19.1 操作制度
19.1.1 下列操作值班调度员不必填写操作票，但应做好记
录。
19.1.1.1 事故处理；
19.1.1.2 断合单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 19.1.1.3 投退单一的保护、安全稳定自动装臵；
19.1.1.4 更改电力系统安全稳定自动装臵运行方式、切除
数量；
19.1.1.5 机组开、停机；
19.1.1.6 投退 AGC、AVC、机组 PSS 功能； 19.1.1.7 调度计划、负荷等曲线更改。 19.1.2 许可操作适用于以下操作项目：
19.1.2.1 省调调度的发电机组、调相机、静补、变压器、
高压并联电抗器的操作。
19.1.2.2 220kV 母线倒闸操作、旁路开关操作（含旁代线 路开关操作）及电压互感器操作。
19.1.2.3 省调调度的发电机、变压器、母线的元件保护， 故障录波器、电压调整器、强励的投退，主、备励磁机倒换。 19.1.2.4 省网操作权调整的相关变电站站内一次设备的正
常操作、继电保护装臵的正常调度操作、新设备启动送电操作、
相关元件、保护更换后送电操作。
19.1.2.5 地调调度的 110kV 设备与主网短时合、解环操作。 19.1.2.6 委托地调、厂（站）调度管理的设备特殊方式下 的操作。
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19.1.2.7 委托地调调度的稳控装臵的操作。
19.1.3 许可操作中的注意事项
19.1.3.1 许可操作的申请：按日计划的安排或应现场临时 缺陷处理的要求，值班运行人员应提前准备好操作票（应使用规 范的调度术语和设备双重编号）。具备操作条件后，向值班调度员
说明操作任务和停电范围，申请许可操作，值班调度员确认电网
运行状态允许时，下达许可指令。
19.1.3.2 许可操作的间断：现场值班运行人员在操作中涉 及投退线路保护（旁路开关代线路操作，合小环前），需要其他操
作单位配合或现场规定的其他情况时，应暂停操作，与值班调度 员联系，待再次许可后，方可继续操作。操作过程中发生异常，
应立即中止操作并向调度汇报。
19.1.3.3 许可操作的终结：操作完毕后，向值班调度员汇
报现场操作已全部终结，由值班调度员认可该项操作全部终结。
双方应将操作任务、操作许可和终结时间做好记录。
19.1.4 省网 220kV 设备调度操作权调整范围
a） 母线及母联、分段、旁路开关的停、送电操作。 b） 母线电压互感器停、送电操作。 c） 母线上单一元件倒闸操作。
d） 归属同一供电公司的 220kV 线路停、送电及开关旁代 操作。
e） 归属同一供电公司的 220kV 线路的线路保护计划投退 操作及保护定值更改操作。
f） 变电站 220kV 母差及失灵保护、母联（分段）开关保 护计划投退操作及保护定值更改操作。
g） 归属同一供电公司的 220kV 新建线路启动试运行。
h） 归属同一供电公司的 220kV 线路改造，或间隔更换电
流互感器、开关、保护等工作后需对设备进行试充电、校验保护
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的送电操作。
i） 变电站及所有出线两侧均属同一供电公司的新建变电站 启动试运行。
j） 变电站 220kV 母联（分段、旁路）开关间隔更换电流 互感器、开关、保护等工作后需对设备进行试充电、校验保护的
送电操作。
19.1.5 省网 220kV 调度操作权调整设备操作的注意事项 19.1.5.1 操作权调整设备的调度权仍归省调。操作权调整
设备的正常操作由相关地调负责，设备的异常及事故处理仍由省
调负责。
19.1.5.2 地调调度员操作前，应得到省调值班调度员的许
可操作指令后方可进行。省调调度员在确认该操作对系统运行（如 潮流、稳定、频率、电压、继电保护、安全稳定自动装臵、自动 控测装臵、通信、远动、特殊负荷等）没有影响后，方能许可该
操作。许可指令的必要性以及操作对 220 千伏网络的影响由省调
负责，操作的正确性、工作的安全性、保护投退的合理性以及对
地区 110 千伏网络和负荷的影响由地调负责。
19.1.5.3 地调值班调度员在拟写线路停、送电操作票时，
应在操作票的第一项写入“向省调申请同意，220kV××线路停 电（或送电）”，在操作票最后一项写入“220kV××线路停电（或
送电）正常，汇报省调”。
19.1.5.4 线路送电后，地调调度员应及时将该线路的保护、 重合闸等投退情况（包括线路两侧高频保护交换信号情况等）向 省调值班调度员汇报。
19.1.5.5 地调在操作过程中，进行以下操作前应及时汇报 省调，经省调同意后方可继续操作：
a）母线倒闸操作。
b）投退母差及失灵保护、线路保护。 c）对新设备首次充电。
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d）试运线路合解环操作。
e）操作过程中涉及其他单位的操作。
19.1.5.6 地调调度设备操作需借用省调调度设备时（如 220 千伏主变送电、旁代主变操作等），不适用一次设备调度操作权调 整管理规定，地调须向省调办理相关设备的调度权借还手续。 19.1.5.7 3/2 接线变电站的线路开关停运后，该开关串的恢
复以及线路加运前该开关串的停运操作，由操作该线路的下令人
负责操作。
19.1.5.8 地调值班调度员在操作过程中出现异常或故障时
应中止操作，汇报省调，并详细说明当前设备状态、异常或故障 情况，由省调根据具体情况进行处理或同意地调进行处理，待异
常或故障处理正常，经省调同意后方可继续操作。
19.1.5.9 因电网方式发生变化，省调有权中止地调正在进
行的操作，并令其恢复原方式。操作过程中，地调值班调度员在 听到省调电话铃声时，应立即中止操作，迅速接听省调电话。因 电网方式发生变化，需要正在检修的设备加入运行时，省调有权
要求地调中止正在进行的检修工作，将设备尽快加运。 19.1.5.10 涉及主网安全的 220kV 设备检修计划的编制和
220kV 系统继电保护及安全稳定自动装臵定值的计算、更改、校
验仍由省调统一负责。
19.1.6 逐项指令的操作，省调和受令单位均应填写操作票； 综合指令的操作，受令单位应按现场规定填写操作票；即时指令 的操作，省调和受令操作单位可不填写操作票；许可指令的操作， 省调不填写操作票，由操作单位按规定填写详细的操作票。 19.1.7 调度操作基本要求
19.1.7.1 在操作前，调度员要充分考虑对系统运行的影响 （如潮流、稳定、频率、电压、继电保护、安全稳定自动装臵、 自动控制装臵、通信、远动、特殊负荷等，方式变化与局部供电 可靠性、变压器中性点接地方式，规程及特定方案的要求），并提
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前通知各有关单位准备操作票，做好事故预想。
19.1.7.2 填写和审查操作票要对照模拟盘及监视器，并与 厂、站运行人员核对有关一次、二次设备状态，对需要变更的继 电保护及安全稳定自动装臵，应填写在操作票内。
19.1.7.3 在操作过程中，发令人应按操作票宣读，受令人
应复诵指令全部内容，了解操作目的和操作顺序；对指令有疑问 时应向发令人询问清楚，确认无误后方可操作。操作后受令人应
立即向发令人汇报，发令人确认无误后，此项指令才算执行完毕。 发令、执行和汇报时间双方都应做好记录。受令人在操作中听到 调度电话铃声，应立即停止操作，迅速接电话。
19.1.7.4 操作完毕后，相关值班运行人员应及时变更模拟 屏（更改有关二次设臵或参数），并将操作后的运行方式变化通知 各有关单位。
19.1.7.5 检修工作应预留足够的操作时间（根据操作复杂
程度可预留 1 至 2 小时）。下一值接班后 1 小时内必须完成的操 作，值班调度员和受令操作值班运行人员应为下一值做好准备工 作。因下达操作指令不及时或受令人操作迟缓造成设备晚投入而 构成的事故，应由不及时下达操作指令的调度员或操作迟缓的有 关受令人员负责。
19.1.8 设备检修安全措施装、拆的规定
19.1.8.1 线路检修需在厂（站）端做的安全措施，由下令操 作该线路的调度员负责，厂（站）值班运行人员按调度指令装、 拆。
19.1.8.2 厂（站）内设备检修所需的安全措施，由厂（站）
自行管理，但是需要将线路接地时，应得到调度员许可，工作结 束后应及时申请拆除。
19.1.8.3 新设备安措的管理应遵循前后统一的原则，安措 的拆除应由下令装设的单位或机构负责。
19.1.9 省调下达的有关继电保护操作的调度指令仅指保护
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功能的投入、退出或更改运行方式、定值等，不涉及具体的保护
压板。现场运行值班人员应根据省调调度指令，按照现场继电保 护运行规程负责操作具体的压板，使相关继电保护装臵的功能符
合调度要求。
19.1.10 系统事故、恶劣天气、负荷高峰、交接班等时段不
宜操作，如必须操作应有针对性安全预控措施。
19.1.11 严禁约时停电、送电、装拆地线、开工检修。
19.1.12 调度操作前，各单位应严格执行各级领导及管理技
术人员现场工作到位制度。
19.2 线路检修工作的许可和终结制度 19.2.1 省调调度线路检修工作的许可和终结制度
19.2.1.1 未办理线路检修票的许可或终结手续，任何单位 和个人都不得私自批准线路检修开工或对检修线路送电。
19.2.1.2 省调调度的 220kV 线路（调度操作权调整线路除 外）的停电检修，应使用“河南省高压架空线路检修票”（简称省 调线路检修票），此票仅在省调与地调之间办理线路检修的许可或 终结手续时使用。其管理办法如下：
a） 对批准停电检修的线路，地调应在前一天向省调报填
省调线路检修票。同一供电公司在同一条线路上的所有工作只办
理一张线路检修票，使用省调统一的编号。
b） 检修线路可能来电的各侧开关及刀闸都已断开，线路
已可靠接地之后，省调值班调度员为地调值班调度员办理省调线 路检修票许可开工手续，并下达该线路检修的批准工期和许可开 工时间，然后地调值班调度员再为线路检修各工作负责人办理许
可工作手续。
c） 线路检修工作不能按期完成，地调值班调度员应在工期
未过半前向省调提出延期申请，经值班调度员批准后，办理延期 手续。省调线路检修票只能延期一次，若延期后工作仍未完成，
应终结该检修票，并重新办理省调线路检修票。
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d） 地调值班调度员核对本单位的线路检修工作已全部办
完终结手续后，才能与省调办理省调线路检修票终结手续。地调 值班调度员应报告线路上本单位的所有工作班工作全部完工，工 作人员全部撤离，工作地点所接地线已全部拆除，杆塔相位的变
动情况，确认具备送电条件。
e） 省调值班调度员应核准该线路省调线路检修票已全部 终结才能进行线路送电操作。 19.2.2 省调调度线路的带电作业
19.2.2.1 要求退重合闸的带电作业，由所属地调值班调度 员在开工前向省调值班调度员报填“省调线路带电作业票”。同一
供电公司在同一条线路上的所有带电工作只办理一张带电作业 票，使用省调统一编号，此票仅在省调和地调之间办理线路带电
作业的许可或终结手续时使用。
19.2.2.2 要求退重合闸的带电作业在退出该线路重合闸 后，省调与地调值班调度员办理许可开工手续，并下达该线路带 电作业的批准工期和许可开工时间，然后地调值班调度员再为线
路带电作业各工作负责人办理许可工作手续。
19.2.2.3 不要求退重合闸的带电作业，省调不办理带电作
业票，由所属地调值班调度员在开工前向省调值班调度员申报作 业地点、作业内容及工期。地调值班调度员得到省调值班调度员 许可后，即可为线路带电作业各工作负责人办理许可工作手续，
工作结束后及时向省调办理终结手续。
19.2.2.4 省调根据运行方式及天气情况等，决定是否同意 带电工作。
19.2.2.5 线路带电作业工作应在省调下达的批准工期内完 成，不得办理延期手续。
19.2.2.6 地调值班调度员核对本单位的线路带电作业工作
已全部办完终结手续后，才能向省调办理带电作业终结手续，报 告线路上的所有工作班工作全部完工，工作人员全部撤离，并报
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告线路重合闸具备投入条件。
19.2.3 调度操作权调整的 220kV 线路检修管理制度 19.2.3.1 所有调度操作权调整的 220kV 线路检修由线路所 属地调向省调申报检修计划申请，由省调审批安排。
19.2.3.2 省调不再与地调办理此类线路的省调线路检修
票。停电线路两侧接地线等线路安全措施由该地调负责登记管理， 省调不再登记。
19.2.3.3 若设备检修工作在省调批准工期内不能按时完成 时，地调应提前一天向省调提出延期申请。
19.2.4 国调、网调调度线路的检修工作按国调、网调规定 执行。
线路停电检修工作应办理省调线路检修票，线路带电工作不 论是否要求退重合闸，均应办理省调线路带电作业票。经国调、 网调许可开工后由省调通知申报单位，线路工作完毕，申报单位 应经省调向国调、网调办理终结手续。
19.3 并、解列操作 19.3.1 并列条件：
a） 相序、相位相同；
b） 频率相等，调整有困难时允许频率差≤0.5Hz； c） 电压相等，调整有困难时允许电压差在 10%左右。否 则应在操作前，进行潮流核算。 19.3.2 解列操作
a） 调整解列点有功接近零，无功尽可能调至最小；
b） 电网间的解列，要事先指定解列后各部分的调频厂， 核算各部分有、无功平衡，特别要考虑小网承受冲击负荷、不对 称负荷的能力，考虑对保护灵敏度的影响和 AGC 调整方式的改 变。
19.4 合、解环操作
19.4.1 合环前应确认相位一致。
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19.4.2 合环前尽量将电压差调整到最小，最大不超过额定 电压的 20%。
19.4.3 合环时，一般应经同期装臵检定，功角差不大于 30
度。
19.4.4 解环前，应充分考虑解环后电压、潮流的变化，不
能使任一设备过载或超稳定极限，解环后的任一侧设备应具备承 受不对称负荷、冲击负荷的能力。
19.4.5 合、解环的操作，应注意调整继电保护、安全稳定
自动装臵、重合闸方式、变压器中性点接地方式，使其与运行方
式相适应。
19.5 线路操作
19.5.1 线路送电操作，先合上母线侧刀闸，再合上线路侧 刀闸，最后合上开关。停电操作顺序相反。
19.5.2 线路可能受电的各侧都停止运行，解除备用后，才
允许在线路上做安全措施。反之，线路上安全措施未全部拆除之
前，不允许线路任何一侧恢复备用。
19.5.3 操作 220kV 及以上电压等级的线路时应注意： a） 应选用开断性能好且有全线速断保护的开关充电。 b） 不使发电机产生自励磁。
c） 线路充电，一般由远离发电机汇总容量大、远离负荷中
心端充电，兼顾充电侧的供电可靠性。
d） 防止送端和线末电压升高超过允许值，应根据充电功
率的大小，采取措施先将送端电压降低。
e） 线路停、送电时，一般不允许末端带空载变压器。 19.5.4 新建、改建或大修后线路送电时应有可靠的速断保
护。若新投线路电流互感器已接入母差回路，应解除母差保护后
送电。
19.5.5 新建、改建、检修后相位变动的线路送电时应校对
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相位正确。
19.5.6 线路停、送电时继电保护投、退规定
线路停电：二次回路没有工作，保护可不退。二次回路有工 作，在开关解备后，再将保护跳闸压板停用，并将启动失灵保护 回路切断。
线路送电：开关恢复备用前按规定将保护投入。 19.5.7 线路重合闸投入方式
19.5.7.1 220kV 联络线应投单相重合闸，其运用按 21.8.2 条执行。
19.5.7.2 凡 220kV 发—变—线单元接线的线路重合闸应停
用；凡接有单机容量 200MW 及以上机组的 220kV 母线上的直馈
线，不允许投三相重合闸。
19.5.7.3 正常方式下的 220kV 馈线和由联络线转馈线的线 路，在全线速动保护投入时，可投三相重合闸；无全线速动保护
时，不允许投三相重合闸。
19.6 变压器操作
19.6.1 新装或更换线圈大修后的变压器投运时，若条件允
许应做零起升压试验，作全压冲击时应使全套保护投入跳闸，并
网前检查相位。
19.6.2 断、合变压器 110kV 及以上电压侧的开关时，应先
推上中性点接地刀闸。运行主变任何一侧的绕组为开路方式，该
侧中性点应保持接地运行且投入零序电流保护。
19.6.3 变压器投运时，宜选择保护齐全、可靠和有后备保 护的电源侧充电。
19.6.4 并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，先合上 待投变压器中性点接地刀闸，后拉开待退变压器中性点接地刀闸。 零序过流和零序过压保护要作相应切换。 19.6.5 变压器并列运行的条件：
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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%）。
否则应经计算，并验证任一台变压器都不会过负荷的情况下， 才可以并列运行。
19.6.6 对于高、中压自耦，低压侧接有发电机组的变压器， 应装设公共线圈电流表，或利用公式计算公共线圈负荷，防止过 载运行。
19.6.7 各厂（站）的变压器中、低压侧有可能开路运行时，
应按规定和过电压规程要求，采取防止过电压措施。
19.6.8 变压器转备用，后备保护跳分段、母联开关的压板 可不断开，但保护有工作时应断开。对于没有单独开关的变压器 （如舞阳#1、2 变）只要停运，主变跳运行开关的所有保护压板 全断开。
19.6.9 变压器开关应选用三相联动操作机构，防止变压器 非全相运行。
19.7 发电机操作
19.7.1 新装或检修后的发电机，并网前要核对相序及相位。
19.7.2 发电机启动，达到并网条件才允许开关恢复备用， 对发电机—变压器组，加压前先推上变压器中性点地刀闸，按规 定投入保护。
19.7.3 发电机只允许采用准同期方法（包括手动和自动准 同期）与系统并列，合闸回路应经同期装臵闭锁。
19.7.4 并网运行的发电机应投入强行励磁及自动电压调整 器，因故需退出时应向调度机构申请。
19.7.5 发电机并列开关应选用三相联动操作机构。并列操 作时注意监视三相电流，严防发电机非全相运行。若因并列操作 不当引起失步时，应立即解列发电机。
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19.7.6 发电机解列前，有功负荷应降至零，无功降至最小， 解列后缓慢降低转子电流并注意监视定子三相电流，判断是否发 生非全相断开，转子电流降至零后才能断灭磁开关。
19.7.7 发电机解列后，应及时拉开开关两侧刀闸，严禁发 电机只经开关断开长时间备用。
19.7.8 凡接入省网的发电机，根据系统需要，功率因数应 达到下列要求：
a） 氢冷、水氢氢冷却方式的发电机，其低励限制按相应 值整定的条件下，应具有带满有功时功率因数超前 0.95 的进相运 行能力。
b） 空冷、双水内冷发电机，应具有带满有功时功率因数 超前 0.98 的进相运行能力。
c） 并网初期进相最小功率因数按照制造厂家规定，但实际 允许进相运行深度通过进相运行试验后由调度机构确定。
d） 已经核准允许进相运行的发电机组，按调度指令在允 许的范围内进相运行。
19.8 刀闸操作
19.8.1 220kV 及以下电压等级的刀闸，允许进行下列操作： a） 拉合电压互感器。
b） 无雷雨时拉合避雷器。
c） 拉合空母线，但不能对母线试充电。 d） 拉合变压器中性点接地刀闸。
e） 拉合同一电压等级、同一变电站内经开关闭合的并联 回路。
f ） 拉合作过环流试验的 3/2 接线的环路。
g） 通过计算或试验经总工程师批准的其它操作。 19.9 220kV 及 110kV 母线操作
19.9.1 正常情况下，省调调度的母线应保持双母线互联方 式或单母分段互联方式。母线元件的分配，按省调“年度运行方
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式”的规定执行，若改变正常接线方式，应由省调决定。母线元 件分配原则：
a） 通过母联的电流较小。
b） 任一组母线故障或母联误跳，不致使电网解列或瓦解。 c） 双回线应在不同母线。
d） 尽可能每组母线都有一台变压器中性点接地。 e） 便于保厂用、站用电。 f ） 对相位比较式母差，每组母线都有电源。
19.9.2 220kV 及 110kV 母线充电、停运或恢复备用时，应 防止发生电磁谐振。
19.9.3 用母联开关对母线充电时，投入母联开关过流保护
或带线路保护（注意保护方向正确），母差保护要作相应的变更，
实现被充母线故障时先跳母联开关。用其它元件对母线充电时， 要考虑母差保护的灵敏度，并采取防止运行开关误跳的措施。 19.9.4 母线倒闸操作，先合上母联开关，断开母联开关操 作保险，才可倒换。二次回路及母差保护要作相应的改变。切换 保护回路电压、电流源要正确可靠，防止保护误动或拒动。严禁 运行母线电压互感器经二次对停电母线电压互感器反充电。 19.9.5 当母联开关检修而采用某元件的两组母线刀闸跨接 两组母线时，母差保护要作相应变更。 19.10 3/2 接线操作
19.10.1 当开关停运时，注意潮流变化。对检修的开关，保 护回路、二次接线要做好运行与检修部分的隔离工作，防止误跳 相邻设备或线路对端的运行设备。
19.10.2 某条线路停运或备用，两母线间开关并联串数应不 少于两串。系统安全不受影响时，允许断开被停线路两个开关， 将此串打开。
19.11 母线与旁母之间有跨接刀闸接线的操作
用旁母兼母联开关带设备操作时，先倒单母线运行，再断开
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旁路兼母联开关，最后拉开跨接刀闸，然后按规定的操作方法进 行带设备操作。
19.12 旁带线路操作
19.12.1 旁路开关的保护定值应与被带线路开关一致。
19.12.2 用旁路开关对旁母线充电正常后，应断开旁路开 关，推上被带线路的旁刀闸之后停止操作汇报值班调度员，由值
班调度员下令退出有关保护。
19.12.3 用旁路开关与被带线路开关合环。
19.12.4 检查旁路开关已带上负荷，且三相电流基本平 衡，然后将被带线路开关停运解备。
19.12.5 在用刀闸拉、合空载的旁母时，不应中途停止， 防止长时间电弧过电压损坏设备。
19.12.6 峡窝变由于 220kV 旁母长、充电电流大，不可 用旁刀闸对旁母线充电，只能用旁刀闸操作合环。
20 事故处理
20.1 事故处理的原则和要求
20.1.1 省调值班调度员是河南电网事故处理的指挥人，要坚 持保人身、保电网、保设备的原则，对事故处理的正确性和及时 性负责。一般原则：
a） 立即采取措施解除对人身、电网和设备的威胁，保持 无故障系统及设备的正常运行。尽快限制事故发展，消除设备过 载或超安全稳定控制限额，消除事故根源或隔离故障源。
b） 阻止频率、电压继续恶化，防止频率和电压崩溃，尽 快将电网频率、电压恢复正常。消除系统振荡，尽力保证网络完 整或联系紧密，使电网具备承受再次故障冲击能力。
c） 发生电网解列事故时，先保证几个部分中容量最大或最 重要部分的稳定运行，指定局部系统的调频厂及区调，维持运行。
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d） 尽可能保持或立即恢复发电厂的厂用电。 e） 尽可能保持对用户连续供电。
f） 及时调整运行方式，安排解网部分尽快并网，恢复电网 正常接线。调整保护和安全稳定自动装臵的运行方式。 g） 尽快对用户送电，重要用户优先。
20.1.2 省调调度的设备发生事故或异常，有关值班运行人 员应立即向省调简要报告以下内容： a） 开关跳闸情况；
b） 保护及安全稳定自动装臵动作情况；
c） 事故主要象征，系统是否振荡，潮流、频率、母线电
压变化情况，设备有无过载和超稳定极限，主要设备有无损坏、
运行是否正常。
20.1.3 为防止事故扩大，下列情况允许先操作，但事后应 尽快向省调报告。
a） 将直接威胁人身安全的设备停止运行；解除对运行设
备安全的直接威胁；
b） 将事故设备停电隔离；
c） 事故中解列的部分电网、发电厂或发电机，若已符合并
网条件可立即并网；
d） 本规程、现场事故处理规程有明文规定者。
20.1.4 在系统事故处理中，各有关厂（站）值班负责人应
与省调保持联系，及时接受调度指令并立即执行。非事故单位应 加强监视，若无情况汇报，不要急于询问事故情况。事故处理结
束后，省调向有关单位通报情况。
20.1.5 非省调调度的设备发生事故，若对系统有影响或有
扩大为系统事故的可能，各厂（站）在处理事故的同时，应通过 所辖地调度或直接向省调报告事故简况。地方电厂机组出现功率
摆动或失稳，所辖地调度应及时汇报省调。
20.1.6 对国调、网调调度管辖设备安全有威胁的事故，省 调值班调度员应在事故处理的同时汇报国调、网调。
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20.2 频率异常处理
20.2.1 系统频率超出 50±0.2Hz 为异常状态，延续时间 30
分钟以上；或超出 50±0.5Hz，延续时间 15 分钟以上构成一般
电网事故。
系统频率虽未超出 50±0.1Hz，但省间联络线输送功率（计
及频率效应后）超出相关规定，也属异常状态。
处理的原则顺序：调整发电出力、请求上级调度调整发电出 力（调整省间联络线输送功率）、调整用电负荷（工业让峰、地调 按阶梯用电方案限电）或按《xxxx 年度河南电网省调限电及事故
拉闸序位表》限负荷。
20.2.2 由于河南电网负荷超限，若引起频率低于 49.90Hz， 省调应立即下令各电厂（含地方电厂，下同）增加出力直至满负 荷，如频率未恢复，省调应根据功率缺额下令让峰企业暂停生产、 有关超用供电区按指标用电。如果超用供电区地调没有及时执行
指令，省调可按《xxxx 年度河南电网省调限电及事故拉闸序位表》
直接下令拉闸。
由于河南电网设备事故使频率低于 49.8Hz，省调应立即下令 各电厂增加出力，所有机组至满负荷后，如频率未恢复，应根据 功率缺额下令让峰企业暂停生产、有关地调按事故拉闸序位在 3 分钟内拉限到用电指标，直到频率恢复至 49.8Hz 以上。紧急时 省调可直接按《xxxx 年度河南电网省调限电及事故拉闸序位表》 拉闸限电。但是省调拉闸线路的送电，应经省调领导批准。 20.2.3 频率突然降至 49.5Hz 以下的处理
a） 有关电厂应立即做好紧急加出力准备，按省调指令调 整出力。（例如，德宝、特高压同跳后低周）
b） 若河南电网相关设备故障引起频率降低，省调应立即 下令让峰企业暂停生产、按《xxxx 年度河南电网省调限电及事故 拉闸序位表》拉闸，使频率恢复 49.8Hz 以上，并注意不使联络 线、联变过负荷或超稳定极限。
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20.2.4 频率突然降至 49.25Hz 以下的处理
a） 有关电厂应立即做好紧急加出力准备，按省调指令增
加出力。地调安排有关企业做好快速停产准备。（例如，德宝、特
高压同跳后低周） b）
供负荷，省调应立即按《xxxx
不论是否超用网年度河
南电网省调限电及事故拉闸序位表》拉闸，不得使联络线、联变 过负荷或超稳定极限，协助上级调度在 15 分钟内使频率恢复到
49.5Hz 以上。
c） 当频率降到低频减载装臵动作值而装臵未动作时，各厂
（站）应不待调度指令手动断开该轮次所接的开关。
20.2.5 当频率低于联络线低频解列装臵动作值时，若安全 稳定自动装臵不动，应手动解列。当频率低于保厂用电规定值时， 按保厂用电措施执行。
20.2.6 低频、低压减载等安全稳定自动装臵正确动作断开 的开关或处理事故时值班运行人员按照《xxxx 年度河南电网省调 限电及事故拉闸序位表》手动断开的开关，送电时应经省调同意。
20.2.7 频率高于 50.10Hz 时，省间功率交换超过计划值属于 河南方面责任或上级调度要求，省调应采取以下措施，以使省间 交换功率合乎规定。
a） 降低发电厂有功负荷；
b） 令部分电厂（或机组）烧油减负荷； c） 令部分机组解列、停机。
20.2.8 频率高于 50.5Hz 有关发电厂应做好事故紧急降出 力准备，按省调指令减出力。
20.3 电压异常处理
20.3.1 值班运行人员应监视母线或发电机电压，按调度下 达的电压曲线（上下限）控制，及时调整，220kV 母线电压超过 规定范围应立即报告省调。 20.3.2 母线电压低的处理
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a） 增加就地和邻近的发电机（包括地方电厂）、调相机和 静止补偿器的无功出力，退出并联补偿电抗器，投入备用并联电 容器。
b） 投入在备用状态下的高压输电线路，增开备用机组。 c） 在允许范围内，提高邻近厂站母线的电压，或普遍提高 全网电压。
d） 适当调节带负荷调压变压器的分接头。
系统故障后，当一个区域大面积电压比较低时，禁止地调值
班调度员以调整变压器分接头的办法提高低压系统电压（参见
11.2.8）。
e） 若系统情况允许，必要时可降低发电机有功出力，以 增加无功出力。
f ） 降低远距离、重负荷线路的输送功率。
g） 电压低于规定值下限 5%属异常状态，省调值班调度员 应及时处理，必要时限制用电负荷，使电压恢复正常，防止因处
理不及时而造成电能质量降低事故。
当母线电压降至异常极限值时，发电厂和装有调相机的变电
站值班运行人员，应利用发电机和调相机的事故过负荷能力，增 加无功出力来维持电压，并汇报省调值班调度员。省调值班调度 员应迅速组织投入系统的无功备用容量和有恢复电压效果的有功 备用容量，必要时切除部分负荷提高电压，并消除上述设备的过
负荷状态。
20.3.3 因系统事故，电压剧烈波动引起的发电机和调相机
的自动励磁调节器和强行励磁动作，在现场运行规程规定的时间 内值班运行人员不得干涉其动作。若无规定时，空气和氢表面冷
却的发电机为 1 分钟，内冷的发电机为 20 秒。 20.3.4 母线电压高的处理
a） 降低邻近发电机、调相机的无功出力。
b） 调整静止补偿器出力，退出并联电容器，投入并联补
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偿电抗器。必要时安排部分发电机组进相运行。
c） 在允许范围内，降低邻近电压监控点的电压，或普遍降 低全网电压。
d） 适当调节带负荷调压变压器的分接头。
系统故障后，当一个区域大面积电压比较高时，禁止地调值
班调度员以调整变压器分接头的办法降低低压系统电压（参见
11.2.8）。
e） 将空载和轻载的高压输电线路停运。
f ） 电压高于规定值上限 5%属异常状态，省调值班调度 员应及时处理，必要时紧急降低发电机有、无功出力，调至进相 运行或降低发电机有功出力到最大进相容量，或解列部分机组使 电压恢复正常，防止因处理不及时而造成电能质量降低事故或设
备故障。
20.4 发电机组故障的一般处理原则
20.4.1 发电机组需紧急降出力或解列时，应注意监视母线 电压和联络线潮流，并及时报告省调。
20.4.2 发电机失磁后，若该机不允许失磁运行，或因失磁
引起了系统振荡、失步，应立即将该机解列。对允许短时失磁运 行的机组，要及时将该机有功出力降至允许值，且母线电压不低 于标准电压 90%（注意保持厂用电电压），并在规定的时间内恢
复励磁，否则也应解列。
水轮发电机失磁时应立即将该机解列。
20.4.3 发电机三相电流不对称，应及时报告省调，查明原
因。若发电机的负序电流超过规定值，值班运行人员应在向省调 报告的同时，降低发电机有功出力，若调整无效，应立即解列。
20.4.4 发电机在进相或高功率因数运行中发生失步，应立
即降低有功出力，手动增加励磁，以使机组拖入同步。若仍不能
恢复同步，则应将机组解列。（待定）
20.4.5 发电机由于纵差等主保护动作跳闸，应按现场规程
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的规定进行检查。如确未发现故障，应进行发电机零起升压试验， 正常后经省调同意方可并网。
20.4.6 发电机仅由于后备保护动作跳闸，又未发现发电机 有异常现象，可将发电机并网。
20.4.7 机组误解列或水轮发电机因甩负荷而引起超速、过 压保护动作跳闸时，应立即将机组并网（有条件的可零起升压）。 20.4.8 发电机外部故障，而发电机保护拒动，值班运行人 员应立即手动解列发电机。
20.4.9 在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中运行的 发电机，当发现机端系统中有一点接地时，应立即查明接地点。 如接地点在发电机内部，应迅速将其解列停机。如接地点在发电 机以外，亦应迅速查明原因并将其消除。对于容量为 150MW 及 以下的汽轮发电机，50MW 及以下的水轮发电机和同期调相机， 当接地电容电流小于 5 安，允许发电机在机端电压系统一点接地 情况下短时间运行，但至多不得超过 30 分钟。对于容量或接地 电容电流大于上述规定的发电机，当定子电压回路单相接地时， 应立即将发电机解列，并断开励磁。对不允许定子线圈一点接地 运行的发电机，当定子发生一点接地而保护拒动时，也应立即停 机并灭磁。
20.4.10 当隐极式发电机转子线圈发生一点接地时，应立即 查明故障地点与性质。如是不稳定性的金属接地，对于容量在 100MW 及以上的转子内冷发电机，应尽快安排停机处理；对于 100MW 以下的发电机，则应投入两点接地保护，并尽可能停机 检修。
凸极式发电机的转子线圈应有反应一点接地的信号装臵，出 现转子一点接地信号时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允 许再继续运行。
20.4.11 发电机与电网的联络设备上发生非全相运行，该发电机的不对称电流一般都超过允许值，应立即将非全相运行设备
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恢复全相运行或退出运行，直至解列发电机。若因故不能完成上
述操作，应立即降低发电机有功出力，并调整无功出力（如励磁
已被切除，应首先恢复励磁），减少非全相运行设备通过的电流， 使发电机负序电流小于规定值。若时间不允许，应立即将该发电 机的相邻设备（包括变压器或发电机所在母线）的开关断开，使 非全相运行的发电机与系统解列，然后将详细情况汇报省调。 20.4.12 现场规程有特殊规定的按现场规程处理。 20.5 变压器的故障处理
20.5.1 联络变压器过负荷，应立即设法在规定时间内消除， 其方法如下：
a） 增加变压器负荷侧发电机出力； b） 投入备用变压器；
c） 改变电网运行方式，以转移负荷；
d） 对该变压器的受端负荷实行限电拉闸。
20.5.2 自耦变压器低压侧接有发电机的公共线圈过负荷的 消除方法：
a） 增加连接于中压侧系统的发电出力； b） 降低连接于低压侧发电机的出力；
c） 转移或限制连接于中压侧系统的负荷。 20.5.3 变压器跳闸的处理
a） 变压器的主保护同时动作跳闸，未经查明原因和消除 故障之前，不得进行强送。
b） 变压器的瓦斯或差动保护动作跳闸，在检查变压器外 部无明显故障，检查瓦斯气体后证明变压器内部无明显故障者， 在系统急需时可以试送一次。有条件时，应零起升压。
c） 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离 后，一般可对变压器试送一次（但是等效于低压侧出口的故障应 按有关规定检查后确定）。
d） 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应进行检查，并适
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当降低变压器输送功率。
20.6 母线的事故处理
20.6.1 母线失压处理的一般程序
a） 省调应尽快消除设备过负荷、超安全稳定控制限额的 运行状况，使受到影响的系统恢复正常。
b） 厂（站）值班运行人员应不待调度指令检查并记录失
压母线上的所有开关状态，再断开该母线上所有开关，同时迅速 恢复受到影响的厂（站）用电，并立即报告省调。
c） 如属于母线故障，应迅速查明原因，隔离故障点，再恢 复供电。
d） 母线保护动作后经检查未发现有明显的短路象征，为
了迅速恢复正常运行，允许对母线试送一次，有条件者可零起升
压。
e） 双母线结构中一组（段）母线故障时，为迅速恢复系 统的连接，可将完好的元件倒至非故障母线运行。（GIS 母线事故 处理不适用本条）
f ） 开关失灵保护动作引起母线失压时，也应断开母线上 所有开关，然后对母线试送电。母线试送成功后，再试送各线路。
为防止送电到故障回路，再次造成母线失压，应根据有关厂（站）
保护动作情况，正确判别故障元件、拒动的保护和开关，并尽快 隔离故障元件。
20.6.2 GIS 母线失压处理 a） 对于母差保护动作的母线失压事故，在未查清故障点前， 不宜对故障母线强送电，禁止直接将跳闸元件倒至运行母线。 b） 对于母差保护动作跳闸的出线开关，在检查该间隔无明 显故障点后，可试送一次。试送时应首先将跳闸开关母线侧刀闸 拉开，再用对侧开关对本间隔的甲刀闸、开关试充电正常后，方 可将该线路倒至正常母线送电。
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c） 对于母差保护和本侧线路保护（或主变保护）均动作跳 闸的开关应立即解备，在未查清故障点前，不得进行强送电。 d） 如属于母线故障，并且已经查清故障点，在进行故障点 隔离时，应通过设备的机械指示位臵、电气指示、带电显示装臵、 仪表及各种遥测、遥信等信号变化来判断，判断时应有两个及以 上不同原理的指示，且所有指示均已同时发生对应变化，才可确 认该设备当前状态。
20.6.3 失压厂（站）直流电源应急处理
a） 厂（站）用电有备用交流电源的，应尽快倒至备用电 源供电。
b） 失压超过 20 分钟且失去站用电，如果直流母线电压有 所降低，可汇报并听从省调指令，保留一台能使母线受电开关的
直流电源，切断其它开关的直流供应（含部分不重要的事故照明、
设备），以节约蓄电池的能量。
20.6.4 母联开关无故障跳闸，一般对系统潮流分配影响比 较大，值班运行人员可立即检同期合上母联开关，同时向省调汇 报，并查找误跳闸原因。
20.7 系统同步振荡的处理
20.7.1 一般原则是已经振荡的发电厂可不待调度指令立即 增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全。
20.7.2 省调应下令增加有关发电机励磁，提高系统电压， 稳定系统运行。
20.7.3 如果是线路重载引起，可降低送端电厂出力，增加 受端出力，提高线路两端电压，直至振荡平息。
20.7.4 条件允许的情况下，可投入备用线路或变压器，加 强网络电气联系。
20.7.5 尽快查找振荡源，去除振荡源。 20.8 系统异步振荡的处理
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20.8.1 所有发电厂、变电站值班运行人员，应不待调度指 令增加发电机、调相机无功出力，断开电抗器、投入电容器、控 制可调无功装臵发容性无功，尽量提高系统电压。
20.8.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，增加机组的 有功出力至最大值，直至振荡消除。
20.8.3 受端系统迅速增加发电机出力，直至切除部分负荷。 20.8.4 频率升高的发电厂，应不待调度指令减少机组有功 出力以降低频率，但不得使频率低于 49.5Hz，同时应保证厂用电 的正常供电。
20.8.5 系统发生振荡时，未得到值班调度员的允许，不得 将发电机从系统中解列（现场事故规程有规定者除外）。
20.8.6 若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令 立即将失磁机组解列。
20.8.7 环状系统或并列运行的双（多）回线路的操作或开 关误跳而引起的系统振荡，应立即投入解环或误跳的开关。 20.8.8 装有振荡解列装臵的发电厂、变电站，当系统发生 异步振荡时，应立即检查振荡解列装臵的动作情况，当发现该装 臵发出跳闸的信号而未实现解列，且系统仍有振荡，则应立即断 开解列开关。
20.8.9 若系统振荡超过三分钟经采取上述措施后仍未消除 时，应迅速按规定的解列点解列。
20.8.10 解列点选择按下列原则：
a） 解列后应使振荡的两部分脱离； b） 解列后的两部分功率尽可能平衡； c） 解列点有并列装臵。 20.9 线路的故障处理
20.9.1 各厂（站）值班运行人员应监视线路潮流，发现线 路功率接近极限或三相电流不平衡时，及时汇报省调。
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20.9.2 当联络线过负荷时，应采取以下措施： a） 受端发电厂增加出力； b） 送端发电厂降低出力；
c） 受端电网限制用电负荷，紧急时可以拉限负荷。 20.9.3 线路单相跳闸，重合闸未动作，可不待省调指令立 即强送跳闸相开关。强送不成功，应断开三相开关。两相跳闸， 立即断开另一相开关。
20.9.4 联络线三相跳闸，应首先查明线路有无电压，若线
路有电压，可不待调度指令，立即检同期合环；若线路无电压， 对投三相无压重合闸的开关，当重合闸未动作时，可不待调度指
令强送一次。
20.9.5 线路跳闸自动重合或强送后又跳闸，值班运行人员
应立即对该线路开关进行检查。省调根据继电保护动作情况，断 开可疑设备，在开关无异常的情况下，可逐段再强送一次。线路 由于过载运行引起跳闸，重合不成功，在确保线路送电后潮流在 安全范围内的情况下，可强送一次。雾闪引起线路跳闸，雾消失
后可强送一次。
20.9.6 由于开关遮断容量不足或受遮断次数限制而停用重
合闸的线路开关跳闸，是否能强送，由运行单位总工程师决定。
20.9.7 线路故障跳闸，无论重合或强送成功与否，均应立 即开展事故带电巡线，巡线一有结果应立即向省调汇报。 20.9.8 线路故障跳闸后配套的安全稳定自动装臵应动而未
动作，并造成设备过载或系统电压低，省调应立即下令切除相关
发电机或负荷。
20.9.9 有带电作业的线路跳闸后，作业人员应视设备仍然
带电。工作负责人应尽快与调度联系，值班调度员未与工作负责
人取得联系前不得强送电。 20.10 系统解列的处理
20.10.1 解列后的系统频率和电压可能严重偏移，各电厂根
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据本厂所并网系统的状态，按规程采取措施阻止频率、电压继续 恶化。
20.10.2 事故情况判明后，一般情况下，应使已解列系统尽
快恢复并列。
20.10.3 若只有一个开关跳闸，且有并列装臵，应立即检查
系统情况并调整，达到同期条件后，待调度指令并列。
20.10.4 若本省系统与华中（华北）电网解列，省调立即采 取措施使河南（或配合上级调度使所并列）系统频率、电压恢复
到合格范围。
20.10.5 由华中（华北、西北）网公司供电的河南部分变电
站安全受到影响时，省调及时向上级调度提出要求，如果有配合
操作按上级调度指令执行，并网由上级调度操作。
20.10.6 河南电网内容量在 100MW 及以上的局部（区域） 电网事故解列，由所在地调值班调度员（或省调指定的临时区调） 协助省调维持小电网频率、电压，并尽快达到并网条件，由省调 下令操作并网。
20.10.7 与主网解列运行的局部电网，无法保证对该地区煤 矿、电铁及其它重要负荷供电时，地调要及时通知到用户并汇报 省调。
20.11 断路器故障的处理
20.11.1 运行中的断路器看不见油位、空气（氮气）压力低、 SF6 密度低等，且超过允许值，应立即采取防跳闸措施，严禁切 负荷电流及空载电流，然后用旁路开关旁代或用母联开关串带， 将故障断路器停运。
20.11.2 断路器操作系统发生异常，不能使断路器跳闸或跳 闸回路被闭锁，应采取防慢分措施，然后设法将操作系统恢复正 常，否则应用旁路开关旁代或用母联开关串带。
20.11.3 断路器有下列情况之一者，应立即按照 20.11.1， 20.11.2 有关内容处理，再申请停运处理。
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a） 套管严重破损并存在放电现象； b） 断路器内部有异常响声；
c） 少油断路器灭弧室冒烟或明显漏油以致看不到油位； d） 连杆等问题，一相或多相合不上或断不开； e） SF6 开关气室严重漏气发出操作闭锁信号； f ） 液压（空压）机构突然失压并且不能恢复； g） 现场规程中有具体规定的其它情况。
20.11.4 断路器故障而不能用旁路开关旁代或用母联开关 串带，可向所属调度机构汇报，针对处理。
20.12 电压互感器、电流互感器的故障处理
20.12.1 电压互感器二次开关（或保险）断开，值班运行人 员在处理的同时，应及时向省调报告，共同做好有关保护及安全 稳定自动装臵防误动作措施。若二次开关合不上，在故障没消除 之前不允许合电压互感器二次侧联络刀闸，避免另一组电压互感
器二次开关跳闸。
20.12.2 互感器因漏油看不到油位，或听到内部有异常响声
时，应申请省调及时将设备停运。
20.12.3 互感器冒烟应立即用开关将其停运，事后及时向省 调报告。严禁用隔离开关或摘下熔断器的办法隔离有故障的互感
器。
20.12.4 当发现电压、电流互感器故障或异常，应及时消除 其对保护、自动装臵的影响，防止保护及自动装臵误动而使事故
扩大。
20.12.5 当发现电流互感器开路时，宜将互感器尽快停运。 20.13 失去通信联系的处理
20.13.1 厂（站）与省调通信中断，在故障处理的同时，应 通过应急电话或移动电话与省调取得联系。若采取上述办法仍未 与省调取得联系，厂（站）应与本供电区地调取得联系。若在此 期间发生事故，地调应协助处理。
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20.13.2 与省调失去联络的单位，尽可能保持电气接线方式 不变，按给定的负荷、电压曲线运行。
20.13.3 正在执行省调下达的操作指令时与省调通信中断， 应立即停止操作。待通信恢复后，详细向省调汇报现场实际情况， 取得省调同意后方可继续操作。
20.13.4 发生事故时与省调失去通信联系，为防止事故扩 大，有关单位应按本规程及现场规程处理，通信恢复后，向省调 汇报详细情况。
20.13.5 发生系统解列事故，被解列的区域网内运行单位与 省调失去联系，区域网内各厂、站服从当地地调（或省调指定的 临时区调）指挥，维持正常的频率和电压，为迅速并入系统创造 条件。
20.13.6 地调与省调失去通信联系，应通过应急电话或移动 电话与省调恢复联系。仍不能恢复，应判明本供电区电网（包括 省调调度的设备）是否与相邻供电区联网运行，并与相邻供电区 地调保持联系。在此期间发生事故，已取得联系的各地调之间， 应协调处理。
20.13.7 河南省内属国调、华中网调调度的厂（站）发生事 故时与国调、华中网调通信中断，按上级调度规程执行。
20.14 失去调度自动化系统（EMS）的处理
20.14.1 省调失去全部 EMS 信息时，值班调度员应立即通 知相关厂（站）退出 AGC、AVC 等基于 EMS 的自动控制系统， 并通知自动化运行维护人员进行处理，并汇报相关领导。省调维 持系统现状的同时应立即报告上级调度，按上级调度指令调整出 力。
20.14.2 省调值班调度员应根据电网当前运行方式，通知各 发电厂及主要变电站值班运行人员监视设备运行情况，各地调应 负责监视本地区电网的运行状况。
20.14.3 各厂、站应尽可能保持电气接线方式不变，按调度
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下达的负荷、电压曲线运行，如有异常情况应立即向省调汇报。
20.14.4 省调值班调度员进行电网调度操作时，若省调
EMS 信息失去，应立即暂停操作，如可能影响电网安全运行，由 省调值班调度员根据实际情况决定。
20.14.5 发生事故时省调 EMS 信息失去，为防止事故扩大， 相关厂、站应向省调汇报详细情况，省调值班调度员根据厂、站 汇报情况处理事故。
20.14.6 发生系统解列事故，被解列的局部电网 EMS 信息 失去，局部电网内各厂、站应服从省调指定的地调指挥，维持局 部电网正常的频率和电压，为迅速并入系统创造条件。
20.14.7 厂（站）RTU（或监控系统）故障，信息不能传送 到省调时，省调应退出相关自动控制系统。专业人员在积极查找 原因、处理故障的同时，应尽快与省调自动化值班人员联系，省 调自动化值班人员得到信息后应切换调度显示屏数据来源。该站 值班运行人员应随时向省调值班调度员报告设备、参数变化或异 常。
21 继电保护及安全稳定自动装臵运行
21.1 基本要求
21.1.1 调度人员及厂、站值班运行人员应熟悉本规程，各厂、 供电公司继电保护人员应了解本规程。 21.1.2 一次设备不得无保护运行。
21.1.3 如保护整个设备的快速保护全部停用，该一次设备 宜停运。
21.1.4 省调下达的有关继电保护操作的调度指令仅指保护 功能的投入、退出或更改运行方式、定值等，不涉及具体的保护 压板。现场运行值班人员应根据省调调度指令，按照现场继电保 护运行规程负责操作具体的压板，使相关继电保护装臵的功能符 合调度要求。
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21.1.5 在电网一次设备常规操作中，应遵循“二次保护应根 据一次设备变化而合理变更”的原则。根据一次设备的状态变化， 正确、及时地进行相关保护的操作。
21.1.6 接受省调下达许可操作指令和综合操作指令进行一次 设备操作时，仅涉及本站内的继电保护操作，省调不再单独下达 相关继电保护的单项操作命令。
21.1.7 新设备试运行等特殊运行方式时，需要采取继电保护 更改定值、临时接线等措施，现场运行值班人员应根据调度指令 更改。临时方式使用完毕后及时向相关调度机构汇报，将所变更 的保护临时方式恢复为正常运行方式。
21.1.8 涉及系统安全运行的远方切机、切负荷等安全稳定 自动装臵的调度权在投运时确定，投退应得到相应调度指令。 21.2 保护通用规定
21.2.1 接有交流电压的保护装臵，当交流电压失去时有可 能误动作，因此在倒闸操作过程中不允许保护装臵失去电压。正 常运行情况下，若出现电压回路断线信号，值班运行人员应立即 进行处理。
21.2.2 双母线或多分段环形母线每段各有一组电压互感 器，正常情况下保护装臵的交流电压应取自被保护的一次设备所 在母线上的电压互感器。
21.2.3 双母线或多分段环形母线进行倒闸操作时，应一次 侧先并联，然后二次侧才允许并联；解开时应二次侧先解开，然 后再解开一次侧，以免通过电压互感器由二次向一次母线反充电。 21.2.4 对 35kV 及以上的电气设备，无速动保护原则上不 允许充电。线路及备用设备充电时，应将其自动重合闸及备用电 源自动投入装臵退出。
21.2.5 对于新投运或二次回路变更的线路、变压器保护装 臵，在设备启动或充电时，应将该设备的保护投入使用。设备带 负荷后宜将保护分别停用，由继电保护人员测量、检验保护电压
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电流回路接线，正确后该保护才可正式投入使用。
对于新投运或二次回路变更的母差保护，经带负荷检验电流 电压回路正确后方可投入使用。 21.3 保护停用的相关条件
21.3.1 保护装臵本身或辅助装臵（回路）出现异常有可能
发生误动作或已经发生了误动作时。 21.3.2 检验保护装臵时。
21.3.3 在保护装臵使用的交流、直流等二次回路工作时。 21.3.4 继电保护人员更改定值时。
21.3.5 其他专用规程中所规定的条件。 21.4 微机保护装臵的运行规定
21.4.1 新型微机保护装臵投入运行前，现场应具有相应的
运行规程、规定。
21.4.2 微机线路保护装臵内的不同定值区已分别设臵多套
定值，值班运行人员应根据调度指令并且按规定的方法切换定值
区以使用要求的定值。改定值结束后应打印出新定值清单核对，
向值班调度员汇报。
以切换定值区方式改定值可不退出保护。
21.4.3 现场值班运行人员应定期对微机保护装臵进行采样 值检查和时钟校对，每月一次。
21.4.4 微机保护装臵动作开关跳闸后，现场值班运行人员
应做好记录和复归信号，并立即向省调汇报动作情况，然后复制
总报告和分报告。不得将直流电源断开，以免故障报告丢失。 21.4.5 微机保护装臵出现异常时，现场值班运行人员应根
据该装臵的现场运行规程处理，并向调度汇报，同时通知继电保
护人员到现场处理。
21.4.6 微机纵联保护如需停用直流电源，应在线路两侧纵 联保护退出后，再停直流电源。
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21.4.7 严禁值班运行人员对微机保护装臵进行现场运行规 程外的其他操作。
21.4.8 微机线路保护定值区的规定
a） 第一区存放定值单所列的常规运行方式下的定值。
b） 第二区为短延时定值。将定值通知单中常规定值的距
离Ⅱ段、接地距离Ⅱ段和零序电流Ⅱ、Ⅲ段的时间改为 0.25 秒。 （根据系统运行情况，当线路纵联保护全部退出或对侧母差退出 时可考虑选用）。
c） 第三区定值将重合闸方式字改三相无压。如果定值通知 单有要求，则按定值通知单填。
d） 第四区为双（多）回并列线中停一回或 N 回线时的定 值（根据定值通知单要求）。
e） 第五区存放特定方式下的定值（根据定值通知单要求）。 f） 第六区及以上备用，可输入临时定值。
g） 旁路的第九区存放代变压器开关运行的定值。 21.4.9 新型保护装臵的压板名称、光（电）信息用词，应 符合常用术语，并与运行操作惯例保持一致。
21.5 纵联保护的运行规定
纵联保护是对全线速动的线路保护的总称，纵联保护由线路 两侧的保护装臵和相关通道构成。
21.5.1 纵联保护对保证电力系统稳定、保护相互配合起重 要作用，其可靠运行需要两端装臵配合工作，纵联保护装臵的投 入与退出的操作由值班调度员统一指挥。
21.5.2 光纤差动保护定检结束后的对调工作如需要调度配 合，值班调度员应尽力调整该线路的负荷电流达到对调要求的数 值。
21.5.3 线路充电运行时，充电侧高频方向、高频闭锁、光 纤差动、光纤方向、光纤距离保护仍可投入跳闸，开关断开侧的
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光纤差动、光纤方向、光纤距离保护装臵也应投入（可以不投跳 闸）。
21.5.4 传送纵联保护信息的媒介（如收发信机、高频或光
纤通道、加工设备）是保护的组成部分，其检修或检查工作应如
同保护装臵一样，应办理相关手续并得到许可。 21.5.5 高频保护的投入顺序：
a） 检查结合滤波器接地刀闸确已断开； b） 投入收发讯机直流电源交换信号；
c） 交换信号正常后，向调度汇报，由值班调度员下令投入
高频保护。
21.5.7 高频保护的退出顺序：
a） 断开两侧高频保护的出口压板； b） 必要时断开收发讯机的直流电源。
21.5.8 高频保护运行期间，值班运行人员应按照现场运行 规程，在规定时间内交换信号，检查通道和保护装臵。
21.5.9 光纤纵联保护通道中断，现场值班运行人员应汇报 所属调度机构，由值班调度员下令退出两端纵联保护。
21.5.10 凡出现下列情况之一时，值班运行人员应立即通知 继电保护人员，并汇报调度，由值班调度员向线路两侧值班运行
人员下令退出保护。
a） 交换信号结果超出允许范围，经继电保护人员检查认
为有必要退出保护时。
b） 装臵的直流电源中断。 c） 通道设备损坏。
d） 装臵的交流回路断线。
e） 装臵出现其他异常情况而可能误动作时。 21.6 距离保护的运行规定
21.6.1 距离保护具有电压互感器二次回路断线闭锁功能， 当电压互感器二次回路断线时，即自动闭锁保护。
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21.6.2 寻找直流接地或距离保护出现异常情况时（如振荡 闭锁不复归等），严禁在未停用保护前用拉合直流保险来消除异 常。
21.6.3 当停用保护装臵所使用的电压互感器时，需进行二
次电压倒换，值班运行人员应先采取必要措施不使电压回路中断
或将距离保护停用，才可操作。
21.6.4 当电压回路切换时发生不正常现象，应将有关距离 保护停用并立即着手处理。
21.6.5 在进行系统一次倒闸操作时，若利用电压切换开关
或手动小刀闸切换电压回路，现场应将该项目填写在操作票中。
21.7 零序保护的运行规定
21.7.1 当电网接线运行方式或主变中性点等接地方式改变 时，应注意零序保护的某些段是否要退出或改定值。
21.7.2 中性点接地的变压器投零序电流保护，不接地的变 压器投间隙零序过压保护和间隙零序过流保护。
21.7.3 220kV 线路保护零序电流Ⅰ段保护退出，零序电流
Ⅰ段保护硬压板不投。
21.8 自动重合闸装臵的运行规定
21.8.1 220kV 线路装有综合自动重合闸，可臵为四种运行 状态：单相、三相、综合、停用。使用单相重合闸时，不经过同
期和无压检定。
21.8.2 线路配双微机型保护的重合闸使用
应将两套重合闸的方式开关臵于同一位臵（例如投单相方式 时，两套重合闸均臵单相位臵），正常运行时两套保护重合闸压板
均应投入。当两套重合闸中任一套有问题时，不允许改变重合闸
的方式开关位臵，只断开有问题重合闸的压板。
21.8.3 当联络线转馈线运行时，电源侧重合闸为检查同期
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重合闸者应加投检查无压重合。
21.8.4 重合闸退出运行条件 a） 重合闸装臵异常。 b） 线路充电试验。
c） 开关遮断容量不足。
d） 线路带电工作需要将重合闸退出时。 e） 线路纵联保护全部退出时。 21.9 母线保护的运行规定
21.9.1 通用部分
21.9.1.1 母差保护退出但母线仍运行时，应尽量缩短母差 保护退出时间，避免进行母线的操作。如有特殊要求时，应采取 相应措施（如临时更改保护定值等）。
21.9.1.2 当厂（站）出现 220kV 母差退出形成无母线保护 的情况，应先投入母联过流保护。如果预计母差退出时间不超过
6 小时、站区及附近天气晴朗、厂（站）内没有一次检修、220kV
母线无倒闸操作，本厂（站）线路对侧开关的后备保护可以不改
为短延时。
新建 220kV 线路在投产调试或新保护换型需短时退出
500kV 变电站的 220kV 母差时，不必更改 500kV 主变保护后备
时间，但应尽量缩短母差保护退出时间。
21.9.1.3 220kV 双母线接线的变电站，不宜长期分裂运行。 21.9.1.4 当母联过流保护按解列用途投入，其定值应按照 躲过母联开关最大穿越电流整定，时间为 0 秒（一般在调度计划 中明确），并应该考虑现场继电器刻度的限制。
21.9.1.5 如果系统结构或方式改变，需要投入母联过流保 护，应由调度部门下达定值，由值班调度员下令投入。
21.9.1.6 厂（站） 220kV 母差保护退出但母线仍运行时， 值班调度员应做好事故预想，调整系统潮流，使得该站母线故障 时对系统影响最小。
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21.9.2 中阻抗和微机母差保护允许一次设备在双母线间任
意倒换母线运行，倒闸时由刀闸辅助接点自动切换母差保护的电
流回路和跳闸回路。
在倒闸操作时，值班运行人员应注意监视刀闸辅助接点的转
换继电器动作状态，如出现异常情况，针对处理，必要时将保护
停用处理（操作细节按照现场规程办理）。
21.9.3 部分母线保护存在一、二次电流可能不同步的原理
性缺陷，遇有下列情况，此类母线保护应短时退出，并投入母联
开关的过流保护。
21.9.3.1 用母联开关由一段母线对另一段母线充电时； 21.9.3.2 用母联开关由一段母线对另一段母线上的主变或 线路充电时；
21.9.3.3 用母联开关进行合环操作时。
当上述操作结束，检查母联二次电流切换回路正常后，投入 母线保护，并退出母联开关的过流保护。
21.9.4 双套母线保护运行规定
21.9.4.1 运行中按照调度命名的“xxkV xx 母第一套母线保 护”和“xxkV xx 母第二套母线保护”处理相关业务。
21.9.4.2 220kV 母线配臵的两套母线保护正常方式下全部 投入跳闸。
21.9.4.3 对运行中母线保护出现的各种异常情况，厂（站） 有关人员应根据不同型号按照有关规程处理。向值班调度员汇报
的时候，厂（站）值班运行人员应注意核对保护型号及生产厂家。
21.10 母联开关过流保护的使用
21.10.1 220kV 母联开关过流保护正常不投。
变电站既有单独设臵的母联开关过流保护，又有母线保护中 内含的充电过流保护时，使用时可只投单独设臵的母联开关过流
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保护。
变电站没有单独设臵的母联开关过流保护，且两套母线保护
中均有充电过流保护时，使用时宜只投第一套母线保护中的充电
过流保护。
21.10.2 省调下达的定值通知单中的过流保护定值只在充
母线时适用。
21.10.3 充线路时，应校核当前运行方式下过流保护的灵敏
度，以经过计算后的新过流保护定值为准。
21.10.4 充变压器时，应使用该变压器所属调度机构下达的
过流保护定值。
21.11 开关失灵保护的运行规定
21.11.1 开关失灵保护包括启动回路、时间元件和跳闸出口
回路三部分。未出现 21.3 中的情况，开关失灵保护不得退出。 21.11.2 当接于母线上的线路、变压器发生故障，若故障元
件的保护动作而开关拒跳时，开关失灵保护能有选择地将该母线
上的其他开关跳开，切除故障。
21.11.3 当母联开关代替线路开关运行时，应将开关失灵保
护中母联启动回路的切换压板和跳闸回路压板作相应切换。 21.12 旁路或母联开关有关保护运行的规定
21.12.1 当利用旁路（母联）开关代替变压器开关运行时， 旁路（母联）开关或变压器套管的电流互感器二次回路应接入变 压器差动保护及该侧后备保护回路中，投入该保护作用于旁路（母 联）开关的跳闸压板，而旁路（母联）开关接入母差保护的电流 互感器二次回路及跳闸回路按所代开关的接法进行切换，代运后 退出被代开关的跳闸压板。
变压器差动保护改接套管电流互感器后，母差电流互感器和 套管电流互感器之间的部分无速动保护，应投入旁路线路保护中 专代变压器的定值，该定值专门设定值区，相间距离、接地距离 Ⅰ段定值都取 4Ω（一次值），时间 0 秒；Ⅱ、Ⅲ段定值都取 4Ω
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（一次值），时间都取 5 秒。其它定值由变压器所属调度机构进 行整定。
21.12.2 当利用母联开关串代不允许跳闸的变压器开关运
行时，退出被代开关的跳闸压板，投入变压器差动保护及该侧后 备保护作用于母联开关的跳闸压板。
21.12.3 旁路开关转代变压器开关，倒闸操作中可能引起差
动保护出现差流时，应退出变压器相关差动保护。
21.12.4 代线路开关运行时，保护按所代线路开关的保护定 值整定。
21.13 特殊接线方式的保护运行规定 21.13.1 220kV 舞阳变电站保护运行规定
21.13.1.1 ＃1 主变短引线保护（接舞双 1 电流互感器和舞内 220 电流互感器）正常不投，舞＃1 主变停运、舞内 220 运行时 投入。
21.13.1.2 ＃2 主变短引线保护（接乔舞 2 电流互感器和舞内 220 电流互感器）正常不投，舞＃2 主变停运、舞内 220 运行时 投入。
21.13.1.3 舞双线短引线保护（接舞双 1 电流互感器和舞双线
电流互感器）及乔舞线短引线保护（接乔舞 2 电流互感器和乔舞
线电流互感器）正常投入。舞双线线路停运时退出舞双线短引线
保护，乔舞线线路停运时退出乔舞线短引线保护。
21.13.1.4 舞双－1、乔舞－2、舞内 220 开关断路器保护在本
开关运行时投入，本开关停运时退出。 21.13.2 庞王电厂继电保护运行规定
21.13.2.1 正常运行方式
庞濮线、庞岳线线路保护投入；各运行开关断路器保护按相应
保护定值通知单的规定投入。庞岳线、庞濮线双套短引线保护不
投。
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21.13.2.2 一线带两机运行方式，即庞外 220 运行、庞岳线（或 庞濮线）停运。
退出庞岳线（或庞濮线）线路保护；各运行开关断路器保护按 相应保护定值通知单的规定投入；庞岳线（或庞濮线）停运时，
庞岳线（或庞濮线）双套短引线保护投入。
21.13.2.3 一机带两线运行方式（庞外 220 运行、庞濮线及庞 岳线运行、庞王单机运行）或庞王电厂机组全停，庞濮线、庞岳
线通过庞外 220 开关联络运行方式
庞岳线、庞濮线线路保护投入；各运行开关断路器保护按相应 保护定值通知单的规定投入；庞岳线（或庞濮线）双套短引线保 护不投。并且在庞王＃1、2 机停运期间，庞濮线、庞岳线线路保 护屏及相关二次回路不得进行工作。若庞王电厂任一机组停运且 庞濮－1 北（庞岳－1 南）刀闸在推上位臵，发电机主变高压侧
和电流互感器之间故障时，由线路后备保护动作切除故障。
21.13.2.4 庞外 220 停运，＃1（＃2）机组单元制接线运行方
式
庞岳线、庞濮线线路保护投入；各运行开关断路器保护按相应 保护定值通知单的规定投入；庞濮线、庞岳线双套短引线保护不
投。
21.13.2.5 机－变－线交叉运行方式，即“庞王＃1 机－庞外 220－庞濮线”或“庞王＃2 机－庞外 220－庞岳线”的运行方式 庞濮线（庞岳线）线路保护投入；各运行开关断路器保护按相 应保护定值通知单的规定投入；庞岳线（庞濮线）双套短引线保
护投入。并且在庞王＃2（＃1）机停运期间，庞濮线（庞岳线） 线路保护屏及相关二次回路不得进行工作。 21.13.2.6 庞濮线、庞岳线重合闸停用。
21.13.3 同力电厂继电保护运行规定 21.13.3.1 正常运行方式
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I、II 同桃线线路保护投入；各运行开关断路器保护按相应保护
定值通知单的规定投入。同内 220 开关断路器保护不投，I、II 同
桃线双套短引线保护不投。
21.13.3.2 一线带两机运行方式即同内 220 运行、I 同桃线（II
同桃线）停运。
同力#1（#2）机停机，退出 I 同桃线（II 同桃线）线路保护； 各运行开关断路器保护按相应保护定值通知单的规定投入；同内 220 开关断路器失灵保护、死区保护投入，I、II 同桃线双套短引 线保护不投。
21.13.3.3 机－变－线交叉运行方式，即“同力＃1 机－同内 220－II 同桃线”或“同力＃2 机－同内 220－I 同桃线”的运行 方式
II（I）同桃线线路保护投入；各运行开关断路器保护按相应保 护定值通知单的规定投入；II（I）同桃线双套短引线保护投入。 同内 220 开关断路器失灵保护、死区保护投入，并且 I（II）同桃 线线路保护屏及相关二次回路不得进行工作。 21.13.3.4 I、II 同桃线重合闸停用。
21.14 故障录波器及保护故障信息子站运行规定
21.14.1 故障录波器是分析系统事故、确定故障地点、提高 运行管理水平的一种自动装臵，应经常投入运行，需要停用时应 经值班调度员同意。
21.14.2 故障录波器异常，现场值班运行人员应尽快通知本 单位继电保护人员处理。
21.14.3 故障录波器动作后，现场值班运行人员应结合故障 录波器或保护故障信息子站信息向值班调度员汇报故障或其它异 常情况。
现场值班运行人员应及时通知本单位继电保护人员打印和复 制事件记录文件，并上报省调。
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21.14.4 保护故障信息子站汇总了该厂（站）故障或异常的
综合信息，通过网络连接到省调的故障信息系统主站，属于实时 系统，安全等级高，值班运行人员应根据现场规程使用、维护该 设备，不允许在其控制终端进行任何与其功能无关的操作，非维
护人员不得向其硬盘拷贝任何软件。
21.15 变压器中性点接地方式的规定
21.15.1 系统主变压器中性点接地方式的规定原则
规划中性点接地数量和地点时，应考虑中性点接地方式的变
化不应引起系统零序电流的分布发生过大的变化，尽可能达到任
一变电站的系统综合阻抗 Z1 220kV 侧中性点接地的变压器 110kV 侧中性点不接地，而另一台 变压器 220kV 侧中性点不接地却 110kV 侧中性点接地），其它 110kV 系统变压器中性点接地方式由各地调统一规定。 21.15.1.2 系统内的自耦变压器中性点应保持接地运行。 21.15.1.3 一个变电站有多台变压器运行，只允许有一台变 压器中性点接地时，应首先安排有载调压变压器。当中性点接地 变压器停运时，先将运行中的另一台变压器中性点接地，再停该 变压器。 21.15.1.4 如果一个发电厂、变电站有多台不同容量变压器， 只允许有一台变压器中性点接地时，正常运行方式下应保持容量 最大的变压器中性点接地（依此类推）。 21.15.1.5 如果发电厂、变电站有两台主变压器中性点接地， 两台主变压器应分别接在两组母线上运行。 21.15.1.6 在有两组及以上的发电机—变压器组运行的发电 厂，当一组中的发电机停运而变压器继续运行时，如果该变压器 中性点原接地运行（自耦变除外），应倒换为接有发电机的那台变 - 95 - 压器中性点接地。 21.15.1.7 当运行变压器任一侧开关断开却仍带电为开路方 式时，开路侧中性点保持接地运行，但是该中性点不计入系统规 定的中性点接地点之内。 21.15.1.8 发电机－变压器－线路组或多台机组经单回线路 并网，主变中性点应保持接地运行。 21.15.2 一个厂（站）主变中性点接地点应保持规定的数量 （发电厂高备变不计），如果不能满足要求，应向省调汇报。 21.15.3 220kV 系统变压器中性点接地方式由省调规定。 22 自动发电控制（AGC）及自动电压控制（AVC）运行 22.1 自动发电控制（AGC）运行管理 22.1.1 AGC 运行总则 22.1.1.1 自动发电控制（AGC）是电网调频及电网控制的 重要手段。依据上级有关规程及 AGC 设备技术特性，结合河南 电网实际情况制定本规定。 22.1.1.2 省调调度员及自动化专业人员、AGC 调整厂运行值 班及调度自动化维护人员应全面熟悉本章；省调、AGC 调整厂负 责生产、运行、检修的相关工作人员应熟悉本规程的有关部分； 省调和 AGC 调整厂的领导应了解本章的主要要求。 22.1.1.3 各 AGC 调整厂应依据本章，结合现场实际情况， 制定现场的运行、检修规程，并报省调备案。 22.1.2. AGC 系统管理 22.1.2.1 AGC 系统由以下三部分组成： a） 省调能量管理系统（简称 EMS）中自动发电控制（简 称 AGC）模块。 b） 省调 EMS 至 AGC 调整厂的计算机通信模块（通道和 RTU）。 c） 调整厂机组 AGC 控制模块（电厂计算机监控系统、机 - 96 - 组机炉协调系统或 DCS 等）。 22.1.2.2 按照分层、分级控制的原则，省调考虑安全约束条 件后设定的控制目标，并将期望值下达给 AGC 调整厂或机组。 AGC 调整厂控制系统或机组控制系统对有关机组控制、调节。 22.1.2.3 AGC 运行过程中，涉及调整厂侧控制系统的运行、 操作、维护等工作执行现场的运行、检修相关规程；涉及省调至 调整厂通信系统的运行、操作、维护等工作，参照省调制定的有 关运行规程执行。 22.1.2.4 省调 AGC 控制模式采取下列四种模式： a） 以保持断面交换功率为给定值的控制模式。 b） 以 CPS 合格率为控制目标的控制模式。 c） 以省际联络线交换功率及电网频率联合控制为目标的控 制模式。 d） 以电网频率为目标的控制模式（河南电网孤立运行时）。 22.1.2.5 省调机组出力调整主要有下列三种模式： a） 自动控制模式：根据当时投运的 AGC 控制模式（参见 22.1.2.4），机组控制目标由 AGC 程序自动计算。 b） 实时调度模式：机组按给定的发电计划曲线带负荷。指 令周期为 5 分钟、10 分钟、15 分钟。 c） 固定功率模式：机组按调度员人工设臵的数值带负荷。 22.1.2.6 省调 AGC 系统的投入和退出以及机组模式的选择 均由省调值班调度员确定和操作。 22.1.2.7 省调 AGC 计划值按调度计划运行曲线执行，省调 值班调度员可以根据电网实际运行情况修改计划值和各 AGC 调 整厂的调节方式。该发电计划曲线也可由调度管理及实时调度系 统根据电网负荷情况按照给定策略自动滚动实时修正。 22.1.2.8 调整厂机组的可调节范围为机组核定出力值的上 下限，现场人员无权改变此调整范围。遇到特殊情况需要改变调 节范围时，应向省调值班调度员申请，得到其同意后方可改动， 双方应做好记录。 - 97 - 22.1.2.9 投入 AGC 控制的火电机组每分钟的调节量应不小 于省调规定值。 22.1.2.10 AGC 系统的检修管理参照调度规程中自动化管理 部分执行。 22.1.3. AGC 系统操作 22.1.3.1 省调值班调度员及调整厂值班运行人员应记录 AGC 系统投退情况（时间、原因等）。各厂 AGC 系统的投入是指 该系统投入远方遥调状态，由省调控制机组出力，其它均为退出 状态。 22.1.3.2 AGC 系统投运步骤： a） 省调值班调度员确认 EMS 系统断面交换功率与实际相 符。 b） 系，确认 AGC 系统正常。 c） AGC 可以进行 AGC 调整。 机组出力。 省调值班调度员与 AGC 调整厂值班值长联 调整厂值长确认 AGC 机组运行正常， d） 调整厂臵 AGC 调整机组为远方遥调状态，由省调控制 e） 省调值班调度员启动 AGC 程序并将 AGC 调整机组臵 为需要的模式。 22.1.3.3 AGC 系统退出步骤： a） 接到省调值班调度员的机组退出 AGC 命令后，电厂值 班运行人员将 AGC 调整机组退出 AGC 控制。 b） 省调值班调度员将 AGC 软件退出。 22.1.4. AGC 系统的运行管理 22.1.4.1 省调自动化维护人员应加强 EMS 运行管理，为 AGC 的安全运行奠定基础。 22.1.4.2 现场值班运行人员、调度自动化维护人员应加强对 计算机控制系统的监视，加强对水库水位、上游来水流量、机组 功率及机组运行状况等的监视，如出现异常，机组参数超出规定 - 98 - 时，应根据现场规程处理并汇报省调值班调度员。 22.1.4.3 AGC 因故退出运行以后，省调及有关电厂应立即 组织技术人员处理，争取尽快恢复。 22.1.5 AGC 系统异常及事故处理 22.1.5.1 当省调 EMS 或 AGC 主站功能异常或事故时，省调 自动化维护人员应通知省调值班调度员退出 AGC，并立即进行处 理，正常后通知省调值班调度员 AGC 系统可以投入。 22.1.5.2 AGC 调整厂 AGC 系统异常或机组异常不能进行 AGC 调整时，当班值长向省调值班调度员提出申请退出 AGC， 经调度员同意后，电厂值班运行人员应按现场规定的操作步骤退 出。出现可能危及设备安全的紧急情况时，可不经过省调同意， 按照现场规程处理，但在处理完毕后应立即向省调值班调度员汇 报。 22.1.5.3 系统发生振荡时，现场值班运行人员应立即向省调 值班调度员汇报，并申请退出机组 AGC 运行。 22.2 自动电压控制（AVC）运行管理 22.2.1 AVC 装臵由省调调度，其现场设备运行委托现场管 理。各单位应按照省调颁布的调度自动化系统有关规程制定 AVC 现场运行管理规程。AVC 装臵的布点由省调根据系统需要确定， 未按规定装设 AVC 装臵的电厂不得并网运行。 22.2.2 电厂端 AVC 装臵作为发电机组的自动调节装臵，发 电机组处于稳定运行阶段时应将其投入控制运行，现场值班运行 人员应每班检查其运行状态。 22.2.3 在正常情况下，AVC 装臵控制方式为遥调方式，AVC 装臵投入控制运行后，无特殊原因不得退出。 - 99 - 22.2.4 AVC 装臵运行参数的设定应能满足省调要求并报省调 备案。设定参数不得随意修改，若确需修改应书面报请省调批准。 AVC 系统控制参数和策略由省调负责管理。 22.2.5 当 AVC 装臵运行于就地控制方式时，电压控制目标应 设定在省调下达的电压考核范围内。 22.2.6 当 AVC 装臵运行于遥调控制方式时，电压控制目标为 省调 EMS 系统 AVC 模块计算下发的电压目标。 22.2.7 AVC 装臵投运期间，现场值班运行人员应加强对设 备运行情况的监视，当发电机组异常、控制母线电压异常或 AVC 装臵异常时，由当班值长按现场规程退出 AVC，并汇报省调值班 调度员。恢复正常后，应及时向省调值班调度员申请投入 AVC。 22.2.8 当电网电压调整需要时，省调值班调度员可下令现场 值班值长短时退出 AVC 装臵；当电网电压恢复正常后，由当班值 长向省调值班调度员提出申请投入 AVC 装臵，经调度员同意后， 按现场规程投入 AVC 装臵。 22.2.9 系统发生振荡时，现场值班运行人员可不待调度指令 立即退出机组 AVC 运行，手动增加发电机无功出力，并立即向省 调值班调度员汇报。 23 省调调度事务规范 23.1 正值调度员的职责 23.1.1 负责本班全面工作，依据《中华人民共和国电力法》、 《电网调度管理条例》，《电力监管条例》，国调、华中网调规程（规 范），《河南电力调度规程》等有关法律、规定开展工作，完成各 项任务。是当班电网安全、优质、经济运行、操作、事故处理、 - 100 - 值班纪律、环境卫生、调度场所安全等的第一责任人； 23.1.2 贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生 产方针，防止因调度责任而发生人身伤亡、设备损坏、稳定破坏、 电网瓦解和大面积停电事故； 23.1.3 适应社会主义市场经济体制的要求，实现电网的优 化调度，在“三公”调度的前提下力求能源资源的优化配臵和全 网运行成本最低，依法执行与各投资方的购售电合同，遵照有关 规定实施节能发电调度； 23.1.4 依法行使生产指挥权，执行调度协议、并网协议， 拒绝各种非法干预； 23.1.5 服从上级调度的统一调度和指挥； 23.1.6 完成电网各项安全、技术、经济指标，包括频率、 电压合格率、网间交换电量、两票合格率等； 23.1.7 正确指挥管辖范围内的调度操作（必要时经在线安 全稳定计算校核）、事故处理，并按规定执行相关汇报制度； 23.1.8 及时完成日调度计划的各项任务，并办理相关手续， 遇有异常情况有权修改，但应经处长、省调领导同意； 23.1.9 遇有电网异常情况，有权修改负荷分配方案，但应 遵守有关规定； 23.1.10 安排本班内可以完成且对系统安全影响不大的临 时检修； 23.1.11 正确办理河南电网高压线路检修票、带电作业票， 及时做好相关记录； 23.1.12 随着电网运行方式的变化，及时而正确地变更继电 保护、安全稳定自动装臵、自动控制装臵等的投、退。新设备投 入及保护改定值后核对保护定值及投退情况； 23.1.13 培训副值调度员，指导副值调度员的工作，领导副 值调度员共同完成生产任务，监督、监护副值调度员履行职责； - 101 - 23.1.14 分析电网运行情况及时提出优化调度运行的建议。 23.2 副值调度员的职责 23.2.1 协助正值全面完成本班工作任务； 23.2.2 按有关规定，监视电网的正常运行，时刻注意电网 潮流变化及异常的信号，合理分配各厂有功、无功，实现优化调 度，使电压和网间交换功率满足要求； 23.2.3 河南电网独立网运行时负责监视系统频率，及时调 整系统频率在合格范围； 23.2.4 协助正值处理系统故障，发现问题及时报告正值， 记录事件发生的时间及频率、电压和潮流的变化，向处长、省调 及上级领导汇报系统故障情况（发故障短信）。及时正确调整系统 潮流，使设备不过载、断面不超安全稳定控制限额运行，尽快使 频率、电压恢复正常，停电用户恢复正常供电； 23.2.5 配合正值调度员操作，拟写或审查操作票，并作好 调度正常操作的监护。按电网操作进程，及时修正调度显示屏和 EMS 设备状态； 23.2.6 确认各单位收到次日的日调度计划，必要时补发。 正确统计各项电网运行数据，按规定打印潮流图及其他图表； 23.2.7 收存并保管报表、文件资料、图纸，并做好记录， 防止丢失和泄密。负责调度室电器、调温、消防、通信、自动化 等设施的运行管理，遇有问题及时通报有关单位和部门，并及时 填写缺陷通知单； 23.2.8 保持调度室及生活间整洁，劝阻无关人员进入调度 室，保持调度室安静； 23.2.9 副值调度员在正值领导下进行工作，应互通信息， 密切配合； 23.2.10 填写拉闸限电登记表和小指标竞赛表。 23.3 调度员值班制度 - 102 - 23.3.1 按排定的轮值表进行值班，因事、因病请假或换班 需履行相关手续，不得擅离职守，不得连班。 23.3.2 正确、及时执行国调、华中网调指令及有关领导的 指示。 23.3.3 值班期间及上班前 4 小时严禁喝酒，严禁醉酒上班。 23.3.4 文明值班 a） 工作严肃认真，保持良好的精神状态，不打瞌睡，不 闲谈，不看与生产无关的书报、杂志，不听音乐； b） 按规定着装并持证上岗； c） 值班坐姿端正； d） 下达指令使用调度术语，声音洪亮，态度和蔼，吐字 清楚，主动报姓名，监督受令人复诵； e） 调度台上整齐、干净，不放与值班无关的物品，不在 调度室吸烟，保持调度室和生活间清洁。 23.3.5 严格执行电网调度重大事件汇报制度，发生以下情 况，值班调度员要及时汇报处长、省调有关领导： 23.3.5.1 系统故障， 23.3.5.2 系统发生潮流摆动或失步振荡； 23.3.5.3 机组或电网非同期并列； 23.3.5.4 省调管辖的发电机组、变压器、线路等非计划停 运申请； 23.3.5.5 地调汇报的所管辖设备异常运行，造成主设备损 坏、大面积停电或重要用户停电； 23.3.5.6 统调发电厂、供电公司发生人员伤亡事故。 23.3.6 禁止利用调度总机替他人转接电话。有权指令各级 通信值班运行人员中断其他电话，以保证调度电话优先畅通。 23.3.7 调度指令的录音保留六个月。 23.3.8 发生系统故障时，非值班调度员应主动离开调度室， 但省公司或中心领导、相关处室处长、安监专责及应邀专业人员 - 103 - 可留在调度室，监督故障处理。上述人员对处理事故的指示或建 议，应通过调度运行处处长传达给调度员。若省公司或中心领导 认为调度员处理故障能力不足，可暂时解除其调度职权，由省公 司或中心领导指派他人处理故障。 23.3.9 认真贯彻执行《中华人民共和国电力法》、《电网调 度管理条例》和《电力监管条例》等电力法律及法规，加强职业 道德素养，遵守合同协议，廉洁自律，依法管网。 23.4 调度员交接班制度 23.4.1 交班调度员应提前做好交班的各项准备工作，结束 操作，恢复临时变更的方式，为下一班的操作创造有利条件，核 对调度显示屏和 EMS 设备状态，调整中枢点电压及省际联络线 交换功率满足要求。 23.4.2 接班调度员应提前十五分钟到调度室了解情况，查 阅正、副值记录及日调度计划，掌握电网潮流特点、方式变化、 机组出力、设备检修情况、电网危险点、安全预控措施以及值班 期间要完成的工作。 23.4.3 交接班主要内容： 23.4.3.1 全国联网方式、省网结构变化情况、潮流分布特 点、电网危险点及安全预控措施； 23.4.3.2 日调度计划整体执行情况、日调度计划变更情况 及下一班要完成重点的工作； 23.4.3.3 领导指示及安排的工作； 23.4.3.4 主网继电保护、自动控制装臵、安全稳定自动装 臵异常情况、处理方案及应注意的问题； 23.4.3.5 省调母线检修、备用情况及注意事项，继电保护 异常投入方式及原因； 23.4.3.6 停运检修的线路及详细情况，包括检修结束日期、 安全措施、工作单位、工作内容、送电时注意事项； 23.4.3.7 带电作业的线路及详细情况，包括带电作业的地 - 104 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容