电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。 　　　　第144条倒换变压器时，应检查并入之变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。 　　　　第145条并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。　　第四节母线、刀闸操作规定 　　　　第146条母线的倒换操作，必须使用母联开关。 　　　　第147条备用母线和检修后的母线，充电时应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。 　　　第148条无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换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，才可使用刀闸充电。 　　　　第149条母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。 　　　　第150条刀闸的操作范围： 　　1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器； 　　2、在无雷电活动时拉合避雷器； 　　3、拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线； 　　4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸； 　　5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流； 　　6、拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但220kV以上应使用户外三联刀闸）； 　　7、其它刀闸操作按厂站规程执行。　　第五节开关操作 　　　　第151条开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。 　　　　第152条开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定运行进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。 　　 　　    第153条交流母线为3/2接地方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

czrdc · 发表于 2006-12-19 05:16:06

第六节线路操作 　　　　第155条双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷掉闸或其它事故。 　　　第159条联络线停送电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。　　第七节解、并列操作 　　　　第160条值班调度员在解、并列操作前，应利用

AS系统进行潮流计算，认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。操作后，进行电网安全检查计算，制定预防措施，通知现场值班人员记录并执行该措施内容。 　　　　第161条准同期并列的条件： 　　1、相位、相序相同；　　2、频率相同；　　3、电压相同。 　　　　第162条并列时调整频率的原则： 　　1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行； 　　2、电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。 　　　　第163条并列时调整电压的原则： 　　1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内； 　　2、电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。 　　　　第164条电网解环时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。　　                      第八章解、合环操作 　　　　第165条值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，并通知有关单位。 　　　　第166条解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。 　　　　第167条闭式网络只有相位相同才允许合环。 　　　　第168条合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。 　　　　第169条合环调电，现场值班人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行解环操作。　                      　第九节零起升压操作 　　 　　第170条担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。 　　　　第171条升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。 　　　　第172条对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。 　　　　第173条零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。　　第六章电网事故处理 　　　　第199条调度值班员在事故处理时受上级调度值班员指挥，是管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对管辖范围内电力系统事故处理的正确和迅速负责。 　　　　第200条事故处理的主要任务： 　　1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解； 　　2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电； 　　3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电； 　　4、调整电网运行方式，使其恢复正常。 　　　第201条电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况： 　　1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象； 　　2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距； 　　3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况； 　　4、人身安全和设备运行异常情况。　　第202条事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。 　　　　第203条电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。 　　　　第204条为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员： 　　1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施； 　　2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电； 　　3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用； 　　4、将已损坏的设备隔离； 　　5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环； 　　6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动操作； 　　7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。　　第205条值班调度员在处理事故时应特别注意： 　　1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断； 　　2、按照规定及时处理异常频率和电压； 　　3、防止过负荷掉闸； 　　4、防止带地线合闸； 　　5、防止非同期并列； 　　6、防止电网稳定破坏； 　　7、防止多次送电于故障设备； 　　8、开关故障掉闸次数在允许范围内。 　　　第206条值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，调度班长、方式、继保人员、调度主任等有关人员应主动协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故汇报上级值班调度员、调度所领导、生技部、安监部主任或专工、公司总工程师及分管生产的副总经理等。　　                      第二节线路的事故处理 　　　　第209条单电源线路故障开关掉闸时的处理： 　　1、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场（监控中心）值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，再向调度汇报（发现明显故障点、空载线路、电缆除外）； 　　2、线路重合不成或重合闸停用时，分段强送。若一段强送不成，则强送另一段；若强送成功，另一段不再强送。 　　　　第211条两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理： 　　1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送； 　　2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。 　　　　第212条两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送： 　　1、短路故障容量小的一端强送； 　　2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送； 　　3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送； 　　4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送； 　　5、电网稳定规程有规定的按规定执行。 　　　第213条带电作业期间线路故障掉闸，无论重合闸投停，在未查明原因前，不得强送。 　　　　第214条强送线路时，现场有人值班的的厂、站应先停用该线路的重合闸，然后再强送。 　　　　第215条线路跳闸时伴有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，待查明原因后再考虑能否强送。 　　　　第216条无人值班变电站出线线路故障跳闸，强送或试送前监控中心值班员应利用图像监控系统对现场设备运行情况进行检查。发现明显故障，禁止进行强（试）送。并立即汇报值班调度员。　　    第217条无人值班变电站出线线路故障跳闸，在现场设备情况不明，保护动作情况不清的情况下，一般不能遥控强送，特殊情况下需经有关领导同意。 　　　　第218条电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。 　　　　第219条无人值班变电站发生开关跳闸，无论重合闸重合成功与否，操作队值班人员必须到现场对设备运行情况、保护及自动装置动作情况进行检查。 　　　　第220条线路故障跳闸，开关切除故障已达到规定次数，由厂、站（监控中心）运行值班员向调度提出。当开关允许遮端故障次数少于两次时，应停用该开关的重合闸。少于或等于一次时，应用旁路代路，无旁路或无法倒电时，应请示总工联系停电处理或作出能否允许增加遮断故障次数的批示。 　　　第221条恶劣天气，线路连续两次故障掉闸应停用重合闸，再次故障掉闸不再强送，待天气好转时决定是否强送。恶劣天气，10kV农业线路故障掉闸，一般不立即强送，待天气好转时强送一次。 　　　　第222条线路故障开关掉闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线，并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即拉开该线路所有开关、刀闸、合上接地刀闸（挂好地线），通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。　　          第三节小电流接地系统发生单相接地故障的处理 　　　　第230条接地故障的处理的一般规定 　　　　1、值班调度员接到系统发生单相接地故障的报告后，应作好记录：三相对地电压值、信号动作情况、消弧线圈接地系统应记录消弧线圈的残流、残压。根据变电站（监控中心）值班人员汇报的系统接地指示信号和数据应进行全面正确分析：是系统单相接地还是

T一次熔丝熔断、是线路断线还是消弧线圈补偿不当引起电压不平衡、谐振过电压引起的虚幻接地，经分析判断确定属哪一种情况，再进行处理。 　　　　2、无人值班变电站发生系统单相接地故障时，监控中心值班员在汇报值班调度员后，通知操作队值班人员立即到现场对接地系统的设备情况细致巡查，将现场接地故障情况和巡查结果汇报值班调度员和监控中心值班员，并根据值班调度员指令进行处理。　　3、当变电站内装有选测馈线接地指示的，测寻故障时应充分应用它作为判断故障线路的依据，但在没有取得运行经验前，选测出的故障线路再使用“拉合法”进行缺证。 　　　　4、当接地线路发生断线或断线直接接地的报告时，应立即将故障线路切除，以免危害人身设备安全。 　　　　5、无论发生何种形式的接地故障，均应通知运行单位进行巡线检查，用户管理单位对用户进行查询、检查。　　第231条 10kV系统单相接地故障的处理 　　　　1、为缩小受影响的范围，如果系统可分割为电气上不直接连接的几部分，则尽可能进行分割，以确定故障区域。进行分割时，应考虑分割后的线路或变压器是否过负荷，并注意保护及自动装置的动作条件有无变更。 　　分割电网的方法： 　　1）如有两台变压器，而其10kV母线通过分段开关并列运行者，可先断开分段开关，检查出哪一母线系统接地；若一台变压器运行带10kV两段母线运行，另一台变压器备用，可先投入备用变压器，将10kV母线分列运行，检查出哪一段母线系统接地。 　　2）有发电厂并网运行的系统，应调整联络线潮流，将发电厂与系统解列，查出是哪一系统接地。 　　　　2、在判断系统有单相接地、操作队值班人员检查后没有发现站内设备接地故障点，应按下列顺序查出故障设备： 　　1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器； 　　2）试拉有接地信号指示的线路； 　　3）试拉有并联回路或有其它电源的线路； 　　4）试拉分支多、线路较长、负荷较轻的一般用户线路； 　　5）试拉分支较少、线路较短、负荷较重和较重要用户线路； 　　6）用倒换变压器、母线等方法检查电源、母线系统。　　第五节变压器的事故处理 　　　　第234条变压器的故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。 　　　　第235条变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。 　　　　第236条由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器可不必检查，即可送电。 　　　　第237条由于人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。 　　　　第238条变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。 　　　　第239条变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。　　第七节线路过负荷的处理 　　　　第247条线路过负荷时，应采取下列措施： 　　1、向省调汇报，受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力； 　　2、提高受、送端运行电压； 　　3、改变电网运行方式，使潮流强迫分配； 　　4、将受电地区负荷调出； 　　5、在受电地区限电或拉闸。 　　　　第248条在正常或事故情况下，发电厂与电网单回联络线过负荷时，发电厂可不必等待调度指令，视具体情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。 　　　　第249条线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理： 　　1、线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过20分钟。 　  2、线路过负荷超过15%时，立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。 　　3、继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。　　        1、变压器事故处理原则？ 　　（1）变压器故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。 　　（2）变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。 　　（3）由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器不必检查，立即送电。 　　（4）由于人员误碰使变压器跳闸，变压器不必检查，立即送电。 　　（5）变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。 　　（6）变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。 　　　　　2、提高电力系统的暂态稳定性的主要措施有哪些? 　　答：提高静态稳定性的措施也可以提高暂态稳定性，不过提高暂态稳定性的措施比提高静态稳定性的措施更多。提高暂态稳定性的措施可分成三大类：一是缩短电气距离，使系统在电气结构上更加紧密；二是减小机械与电磁、负荷与电源的功率或能量的差额并使之达到新的平衡；三是稳定破坏时，为了限制事故进一步扩大而必须采取的措施，如系统解列。提高暂态稳定的具体措施有： 　　（1）继电保护实现快速切除故障； 　　（2）线路采用自动重合闸； 　　（3）采用快速励磁系统； 　　（4）发电机增加强励倍数； 　　（5）汽轮机快速关闭汽门； 　　（6）发电机电气制动； 　　（7）变压器中性点经小电阻接地； 　　（8）长线路中间设置开关站； 　　（9）线路采用强行串联电容器补偿； 　　（10）采用发电机－线路单元结线方式； 　　（11）实现连锁切机； 　　（12）采用静止无功补偿装置； 　　（13）系统设置解列点； 　　（14）系统稳定破坏后，必要且条件许可时，可以让发电机短期异步运行，尽快投入系统备用电源，然后增加励磁，实现机组再同步。　　3、山东电网省调对母线故障处理是如何规定的？ 　　（1）发电厂母线电压消失时，现场值班人员应首先将可能来电的开关断开，然后断开所有开关（如双母线均有电源时，应先断开母联开关），一面迅速恢复受影响的厂用电，一面检查母线，同时报告值班调度员。 　　（2）具有两个及以上电源的变电站母线电压消失时，现场值班人员在每条母线上保留一个电源线路开关，断开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。 　　（3）装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失，备用电源自投装置拒动时，现场值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关，若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一面报告值班调度员。 　　（4）母线电压消失时，如发现母线有明显故障，则应该将母线的所有开关、刀闸断开，用另一条母线送电。倒换母线操作时，应先拉开故障母线侧刀闸，再合非故障母线侧刀闸。 　　母线如无明显故障，可用发电机由零升压或选用适当电源线试送。 　　（5）母差保护动作跳闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。 　　（6）母线因后备保护动作跳闸电压消失（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致），在查明故障点并切除后，再恢复母线送电。 　　（7）试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其它试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。 　　（8）母线有带电作业时电压消失，应先进行母线检查，不得立 　　即试送。

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