电力调度规程
电力网调度规程
前 言
本标准是根据国家有关行政管理法规和电力行业管理规程、制度，结合黑龙江省电网实际管理和运行情况，对《黑龙江省电力网调度规程》进行的修编。
本标准是以适应黑龙江省电网的运行操作和调度管理而修编的，本有较大的改动和补充。
本标准从生效之日起，代替《电力网调度规程》。
本标准由黑龙江省电力工业局归口。
目 录 前 言 第-篇 调度管理规程。
电力工业局企业标准
黑龙江省电力网调度规程 Q／032--102--1995-
第一篇 调度管理规程
1 范围 本标准规定了电网调度管理和调度运行的原则、方法和要求。 本标准适用于黑龙江省电网调度管理和调度运行。
2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 国务院(93) 电网调度管理条例 DL408-91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)黑电生字[88]第628号 操作票、工作票、调度术语细则黑电调[1992]270号 调度操作命令术语Q／032-101一1995 黑龙江省220kV电力网继电保护装置运行管理规程Q／032-103-1995 黑龙江省电力网稳定规程
3 总则
3.1 为了加强黑龙江省电力网(以下简称为省网)的调度管理，保证系统的安全、优质和经济运行，保证向用户不间断的供应电力，协调好各投资方的利益，依据国务院颁布的《电网调度管理条例》及上级部、局的相关规定，编制本规程。
3.2 凡并入省网运行的发电厂、变电所的值长、电气班长、电气运行人员和各级调度人员均应熟练掌握本规程的全部内容，上岗前须经考试合格，并应每年进行复考。
3.3 凡并入省网运行的发电厂、变电所主管单位的生产领导和主管生产领导及基建、检修、调试、通信、自动化工作负责人均应熟悉本规程的有关部分内容。
3.4。电力生产具有发电、供电和用电同时完成、随机平衡的特点，因此，电网必须实行法制管理，以维护统一调度、分级管理的原则。
3.5 省网各地、县调度机构，发电厂和有220kV设备的变电所，其现场运行规程必须符合本规程的规定，不得抵触。 4 调度机构及其职责和任务
4.1 调度机构
4.1.1 东北电网实行四级调度，即：网调、省调、地调和县调。
4.1.2 黑龙江省电力工业局调度局(以下简称省调)是黑龙江省电力工业局直接领导下的省级电网调度机构，在电网运行工作中代表省电力工业局行使指挥权，并对直接涉及电网调度方面的专业行使管理权。
4.2 调度机构的职责
4.2.1 依据国家法律和法规进行电网调度，保证公平、公正性。
4.2.2 遵循市场经济规律，将电能作为商品进入市场，以满足社会的用电需要。4.2.3 按照有关合同或者协议，兼顾发电、供电、用电等各有关方面的利益，使电力的生产、供应、使用各环节直接或间接地纳入市场经济体系之中。
4.3 调度机构的任务
4.3.l 调度机构负责指挥电网内发、输、变、配电设备的运行、操作和事故处理，其主要任务是： a) 尽设备最大能力满足负荷的需要；
b) 使整个电网安全可靠运行和连续供电；
c) 保证电能质量(频率、电压、谐波)；
d) 经济合理利用能源。
4.3.2 省调的基本工作：
a) 编制和组织落实电网的年、季和日运行方式，
b) 根据供电需求平衡各类产权机组发电量，编制和实施月、日调电计划；
c) 统一安排所管辖范围内的设备检修；
d) 负责省网系统无功、电压和网损管理；
e) 负责与东北主网解列运行系统的频率调整；
f) 从综合利用水能的目的出发，编制水库调度方案，
g) 制定和执行经济调度方案和电网调峰方案；
h) 进行电网安全分析，组织落实安全稳定运行措施；
i) 负责发、供电指标的制定和监控，.对超计划用电者实施有关罚则；
j) 负责新建、改建设备投入电网的方案制定和实施；
k) 负责组织省网调度专业方面的各项活动；
1) 负责非省电力公司直属电厂的并网设计审核、并网方案制定、调度协议的签定和运行管理；
m) 参加电网远景规划、改造和技措工程的审核；
n) 参加涉及电网安全、经济和科研方面的运行试验。
5 调度管辖和操作范围的划分
5.1 调度管辖范围的划分
5.l.1 省调直接管辖的设备
a) 由省电力公司直接经营或受委托经营的发电厂，其他产权经营的并入220kV电网或总装机容量达到100MW及以上的火力发电厂和总装机容量达到30MW及以上的水力发电厂主机、主炉、发电机及其主开关，220kV机--变组及影响出力的附属设备；
b) 上述发电厂的发电机的自动励磁装置、强行励磁装置及安全稳定控制装置和继电保护装置(继自装置管辖的具体划
分见省局Q／032一101一1995)；
c) 发电厂、变电所的220kV全部设备(包括主母线、旁路母线、开关、刀闸、主变及其220k?例中性点、电流互感器、电压互感器、避雷器、阻波器、结合电容器等)；
d) 220kV输电线路和跨国联网线路；
e) 500kV变电所的35kV母线和电抗器；
f) 220kV以下系统与220k?系统构成电磁环网的运行方式。
5.1.2 110kV及以下的设备，由地调或县调管辖。
5.2 调度操作范围的划分
5.2.1 调度指挥操作的范围原则上按管辖设备的范围划分，但鉴于当前电网的结构特点，还有下列两种特殊方式： a) 网调管辖的部分设备委托省调指挥操作；
b) 省调管辖的部分设备委托地调指挥操作。
5.2.2 下列设备由网调委托省调指挥操作和事故处理：
a) 哈南变220kV母线、线路、主变220kV侧主开关及母线例刀闸，
b) 哈三B厂三号发电机及变压器组；
c) 220kV跨省联络线中的松五--五哈线、榆南线和镜敦线(涉及到吉林省网内的设备操作，通过吉林省调进行)。
5.2.3 220kV跨省联络线中的长新线，网调委托吉林省调指挥操作和事故处理，涉及到黑龙江省网内的设备操作，通过黑龙江省调进行。
5.2.4 网调委托省调指挥操作的设备，在改变原运行状态之前须先征得网调的同意，变动后要立即汇报。 5.2.5 下列设备由省调委托地调指挥操作和事故处理：
a) 发电厂的220kV三绕组变压器的中压侧开关、刀闸和中性点；
b) 220kV变电所的主变压器及其220kV侧开关、刀闸；
c) 非220kV并网的发电厂的主变压器、机--变组和并网线路；
d) 由单回220kV线路供电的负荷线路，除第一级线路由省调指挥外，以下各线路及变电所均委托地调指挥； e) 220kV拉克线、克北线及克山变、北安变委托黑河地调指挥；
f) 与220kV电网构成电磁环网的低压侧设备；
g) 非200kV跨国线路。
5.2.6 省调委托地调指挥操作的设备，由相应供电区的地调实施，在改变原运行状态之前须先征得省调的同意，变动后要立即汇报。
5.2.7 地调对省调委托指挥操作的设备，其参数、运行方式和运行规定等均应切实掌握。
6 调度管理
6.1 调度指令
6.1.1 省调值班调度员在值班期间是省网生产运行的指挥者和协调者，负责对其管辖范围内的设备操作和事故处理下达指令。
6.1. 2 省调值班调度员的调度指令只下达给直接指挥下的值班人员(发电厂值长、220kV变电所值班长、地调值班调度员)，并对发布的调度指令的正确性负责。
6.1.3 各调值班调度员下达的指令，发电厂、220kV变电所的值班人员和地调值班调度员必须执行.如认为其指令不正确时应予以指出，省调值班调度员要认真复查，当省调值班调度员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员或设备的安全有威胁时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告省调值班调度员和本单位的直接领导。
6.1.4 省调值班调度员下达的正常操作指令均应编号，现场只有在接到指令号后方可进行操作，指令执行完毕后要立即汇报执行的时间及设备变动状况.省调值班调度员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。
6.1.5 任何人不得干预调度指令的执行，对不执行或推延执行调度指令的行为，要追究未执行指令的值班员和其指使领导者的法律责任。
.6.1.6 省电力局领导发布的有关调度业务的指示，一般应通过省调生产副局长传达到值班调度员.特殊情况下，调度
d) 由单回220kV线路供电的负荷线路，除第一级线路由省调指挥外，以下各线路及变电所均委托地调指挥； e) 220kV拉克线、克北线及克山变、北安变委托黑河地调指挥；
f) 与220kV电网构成电磁环网的低压侧设备；
g) 非200kV跨国线路。
5.2.6 省调委托地调指挥操作的设备，由相应供电区的地调实施，在改变原运行状态之前须先征得省调的同意，变动后要立即汇报。
5.2.7 地调对省调委托指挥操作的设备，其参数、运行方式和运行规定等均应切实掌握。
6 调度管理
6.1 调度指令
6.1.1 省调值班调度员在值班期间是省网生产运行的指挥者和协调者，负责对其管辖范围内的设备操作和事故处理下达指令。
6.1. 2 省调值班调度员的调度指令只下达给直接指挥下的值班人员(发电厂值长、220kV变电所值班长、地调值班调度员)，并对发布的调度指令的正确性负责。
6.1.3 各调值班调度员下达的指令，发电厂、220kV变电所的值班人员和地调值班调度员必须执行.如认为其指令不正确时应予以指出，省调值班调度员要认真复查，当省调值班调度员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员或设备的安全有威胁时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告省调值班调度员和本单位的直接领导。
6.1.4 省调值班调度员下达的正常操作指令均应编号，现场只有在接到指令号后方可进行操作，指令执行完毕后要立即汇报执行的时间及设备变动状况.省调值班调度员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。
6.1.5 任何人不得干预调度指令的执行，对不执行或推延执行调度指令的行为，要追究未执行指令的值班员和其指使领导者的法律责任。
.6.1.6 省电力局领导发布的有关调度业务的指示，一般应通过省调生产副局长传达到值班调度员.特殊情况下，调度
处处长或值班调度员也可直接接受并执行，但应尽快汇报本局领导。
6.2 调度规则
6.2.1 电网实行统一调度，省调管辖范围内的设备，除非已构成对人身或设备本身的安全有威胁外，未经省调值班调度员批准，不得擅自改变其运行状态。
6.2.2 发电厂必须按照日调电计划运行，并根据调度指令参与调频、调压.省调值班调度员根据负荷变动情况有权修改日调电计划，并予以记录。
6.2.3 调度机构不得无故克扣各供电区的电力、电量计划指标。当电源产生缺额时，可根据予先规定的比例，由值班调度员对指标进行修改，并认真记录。
6.2.4 省调值班调度员在紧急或特殊情况下，有权对地调管辖的设备直接指挥操作，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。
6.2.5 发电厂、220kV变电所和地调的当值人员应主动向省调值班调度员汇报运行情况，发现异常要随时报告。省调值班调度员也应向现场转告电网运行主要情况并向网调汇报。
6.2.6 各地调应按要求向省调提报经当地政府部门批准的下列限电序位表：
a) 事故限电序位表；
b) 超计划用电限电序位表.
6.2.7 省调根据地调报送的限电序位表，根据负荷性质统一平衡后，编制省网的限电序位表供实施。
7 频率管理
7.1 频率调整
7.1.1 电网频率应保持50Hz，正常波动范围不应超过±0.2Hz，严禁升高或降低频率运行。
7.1.2 正常运行时的频率调整由网调负责，省网电厂均为负荷监视厂，严格按日调电曲线和省调值班调度员的指令调整出力。
7.1.3 省网与主网解列运行时，省调负责指挥调频，由牡二电厂担当主调频厂，富二电厂担当辅助调频厂，其他电厂
根据值班调度员指令参与调频。
7.1.4 省网内的某一部分有计划的解列运行时，由省调事先指定调频厂。若非计划解列，则由省调值班调度员根据实际情况临时确定调频厂。
7.1.5 主调频厂应经常保持不少于电网总负荷1-3％的调整容量，负责保持电网频率正常。当调整幅度接近机组的极限出力时，应立即报告省调值班调度员。省调值班调度员应根据运行状况及时调整各电厂的出力分配，使主调频厂有较大的调整裕度。
7.1.6 当频率变动超过0.2Hz时，辅助调频厂应立即参加调频，直至频率恢复正常或达到机组极限出力时止。
7.1.7 发电厂、220kV变电所和各级调度室均应安装频率表和标准时钟。省调值班调度员为省网时间管理负责人，每月15日零时主动与网调校时，各运行单位每旬第一天的一值与省调主动校时。
7.2 按频率减载、解列及事故保厂用电方案
7.2.1 各级调度机构均须按上级调度机构下达的低频减载方案要求，结合各自管辖电网的实际情况，编制相应的实施方案。下达执行的同时，并报上级调度机构备案。
7.2.2 低频减载装置和按频率解列装置是保证电网安全运行的重要措施，其所投控负荷的数量(或作用的开关)及整定位(频率、时间)必须符合整定方案的要求。其投用或停用必须经省调值班调度员批准。
7.2.3 低频减载装置所控制的负荷线路停电时，应有其他相应的负荷线路顶替。当低频减载装置停用时，所控线路应以手动代替。
7.2.4 当频率降低至低频成载装置或按频率解列装置整定值以下而该装置拒动时，现场值班人员经核对确认后，应不待调度令即行手动拉开装置所控制的开关，然后汇报值班调度员。
7.2.5 低频减载装置动作切除的线路，省调下令限电切除的线路，在未得到省调允许送电指令时，不得擅自送电。
7.2.6 装设低频减载装置或按频率解列装置的电厂和变电所，都应安装有频率表，有条件的还应安装自动频率记录仪。
7.2.7 电厂保厂用电方案，应与所在地区的地调共同研究确定，经省电力工业局生产部批准后报省调备案。电厂解机
保广用电的频率值为：中温中压电厂不应高于47.5Hz，高温高压电厂不应高于48.00Hz，。当电网频率低至上述及以下频率值时，电厂可按保厂用电方案的规定解列部分发电机组，以保证厂用供电。
8 无功和电压管理
8.1 无功管理
8.1.1 省调、地调对其调度的发电机组应每日分别下达次日的无功调电曲线，并对尖峰、低谷时段的曲线合格率进行考核，按月汇总通报。
8.1.2 发电厂要严格按照无功调电曲线和调度指令调整无功，对不认真执行的单位将根据有关规定进行经济制裁。
8.1.3 各级调度要做好电网的无功就地平衡，避免地区间待别是经过长距离线路交换无功。值班调度员根据情况有权修改无功调电曲线，但应认真记录。
8.1.4 为解决低谷时段的无功过剩，所有发电机组都可根据需要将功率因数调至不低于迟相0.98运行，已经确定为进相的机组应进相运行吸收无功，不允许由低一级电网向上一级电网倒送无功。
8.1.5 并联电容器是无功电源设备，必须随负荷变动投切.各电业局要认真维护，使其经常处于完好状态。
8.1.6 对非省电力公司经营的发电厂的无功要严格控制。对不执行调度指令调整无功的行为要坚决按《并网调度协议》严厉处罚。
8.2 电压管理
8.2.1 为了保证电压质量，在电网中具有代表性的地点设置电压中枢点，一般规定为：
a) 一次系统的电压中枢点数目应不少于接入一次系统的电厂和变电所总数的3％；
b) 二次系统的电压中枢点数目应不少于接入二次系统的电厂和变电所总数的10％。
8.2.2 省网设置六个电压中枢点，即牡丹江第二发电厂、新华发电厂、齐齐哈尔一次变、哈西一次变、鸡西一次变和佳南一次变的220kV母线。其余发电厂和变电所的220kV母线为电压监视点。
8.2.3 省调按季编制一次系统电压中枢点和监视点的正常及检修方式电压曲线，电压中枢点的电压合格率不应低于96％。
8.2.4 省调值班调度员应控制电压中枢点的电压在曲线允许范围内变动，在尖峰时段尽量按曲线上限运行，在低谷时段尽量按曲线下限运行，即实施逆调压。
8.2.5 发电厂、变电所的电气值班员要经常监视电压变动，当发现超出曲线允许范围时应立即报告省调值班调度员。
8.2.6 省调值班调度员发现中枢点电压超出曲线允许范围后，要立即下达指令调整有关发电厂的无功和地区的补偿电容器，如正常调整手段已全部使用后，电压仍高于曲线上限的5％或低于曲线下限的5％时，可采用事故处理规定措施，并报告生产副局长。
8.2.7 由于电网异常运行引起发电厂厂用电压低于额定电压的85％以下，危及机组的运行安全时，可按预先制定的低电压保厂用电方案解列部分机组保厂用电。
8.2.8 省调统一确定发电厂和变电所的主变压器220kV侧分接头位置，任何单位不得自行变动。对有载调压变压器分接开关的位置，现场可按照地调给定的二次电压曲线进行调整。
8.3 发电机进相运行规定
8.3.1 为了加大电网低谷时段的调压力度，经过试验确定：富二电厂3号机组、牡二电厂3、4号机组、佳木斯电厂12、13号机组可以进相运行。
8.3.2 发电机组在实施进相前应检查下列项目：
a) 自动励磁调整器投入，低励限制功能可靠，
b) 数字功用仪工作正常；
c) 调速系统灵活，无卡涩。
8.3.3 省调值班调度员在发现电压中枢点的电压高于240kV，且其它常规调压手段均巳进行完毕而电压不下降时，便可决定采用临近电厂发电机组进相调压。
8.3.4 发电机进机深度受下列条件约束：
a) 功角不得大于70度，
b) 发电机端电压不得低于额定电压的95％，
c) 厂用电电压不得低于额定电压的95％，
d) 100MW机组吸收无功不大于30MVar，200MW机组吸收无功不大于50MVar。
8.3.5 省调值班调度员在实施发电机组进相时，要综合掌握电网的稳定性控制，对进相运行的机组要优先减发有功出力调峰，以增加稳定储备。
8.3.6 发电厂运行值班人员在机组进相操作过程中要乎稳进行，并注意监视有关母线电压，当发现异常时应立即按现场运行规程处理，并将情况报告省调值班调度员。
8.3.7 省调值班调度员在电网发生异常引起电压或稳定储备降低时，要立即指令进相机组增加励磁退出进相运行。
8.3.8 在实施发电机组进相调压阶段，要严格控制其它机组的无功不得增加，以避免破坏调压效果。
9 水库调度
9.1 计划管理
9.1.1 水电厂要根据长期、中期、短期气象预报编制年、季、月水库运用计划，并应提前20天报给省调，其主要内容包括：
a) 年、李、月入库水量；
b) 年、季、月发电量及各月日均发电量，
c) 各月日最大入库流量和日均入库流量，
d) 各月和日均发电用水量、耗水率、漏水损失量，
e) 各月末控制水位。
9.1.2 省调根据各水电厂提报的水库运用计划，以发电为主兼顾综合利用的前提下，编制实施水库运用方案。
9.1.3 在每年汛期到来之前。水电厂要根据本厂实际情况制定水库防洪方案报省调掌握。在汛期内，水电厂与省调水库调度人员应密切注视来水趋势，每三天交换一次情况，以便调整水库运用计划。
9.2 运用管理
9.2.1 水电厂在电网中以调峰为主，其必须随时处于能按调度指令启停的良好状态。9.2.2 为了提高水库的经济利用，
在枯水期应按水库运行图的上限运行，在汛期到来之前应按水库运行图的下限运行。
9.2.3 由于省网处于高寒地区，为了尽量满足冬季调峰需要，在汛期末应保证水库水位接近上限，供水期水库放水耍尽量均衔，严禁破坏水库水位。
10 新建改建设备投运管理
10.1 投运准备
10.1.1 在省调管辖范围内新建改建设备的单位，不论其是否由省电力公司经营，均应在每年12月末前向相应调度机构提报下年度的工程进度，以便电网有计划的安排投运并及时发挥效益，否则调度机构有权拒绝受理。
10.1.2 设备投运前必须进行系统计算，发电厂的生技科(处)电业局的调度所(处)要按期提报技术资料。
10.1.2.1 提前6个月提报的资料有：
a) 发电机铭牌参数；同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗、零序电抗、负序电抗、转于时间常数、短路比、转动惯量和励磁参数；
b) 汽(水)轮机型号、容量、汽温、汽压(水头)、缸数、叶片级数、临界转数、排汽压力、单位耗汽(水)量、转动惯量； c) 锅炉型号、容量、汽温、汽压、燃烧器(嘴)数、排烟温度、给水温度、燃料耗量、设计效率；d) 机炉主要附属设备铭牌参数及配置；
e) 变压器、母线、开关、刀闸、电流互感器、电压互感器、阻波器、结合电容器和无功补偿设备的铭牌参数， f) 线路豆长、导线和架空地线型号、导线排列方式、杆塔型式和级数、线路走向图；
g) 厂(变)的电气主结线图、三相相序图、厂用电结线图、开关场平面布置图；
h) 继自装置配置及原理接线图，通讯、自动化配置及原理接线图；
i) 主蒸汽、主给水及热力系统图。
10.1.2.2 提前1个月提报的资料有：
a) 设备投运申请书，包括本次实投设备范围、时间等；
b) 变压器实测正、零序阻抗；
c) 现场启动试运方案、现场运行规程；
d) 现场运行值班人员名单。
10.1.2.3 提前半个月提报的资料有：
a) 线路实测正序、零序阻抗和互相感抗；
b) 通信、自动化设备调试资料和应用方案。
10.1.3 省调负责确认厂(变)的正式名称和设备的命名编号，办法是在有关单位提报的一次系统结线图上标示后，返回原单位一份即生效，不以行文方式进行，除此以外的任何名称概不认可。
10.1.4 省调在接到上述提报的资料后，即开展系统计算分析等准备工作，并提前七天下发设备投运方案，明确系统结线、继自装置使用、送电具体时间及投运程序。在设备投远方案下达之前，任何人无权确定投运时间。
10.1.5 新设备投运时间一经确定，原则上不再变动，由于基建或电网原因确需改变时，现场或省调均应提前两天以上时间通知对方，变动后的投运时间由省调另行确定。
10.2 投运程序
10.2.1 新设备在未达到下列条件之前，省调有权拒绝设备投入电网：
a) 继自装置、安全稳定控制装置、测量和计量仪表达到同步投运条件；
b) 通信可靠畅通，自动化设备具备投入条件；
c) 线路或变压器能够接带足够的负荷，保证继自装置可以校验；
d) 应按省调要求进行的其它事项。
10.2.2 新设备不具备投运条件，由于特殊情况急需投运时，必须经省局有关领导批难，并采取临时措施后可先行临时投运，但要明确达到正式投运条件的限期，对于由此引起的影响电网安全的后果，不由省调承担责任。
10.2.3 新投设备，发电厂由值长、220kV线路由地调所长、变电所由所长提前三天与省调办理正式投运申请手续，省调提前两天批复。
10.2.4 省调值班调度员和新投运设备单位的运行值班员，均应根据"新设备投运方案"编制操作票。操作票一旦开始执
行，不得改变其操作顺序，否则应停止操作，另行研究后再行决定。
10.2.5 省调指挥新设备投运操作。只对现场运行值班员，其他人员的要求一律经值班员传达。
11 发、供电管理
11.1 发、供电平衡
11.1.1 各级调度必须认真做好负荷预计，以便按照电力市场需求，组织平衡发供电生产和进行电网安全稳定分析。 11.1.2 各级调度在进行负荷预计时，都要采用科学手段，不能仅靠人为经验估计，以免造成过大的偏差。
11.l.3 为了准确做好发供电平衡，地调和发电厂应按时向省调提报下列资料。
11.1.3.1 提前30天提报的资料有：
a) 各地区的年、季(分月)有功、无功最大、最小电力预计，并按220kV变电所和发电厂的负荷分质点列出；
b) 准备新投变电所引起的负荷变动及新增的负荷；c) 地区月全口径供电量及上网电量预计；d) 各发电厂年、季(分月)分机最大、最小有功出力，如不符合铭牌出力应经省局生产部核准。
11.1.3.2 提前1天(节假日提前3-5天)提报的资料有：
a) 次日地区各小时有功、无功电力，
b) 次日地区供电量预计。供电电力的预计偏差不应超过±2.5％。
11.1.4 省调在年、季电网运行方式中，对分月的供电负荷和发电资源进行平衡，用以预测和分析电力市场的供求趋势，指导电网的生产运行。
11.1.5 省调按照总量平衡的原则，于10日前编制出下月的调电计划，报请网调批准后下发各电厂。
11.1.6 省调根据月调电计划于每日16时前下达各电厂的次日调电曲线。由于电厂产权已经多元化，调电曲线的编制只能实行市场经济杠杆调节，即优先调度电价便宜和对电网经济效益高的电厂发电.
11.2 网损管理
11.2.1 省网220kV送变电报失，实行统一管理、分级负责的办法，具体分工为：
a) 省调承担发电厂220kV变压器和220kV电源联络线的损失；
b) 地调承担只向其供电区供电的220kV负荷线路和220kV变压器的损失。
11.2.2 省调每年根据上级部门下的网损指标，经理论计算后分解到各地区调度。
11.2.3 省调负责制定网报考核和奖励办法，并按月考核分折，将完成情况上报。
11.2.4 各级调度都应编制各自的降损措施，每半年上报上级主管部门审批实施。
11.2.5 各变压器220kV例、220kV线路，均应安装不低于0.5级的分时电度表，并应按分管区域定时校验其准确率，母线电量不平衡率要小于1％。
11.3 计量和报表
11.3.l 发电厂、地调于每日1时、6时、15时和23时向省调值班调度员汇报逐点和全天的各类发电量、厂用电量、厂用电率、地区供电量和负荷率数据。
11.3.2 地区供电量的统计方法是：接在220kV电网以下电压等级的发电机发电量减去其厂用变及备用厂用变电量，加(减)电厂220kV主变二、三次侧送出(入)电量，加(减)变电所220kV主变二、三次侧送出(入)电量的代数和。 11.3.3 发电厂、变电所和地调的自动化设备必须经常处于正常工作状态，保证随时和定时打印电网潮流，并尽快向商业化计量过渡。
11.3.4 发电厂、地调应按时向省调提报有关报表。同时要进行文字分析。
11.3.4.1 每月5日前报送的报表：
a) 发电厂的火电十五表、一次网损报表、调峰统计表、设备检修统计表；
b) 地调的一次网损报表。11.3.4.2 地调每月10日前报调度运行月报。
11.3.4.3 每月20日前报送的报表：
a) 发电厂、地调本月15日(节假日顺延一天)的2时、10时、19时(夏季为20时)的潮流分布图；b) 地调本月15日(节假日顺延一天)的2时、10时、19时(夏季为20时)低频减载实际投控的线路和负荷数。
12 设备检修管理
12.1 检修管理原则
12.l.l 设备检修须协调配合，避免重复停电，实行统一安排进度、统一制定安全措施并予以落实。
12.1.2 省调管辖的设备和受网调委托指挥的设备检修，应由各单位向省调提报检修计划。
12.1.3 不论由生产或基建单位引起的设备检修（包括一、二次设备），均须纳入计划。计划的提报发电厂由生技科（处）负责，电业局由调度所（处）负责，其他单位概不受理。
12.1.4 设备检修计划一经全网平衡后，原则上不再变动。
12.2 发电设备检修管理
12.2.1 发电厂应根据机组检修周期的规定编制年、季、月检修计划，并按照下列时间向省调提报：
a) 每年10月5日前提报下年检修计划；
b) 提前45天提报下季度检修计划；
c) 提前30天提报下月检修计划。
12.2.2 省调在对全网机组检修进度平衡时，根据供电负荷和机组的安全状况，有权串动开完工日期。
12.2.3 已经确定的检修计划，由于特殊原因需要变更时，至少应提前7天提出书面报告，申明变动的理由，否则取消本次检修工期，后果自负。
12.2.4 计划检修中发现新的重要缺陷必须处理时，在原计划期内确不能完成者，应在原批准计划工期未过半之前向省调申请办理延期手续，且只能延期一次。
12.2.5 计划检修由发电厂值长提前1天向省调申请，由省调填写"检修申请书"，并当日批复。现场只有接到批复的时间后方可按期开工。
12.2.6 非计划检修或停止备用时，发电厂值长一般应提前6小时向省调申请，由省调填写"检修申请书"，并尽快予以批复。在电网不限电的情况下，也可不受6小时限制，但临检时间必须在有关规定范围之内。
12.2.7 省调填写的"检修申请书"，必须经有关专业会签和领导批准后，方可向现场批复。
12.2.8 设备事故停运抢修，由发电厂值长将抢修进度和项目直接汇报省调值班调度员，省调值班调度员要汇入记录簿中并汇报领导。
12.3 送变电设备检修管理
12.3.1 送变电设备检修只编调"防污清扫"、"春检"、"秋检"和"月计划"。上述计划发电厂和电业局应按下述时间报到省调。
a) 2月10日前提报"防污清扫"计划；
b) 3月10日前提报"春检"计划；c) 8月10日前提报"秋检"计划；
d) 提前30天提报月计划。
12.3.2 计划检修确定后.除不可抗拒的条件影响外，一般不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间。
12.3.3 计划检修中发现新的重要缺陷必须处理时，在原计划期内确不能完成者，可在原批准计划工期未过半之前与省调申请办理一次延期手续。如工期只有1天，由于气候变化影响人身和设备安全时，可随时申请延期。 12.3.4 计划检修发电厂由值长、线路由地调、变电所设备由所长提前1天向省调办理申请手续。
12.3.5 省调按照现场的申请内容填写"检修申请书"经有关专业会签和领导批准后，提前1天向现场批复。
12.3.6 设备异常运行，现场应提前6小时向省调提出临检申请，省调根据电网情况积极安排，避免加重设备损坏。 12.3.7 设备事故停运抢修，现场将抢修进度和项目直接汇报省调值班调度员，省调值班调度员要记入记录簿中并汇报领导。
13 调峰管理
13.1 调峰原则
13.1.1 调峰是由保证电能质量、保证发供电负荷平衡的客观规律所决定的，因此，凡并入电网的发电厂均须承担调峰任务。
13.1.2 火电机组调峰的要求是在尖峰负荷时段带满铭牌出力，低谷负荷时段减至技术出力允许最低值。其具体数值应于每年11月末核定一次，并报省调掌握。具体分工为：
a ) 省调管辖的电厂由省局生产部核定；
b ) 地调管辖的电厂由电业局地方电厂处与地调共同核定。
13.1.3 100MW及以下容量非供热机组，必须全部达到启停调峰条件；200MW容量的机组逐步实现50％增减出力调峰。
13.1.4 水电厂原则上每天启停调峰。在丰水期，如电网有条件时可延长低谷时段发电时间，努力减少弃水。
13.1.5 对不愿承担调峰任务的电厂不准并网，对已并网的电厂不认真执行或拒不执行调度调峰指令者，要坚决采取经济制裁手段，直至将其强行解网。
13.2 调峰管理
13.2.1 省调和地调每季下达各自管辖和指挥电厂机组的调峰组合方案，并在下达日调电曲线时予以实施。
13.2.2 各级值班调度员可根据电网调峰需要，临时指令电厂调峰，但应注意公平、公正和安全性，一般100MW机组在同一电厂不宜同时两台启停，100MW机组启停也不宜与200MW机组50％减负荷在同一电厂发生。
13.2.3 发电厂必须认真执行电网调度的调峰指令，各级调度应认真考核，并按月根据有关规定或协议进行奖罚。 13.2.4 省电力公司经营的发电厂由于机组调峰影响的经济指标和利润，由省调出具证明后，在年终决算时从公司利益中适当补偿。
13.2.5 对调峰机组的检修、处理缺陷等，调度予以优先安排，并按有关规定延长工期。
14 非省电力公司经营的电网、电厂的管理
14.1 调度关系
14.l.1 凡并入省网非省电力公司经营的电网或电厂，如其直接接入220kV电网，或火电厂总装机容量达到100MW及以上，水电厂总装机容量达到30MW及以上，均由省调直接调度和管理。
14.1.2 对于以其它电压等级并入省网的电网或电厂及其它容量的电厂，省调可视其对电网的影响程度委托地调调度和管理。
14.1.3 不论应归哪级调度机构调度和管理的电网或电厂，在审核并网设计方案时，均应有省、地、县调度机构人员参加，并应签署审核意见.
14.2 并网程序和条件
14.2.1 要求并入省网的电厂或电网应提前三个月向所主管调度机构提出并网申请，并提报下列资料：
a) 有关部门批复的同意并网文件和并网设计审核文件；
b) 并网的稳定计算报告及安全稳定装置控制方案，c) 电气主接线图、主要设备参数、继电保护和安全自动装置、自动化及通信方案、水电厂水工、水文、水库调度等资料。
14.2.2 只有当电网或电厂达到下列条件时，方可研究并网事宜：
a) 并网的一次系统设备均已达到投运条件；
b) 继自装置、安全稳定控制装置全部能够投入；
c) 通信已经畅通，自动化设施巳按设计建成，具备传送情息条件；
d) 电力、电量计量装置齐全，经校验符合技术等级标准。
14.2.3 要求并入省网的电厂或电网，必须按照调度关系与主管调度机构签订《并网调度协议》，但地、县级调度机构签订的《并网调度协议》须经省调审批。
14.2.4 《并网调度协议》的主要内容应包括：
a) 必须服从电网统一调度，认真执行电网调度管理的有关规程；
b) 明确双方在公平、公正的原则下所应承担的责任和义务；
c) 划分设备管辖和操作范围，确定计量点；
d) 确定机组技术出力、调峰、调压、并解列及事故处理和设备检修的规定；
e) 运行方式变动、继自装置使用、通信和自动化设备运行的规定；
f) 调度机构服务方式、对违反调度纪律的惩罚办法；
g) 其它必要的条款。
14.3 运行管理
14.3.1 对自发自用电厂的发电安排，原则上应是先使用完向电网申请的用电量，不足时再以自发电补充。
14.3.2 对需要由电网代销电量的电厂的发电安排，要完全采用市场调节方式，在电价合理又有认购者的情况下，按可销售安排发电。
14.3.3 调度机构对电厂的发电、继电、通信和自动化专业实行归口管理和考核，并定期通报。
第二篇 调度运行规程.
15操作管理制度
15.1 总则
15.1.1 为了防止电网操作上的误下令和误操作，必须统一操作管理，确保操作的统一、协调、准确、快速和电网安全运行，结合黑龙江省电网实际情况，制定本制度。
15.1.2 倒闸操作，系指将电气设备按预期目的由一种状态转换到另一种状态的行为。电气设备分为四种状态，即：运行、检修、热备用和冷备用。
15.1.3 一切正常倒闸操作，必须使用操作票，操作票系指：
a) 调度端：系统操作票及综合命令操作票；
b)现场端(发电厂及变电所)：倒闸操作票。
15.1.4 下列操作可以不用操作票，使用口头命令，但应记入相应的记录簿中：
a) 事故处理；
b) 由于运行设备发生缺陷，严重咸胁人身或设备安全，撒要紧急停止运行者；
c) 为防止事故而需要紧急操作者；
d) 拉闸限电；
e) 调整出力；
f) 单一项目的操作。
15.1.5 系统操作票使用逐项操作命令，综合操作命令票使用综合命令，口头命令使用逐项操作命令或综合命令。 15.1.6 调度员对所发布的操作命令的正确性负责，不论采用何种发令形式，均应使现场值班人员完全请楚该操作的
目的和要求，现场值班人员将调度员发给的操作预令，填写在专用的倒闸操作记录簿上，并按此记录编制本单位的倒闸操作票，并对其正确性负责。
15.1.7 系统操作票和综合命令票的使用范围
15.1.7.l 一个操作任务需要两个及以上单位共同配合的操作，或只有一个单位操作，影响主要系统运行方式或需要观察对系统的影响者，均使用系统操作票。所谓影响主要系统运行方式，系指操作涉及电网并解环或两个系统的并解列。所谓需要观察对系统的影响者，系指操作对系统的潮流、电压、稳定等有较大影响，需要采取相应措施的。 15.1.7.2 一个操作任务只需一个单位操作，不需要其他单位配合，不影响主要系统运行方式，也不需要观察对系统的影响者，使用综合操作命令票。一个操作任务只需要一个单位操作一次设备，但只需在操作前或操作后，在其他单位变更保护装置(含自动装置，下同)使用方式的，使用综合命令票。单一变更保护装置的使用方式下发口头命令。如保护装置的投停操作与其他单位的一次设备操作必须在中间配合进行。则需使用系统操作票。
15.1.8 编制操作票和下发操作命令，必须使用正规调度操作命令术语和设备双重名称。所谓设备双重名称，系指设备名称和编号。
15.1.9 现场的倒闸操作，必须得到管辖该设备的值班调度员的正式命令后方可进行。
15.l.10 调度员在指挥正常操作时，若发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理，事故后或事故处理告一段落时，再进行操作。
15.1.11 正常操作应尽量避免在交接班或高峰负荷时进行，如果在交接班时操作没完，应操作完或操作到某一段落后再进行交接班，必要时接班人员应协助操作。
15.2 操作票的编制：
15.2.1 操作票由值班调度员填写，填写完后，应根据模拟图板或结线图核对所填写的操作项目。并在编制人处签字。 15.2.2 编制操作票的依据
a) 根据检修计划、试验方案及新设备投运方案等填写；
b) 日计划外临时停送电项目和其他临时性操作，按本单位领导的要求填写。
15.2.3 系统操作票填写内容：
a) 开关、刀闸的操作；
b) 有功、无功电源及负荷的调整；
c) 保护装置的投入、停用及变更定值；
d) 中性点接地方式的改变及消弧线圈补偿度的调整；
e) 装设、折除接地线及悬挂、取回"禁止合闸，线路有人"工作"标示牌；
f) 必要的检查项目和联系项目。
15.2.4 系统操作票应按操作先后顺序，按项依次填写，不得漏项、并项和后加项。所谓并项，系指将有先后顺序的操作，填写在同一项中。
15.2.5 下列情况可在系统操作票里填写在同一项中，但现场倒闸操作票应按操作先后顺序填写：
a) 同一发电厂或变电所，多条配电线开关同时停电的操作；
b) 负荷变电所配合电网全部停电或全部送电时，该变电所内部的全部操作；
c) 在无电压的情况下，开关和刀闸的操作；
d) 装设或拆除接地线及悬挂或取回"禁止合闸，线路有人工作"标示牌。
15.2.6 综合命令票的填写内容：
a) 综合令只需填写操作任务和操作时间及注意事项，操作任务应简单明确，写明操作目的和要求，凡属操作的内容，均须填入任务栏内。包括操作范围、装设拆除地线及标示牌等；
b) 对单独线路的停送电操作，操作任务栏内应用双重名称；
c) 注意事项栏内填写调度对现场的特殊要求，或者要求调度本身的注意事项，还包括一些必要的联系事项，如汇报网调或联系地调等；
d) 综合令里不准带分项令，综合令在操作过程中不需要再联系调度。
15.3 操作票的审核和签发
15.3.1 操作票由调度长审核并签发，具有编制、审核人都签字的操作票，方可按规定下发操作预令或下令操作。 15.3.2 前班编制的操作票，执行班的调度长必须重新审核签字后才能执行。如认为有问题可重填写，对于上班操作票的正确性，执行班负主要责任。
15.3.3 正常操作时，调度员应事先填写操作票，最迟比计划操作时间提前两小时将操作预令发到操作单位，现场受预令人应复诵无误并记在专用记录簿中。以作为现场填写倒闸操作票的依据。
15.3.4 重大的、复杂的操作，及新设备投产的操作应在计划操作时间二十四小时前，将操作预令发到操作单位。重大的、复杂的操作划分原则，由各单位根据本单位情况自行决定，但应将重大系统试验，复杂的运行方式改变和新设备投运等包括在内。
15.3.5 下个班接班后两小时内的操作，应在本班交班两小时前将操作预令发到操作单位。
15.3.6 临时性操作，或临时变更计划操作时间的操作，调度员可随时下发操作预令，但应注明原因。15.3.7 下发操作预令，系统操作票只发给现场操作任务、有关操作项目及计划操作时间，综合令只发操作任务和计划操作时间，操作指令号在正式操作时下达。
15.4操作票的执行
15.4.1 调度员发布操作命令的条件：
a) 熟悉系统运行方式，明确操作任务；
b) 是当值的正式值班调度员；
c) 经当值调度长批准。
15.4.2 调度员在开始操作前，应先在模拟图板上进行核对性模拟预演无误后，再进行正式操作。操作完后，及时更改模拟图板，使其符合实际运行方式。
15.4.3 调度员发布操作命令时，应和受令人互报性名，对时，现场受令人为当值负责人。
15.4.4 调度操作过程中应遵守监护(有条件时)、复诵、记录、录音等制度。
15.4.5 在任何情况下都不允许两名调度员为同一操作项目，向操作单位发布操作命令。
15.4.6 调度员在发布正式操作命令时，应发指令号、操作任务、操作项号及内容、下令时间，并明确操作命令的类别(系统令、综合令、口头令等)，现场复诵无误后，调度员发布"可以执行"的命令。
15.4.7 调度员发布送电操作命令前，应了解现场停电作业及操作准备情况，并提醒现场拆除自行装设的安全措施。 15.4.8 调度员按系统操作票指挥操作时，应按操作顺序逐项下达操作命令，除允许连续执行的操作项目外，下一个操作项目，必须在接到现场值班负责人上一个操作项目已执行完的汇报，并记录汇报人姓名和操作完时间，才能下达。
15.4.9 系统操作票中，一个操作单位有几个连续操作项目，虽然有先后操作顺序，但与其他单位没有配合问题，也不必观察对系统的影响，又不需要在操作中间和调度联系的，调度员可以将连续操作项目一次下达，现场可连续执行完后，将操作完时间汇报调度。
15.4.10 系统操作票中，一项中有几个操作单位同时进行操作时，必须将此项全部操作完，才能下发下一项操作命令。 15.4.11 除下列情况外，系统操作票不允许跳项操作，所谓跳项操作，系指上一项令没有执行完，就下发下一项操作令，或上一项令没有下发，而下发下一项操作令。
a) 现场检修执行情况与计划不一致或运行方式变更，为及时供电和增加供电可取性时；
b) 操作中系统或设备发生异常，不能按原操作计划操作时。出现上述情况，由调度员写明原因，提出变更后的操作顺序，经调度长审核批准，按新的操作顺序执行。
15.4.12 操作票执行完，由调度长对操作票进行详细检查，确认正确无误后，在操作票规定位置盖"已执行"印章，操作票才算正式执行完毕。对填写错误无法使用的操作票，或因故不能操作且又未下发预令的操作票，在操作票规定位置盖"作废"印章。对因故不能操作，但已下发预令的操作票，在操作票规定位置盖"未执行"印章。
15.5 操作票的管理
15.5.1 操作票应事先编号，并按编号顺序使用，原则上每年应重新编号一次。
15.5.2 填写操作票必须使用钢笔或园珠笔，并使用全省统一格式的操作票。用微机打印的操作票，只能作为填写操作票时参考，不准用微机打印代替调度员填写操作票。
15.5.3 操作票不准损毁。作废和未执行的操作票，应和已执行的操作票一起按月装订成册。
15.5.4 操作票应按月检查并统计合格率，作废的操作票不参加统计，未执行票按已执行的操作票统计合格率。各月累计合格率，为年初以来的合格操作票占全部操作票的百分比。检查过的操作票应盖检查人名章和"合格"或"不合格"印章。执行完的操作票应保存一年备查。
15.5.5 编制和执行操作票时，发生错字、漏字的处理方式和要求：a) 如有错字需要修改或需补境漏字时，应将错字划掉，在错字或漏字上方填写正确文字并盖章，修改时要保证准确和清晰； .b) 合格的操作票每页修改的错字、漏字不许超过三个，修改人名或时间，按一个字进行统计。
15.5.6 操作票中时间的填写规定：a) 停电计划操作时间，为检修申请书中的计划停电时间；b) 送电计划操作时间，为检修申请书中的计划检修完工时间；c) 发令时间，为调度员发布完操作命令，现场受令人复诵无误，调度员发布可以执行的时间；d) 操作执行完时间，为现场人员完成某项操作后向调度汇报时的时间。
15.6 地线和标示牌的管理
15.6.1 电气设备停电检修，应按DL408-91的规定，装设接地线和悬挂标示牌。
15.6.2 地线在管理上分为以下三种：a) 线路作业，需要在发电厂或变电所线路侧装设地线，由调度管理。地线的装设和拆除，按调度员的命令执行；b) 线路作业，检修人员在工作地点装设的地线，由检修人员负责，作业完了自行拆除后再报完工；c) 发电厂、变电所内部装设的地线，由发电厂、变电所值班人员自行负责，检修完工后自行拆除。发电厂、变电所因检修工作要求，需要在线路侧装设地线，按本条第a项规定执行。因特殊需要，发电厂、变电所必须在线路侧装设两组地线时，调度按常规掌握一组，另一组由发电厂、变电所自行掌握。
15.6.3 调度管理的地线，应在调度模拟图板上有明显的标志，并在值班记录中按值交待。
15.6.4 线路作业，在线路刀闸操作把手上悬挂"禁止合闸，线路有人工作"标示牌，不论作业组有几组，调度操作票只悬挂一个标示牌，待作业组全部报完工后，一次取回标示牌。悬挂和取回标示牌，按调度员的命令执行，其他种类的标示牌，均由现场自行负责。
15.7 操作联系制度
15.7.1 发电厂和变电所的操作联系及开竣工工作，由调度员和操作受令人联系；线路作业开竣工，地调负责与线路工作负责人联系，地调调度员转报省调调度员。
15.7.2 省间电源联络线停送电，按设备管辖分工，在操作前后应联系吉林省调，或向网调汇报。
15.7.3省调委托地调指挥的操作，在操作前地调应及时联系省调，操作完后尽快向省调汇报。
15.7.4 当涉及两个调度单位的设备操作时，特别是设备管辖范围交界处的操作时，应事先联系好，严防互不通气或联系不清造成事故。
15.7.5 在联系中必须使用调度术语，应符合《操作票、工作票、调度术语细则》和《调度操作命令术语》的规定，并严格执行复诵制、记录制和录音制。
16 系统操作
16.1 一次系统结线
16.1.1 为保证系统安全稳定运行，电网结线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，同级电压环网尽可能环状运行，最大限度的满足互为备用，同时还应符合以下条件：a) 潮流分布，应能保证电能质量及稳定的要求，要严格按Q／032-103一l 995中的规定执行；b) 短路容量需符合设备的能力；c) 事故后，潮流分布仍近合理，电压、频率稳定在允许范围内；d) 继电保护和自动装置配合协调；e) 保持一定的灵活性，使系统操作更方便合理，便于事故处理和防止事故扩大；f) 系统运行的最大经济性。
16.1.2 有小电源的受端系统应将负荷合理安排，合理选定解列点，力争自动解列后地区负荷与电源基本上自行平衡，损失最小。
16.1.3 大电源经几回线送电时，要有防止一回线跳闸引起其他线路过负荷跳闸或稳定破坏的具体措施。
16.1.4 电磁环网原则上应解环运行。
16.1.5 母线的结线原则：a) 双母线(包括双母线三或四分段及3／2结线)中的每条母线上所接元件应考虑当任一母线故障时，运行母线系统仍有较大紧凑度，且电源与负荷基本上能平衡，一般同一电源来的双回线或者同一变电所的双回线应接于不同的母线上；b) 母联开关及分段开关通过的功率应尽量小；c) 正常运行时，每条母线上的连接元件
应按规定方式固定连结，只有当设备检修影响或为了事故处理的需要，才允许改变其结线方式或单母线运行方式。d) 当双母线上只有三个及以下元件运行时，为了减少不必要的高压带电而增加事故的机会，原则上应改为单母线运行。
16.1.6 各主要发电厂和变电所应特别注意厂(所)用电结线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装置，严防厂(所)用电局部故障扩大成系统事故。
16.1.7 操作前应考虑以下问题：a ) 操作后系统结线方式的正确性，并应特别注意对重要用户供电的可靠性；b ) 对系统有功和无功功率加以平衡，保证系统运行的稳定性，并应考虑备用容量；c ) 注意系统变更后引起潮流、电压及频率的变化，并应将改变的运行结线及潮流变化及时通知有关现场，由于变更系统使潮流增加，应通知有关现场加强监视，及时检查，特别是结点可能发热、过载、超稳定等情况；d ) 继电保护及自动装置应配合协调；e ) 变压器中性点运行方式相应改变；f ) 长距离输电线路送电要采取措施防止末端电压过高和发电机自励磁；g ) 在电压差功角差较大的开关合环前，应调整潮流降低其差值，以减小合环冲击。电磁环网的操作要特别注意到低压侧潮流变动，严防过载；h ) 防止非同期合闸，带地线合闸，带负荷拉刀闸；i ) 系统振荡解列点的重新设置；j ) 调频电厂和负荷监视厂的重新指定；k ) 新设备投产的操作要考虑到设备本身故障，开关拒动，保护失灵的情况，必须有可靠的快速保护和后备跳闸开关，以防故障扩大，危及电网安全；l) 系统变更后，事故处理措施应重新考虑，必要时事先拟好事故预想，并与有关现场联系好，包括调度通讯和自动化部门，
16.1.8 按照分级操作的原则，有时省调和地调同时给同一单位下令，为防止操作混乱，应由省调统一编写操作票，将地调的操作列入项内，该项操作由省调下令给地调执行；
16.1.9 由于一次系统运行方式变化或继电保护的要求，需要在地调管辖范围内进行的设备操作由地调指挥，省调将要求用电话通知地调。由于110kV及以下系统运行方式变化或继电保护的要求，需要在省调管辖范围内进行的操作由省调指挥，地调将要求用电话通知省调。
16.1.10 变电所220kV主变停送电由地调下令操作，但在操作前应联系省调，由省调确定220kV侧运行方式，地调统一下令操作，涉及到220kV线路保护变更时，由省调下令配合相应改变。
16.1.11 与220KV构成电磁环网的操作，按分级操作的原则进行，并解环操作尽量在低压侧进行。16.1.12 允许用三相连动刀闸进行下列操作：a) 拉、合在开关合闸时的并联旁路电流；b) 拉、合空载母线、电压互感器、避雷器；c) 拉、合变压器中性点；d) 拉、合两线路开关在合闸状态下的外桥路刀闸的电流。
16.2 并解列及并解环操作
16.2.1 同期并列时，必须频率相同，系统联系较强时，最大允许差0.5Hz。。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但不得低于49.50Hz。
16.2.2 系统之间并列，无论同朗或环状并列。应使电压差调至最小，最大允许电压差为20％。特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过30％，或经过计算确定允许值。
16.2.3 由于设备检修(如导线拆引、探引)或新设备投入运行有可能引起相序紊乱的，工作之后对单侧供电之负荷线路应测量相序。两侧有电源的唯一联络线应进行定相，在受电或并列之前，应测量相序，环状系统合环前，应测量两例相位相同。
16.2.4 对单环状系统变电所的线路应安装电压抽取装置，环状系统并列点如有同期装置，应在环状并列前使用同期装置检验同期，以增加操作的正确性。
16.2.5 两系统解列时，应将解列点电力调整至近于零，电流尽可能调至最小，以免解列时两侧频率和电压波动太大。 16.2.6 环状系统并解列操作时，必须考虑到环内潮流电压的变化，及其对继电保护、系统稳定以及设备过载等方面的影响。
16.2.7 环状系统操作过程中，应切实了解潮流电压的变化，以判断开关是否确实合上或拉开。
16.2.8 北安电网与省网并解列操作只本许在北安变侧进行，禁止在北郊变、拉东变及克山变侧进行并解列操作，防止北安厂机组自励磁。
16.3 线路操作
16.3.1 向线路充电前，应先将充电开关的重合闸停用，对电源联络线应在并列后，环状线路应在合环后，按有关规定投入相应重合闸。
16.3.2 空充电线路、试运行线路、有带电作业申请停用重合闸的线路、有严重缺陷的线路，重合闸停用，变压器本身保护因故全脱离而由上一级线路保护作变压器后备保护时，该线路重合闸停用。
16.3.3 双回线线路同时送电时，应先将一回线送电，另一回线再由受端侧反充电，双回线的一回线送电时。应由受端侧充电，送端侧合环。
16.3.4 向长距离线路充电时，一般不要带空载变压器，但对长线路上的中间变电所，可以先受电配出负荷，以降低末端电压的升高幅度。但严禁线路带主变及负荷一起送电，因这样可能由于开关不同期引起零序保护动作，延误送电。
16.3.5线路停送电操作原则：a) 一般双电源线路停电时，应先在大电源侧解列，然后小电源侧停电，送电时应先由小电源侧充电，大电源侧并列，以减小电压差和万一故障时对系统的影响；b) 线路变压器单元结线，停电时应先在变压器负荷侧解列，线路电源侧停电，送电时应由线路电源侧充电(带变压器一起充电)，c) 长距离单回联络线一般应由大电源侧充电，当需要由电源小的一侧充电时，须考虑线路充电容量对发电机自励磁的影响、线路保护灵敏度的要求等。
16.4变压器操作
16.4.1 变压器并列条件：a) 相位相同，结线组别相同；b) 电压比相等；c) 短路电压百分数相等(允许差值不超过l0％)。如果不符合上述条件，应经必要的计算和试验，经调度局总工程师批准才能并列。
16.4.2 对长线路末端的变压器充电，要考虑空载线路电压升高危及变压器绝缘，故规定充电电压不准超过变压器分接头电压的10％，如有可能超过时应采取适当的降压措施后再充电。
16.4.3 在中性点直接接地电网中，为防止高压开关三相不同期时可能引起过电压，变压器停送电操作前，必须先将变压器中性点直接按地后，才可进行操作。
16.4.4 并列运行的变压器，其直接接地中性点由一台变改到另一台变时，应先合上原不接地变压器的中性点接地刀闸后，再拉开原直接接地变压器的中性点接地刀闸。
16.4.5 如变压器高、低压侧均有电源，一般情况下，送电时应先由高压侧充电，低压侧并列。停电时先在低压侧解
到，再由高压侧停电。
16.4.6 对于没有装设发电机开关的发电机变压器组，停电操作先在发电机变压器组高压侧解列，然后降压停电。送电时，零起升压再由变压器高压侧同期并列。对于三绕组变压器，尽可能在高压侧环解、环并，中压侧同期并列或停电。
16.4.7 变压器运行特殊规定：a) 自耦变只允许中性点直接接地运行，带负荷调压变按制造厂规定的中性点接地方式运行；b) 带负荷调压变分接头开关允许操作次数按制造厂规定执行，c) 为防止零序回路贯通对继电保护产生影响，变压器220kV与110kV两侧中性点不易长时间同时接地运行。
16.5 母线操作
16.5.1 母线为发电厂、变电所的中枢，是各电气元件的汇集点。进行母线倒闸操作时要特别注意：a) 倒闸前应先将母联开关及分段开关跳闸电源断开；b) 对保护、仪表及计量的影响；c) 每组母线上的电源与负荷分布是否合理。 16.5.2 双母线运行，若母联开关停电时间较短，可以将某元件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。
16.5.3 双母线三或四分段结线方式正常运行时，若单一母联开关或分段开关停电，母线结线方式不变。
16.5.4 双母线(包括三分段及四分段结线)一组母线电压互感器停电，母线结线方式不变(电压回路不能切换者除外)。 16.6 电磁环网操作
16.6.1 电磁环网的并环操作，应合理选择充电端，减少并列点开关处的电压差。
16.6.2 因设备检修，系统倒闸操作及系统事故处理的需要，调度员可以依据事先经领导批准的方案，在电网中采用电磁环网的运行方式。
16.6.3 并解电磁环网要特别注意：a) 并解环后潮流变化不致使环内各元件过载；b) 各母线电压在允许范围内；c) 继电保护与自动装置相应变更；d) 考虑对系统稳定的影响。
16.7 新设备投运操作
16.7.1 新设备投运前，应将投运方案及有关参数资料交调度员熟悉，并做好系统操作准备和事故预想。
16.7.2 新设备投运时，启动验收委员会应指定现场联系工作的负责人，并将性名提前通知省调。
16.7.3 新设备投入时应做以下工作：a) 全电压冲击合闸，合闸时必须使用双重开关和双重保护，对于线路需全电压冲击合闸三次，对于变压器需全电压冲击合闸五次。必要时，可先采取零起递升加压后，再进行全电压冲击合闸。 b) 相位与相序要核对正确；c) 相应的继电保护、安全自动装置、通讯、自动化设备同步调试投入运行；d) 新设备进行试运行，试运后按规定变更有关保护和安全自动装置。
16.8 电网操作过电压
16.8.1 带有电磁式电压互感器的220kV空载母线停送电操作时，由于开关触头间并联电容与空载母线上的电磁式电压互感器可能发生串联谐振，产生过电压。为防止这种谐振的发生，可采取下列操作方法：a) 当母线电压互感器有刀闸时，母线停送电操作前将电压互感器刀闸拉开；b) 当线母线电压互感器没有刀闸时，可用线路对侧开关对线路及母线一起停送电。
16.8.2北安电网发电机容量小，线路电容电流较大，自励磁问题比较突出。为防止这种现象的发生，特规定如下：a) 禁止北安变对克北线，克山变对拉克线，拉东变对郊拉线空充电；b) 运行中线路开关跳闸，形成由北安变向线路反充电，造成自励磁，应拉开北安变克北线开关；c) 北安电网独立运行时，不允许带220kV克北线及110kV北孙线运行。 16.8.3 中性点直接接地系统不论什么原因分成几个系统时，任一系统均不允许中性点不接地运行。
17 事故处理
17.1 事故处理总则
17.1.1 省调值班调度员为黑龙江省电网事故处理的总指挥，对事故处理的正确性、及时性负责。
17.1.2 事故处理的主要任务：a) 迅速限制事故发展，消除事故根源，并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；b) 在事故处理过程中，要特别注意保持和恢复发电厂厂用电；c) 用一切可能的办法，保持对用户的供电；d) 尽可能恢复系统频率和电压；e) 尽快对巳停电、停热的用户恢复供电、供热；f) 调整事故后电力系统方式，使其合理。
17.1.3 发生事故时，事故单位必须主动采取措施，消除对人身和设备安全的威胁，限制事故的发展。同时应迅速、
清楚、准确、分阶段地全面向值班调度员报告：a) 开关动作情况；b) 各类保护与自动装置动作情况；c) 频率、电压、负荷变化情况；d) 运行方式变更情况；e) 事故原因及其处理过程； f) 有关事故中的其他现象和情况。
17.1.4 在进事故处理时，各地调及现值长、值班长必须按其职权范围，省调值班调度员统一指挥下，密切配合，严格执行调度指令。不及时接受调度指令或不及时执行调度指令，造成延误事故处或事故扩大者，要追究其责任。 17.1.5 非事故单位值班人员禁止在事故当时向值班调度员询问事故情况，或占用调度电话。
17.1.6 处理系统事故时，无关人员禁止进入调度室内。
17.1.7 事故处理联系必须实行复读制、录音制，每项命令执行完后应立即报告值班调度员，双方都要作好记录。 17.1.8 当值调度员在系统事故处理完毕或告一段落时，应及时把事故原因、处理过程、系统现况及存在问题向调度处长、总工程师或局长详细汇报。
17.1.9 地调对省调的各种限电令必须立即执行，限电完毕及时报告省调。
17.2 频率异常处理
17.2.1 与东北主网并列运行时按下列规定进行处理：a ) 频率异常处理由东北网调负责，省调服从网调的指挥，执行东电调度运行规程有关规定；b ) 省内各发电厂均为负荷监视厂，当频率偏差超过±0.2Hz，按调度指令增减出力；c ) 当频率降至49.50Hz以下或升高到50.05Hz以上时，省网各发电厂不待调度指令，立即自行调整出力，直至频率恢复正常或调到设备最大或最小出力为止，并将调整出力的情况尽快报告省调；d)当频率低至低频减载装置整定值以下而该装置拒动时，现场值班人员在核对无误后应自行立即手动断开低频减载装置控制的线路，并报告调度。
17.2.2 省网单独运行时按如下规定进行处理：a) 频率低于49.80Hz(局部电网解列为49.50Hz以下)，持续时间超过10min，省调指令电厂出力调整仍未达到49.80Hz时，可对地调下令限电，使频率恢复到49.80Hz以上(局部电网解列为49.50Hz以上)为止。各地调在接到省调限电指令后，务必在10min内限电完毕，并将情况报告省调；b) 当频率持续下降到49.00Hz以下(不包括49.00Hz)，各地调应立即限制部分负荷或按省调指令限电，使频率恢复到49.80Hz(局部电网解列为49.50Hz)以上，地调在接到省调限电指令后，务必在5min内限电完毕。c) 当地调限电不力，频率仍未恢复正常，省调按《省网超计划用电阻电序位表》直接下令限电；d) 当频率持续下降到48.50Hz时，省调按
《省网事故限电序位表》进行限电，使频率恢复到49.50Hz以上；e) 当频率急剧下降到48.00Hz及以下时，规定有《自行接闸限电序位表》的单位自行限电，使频率恢复到49.00Hz以上或按顺位表拉完为止；f) 不论是省调下令限电或是低频减载装置动作切除的线路，在未得到省调解除限电令时，不得擅自送电；g) 各地调、发电厂、变电所在执行低频限电，特别是执行"自行拉闸"或事故限电时，要严密注意频率的变化，防止造成多限电使频率偏高或窝电。.限电时要迅速、准确，严防等待观望而使事故扩大；h) 当频率降低危及电厂厂用电安全时，电厂可按保厂用电方案规定解列部分发电机保厂用电。i) 当电网分成两个系统，并列时频率差较大，频率低的系统可以通过限电提高频串，频率高的系统应该降低频率，但最低不准降至49.50Hz以下；j) 频率调整厂的值长对于保证频率正常与省调调度员负有同等的责任。k) 装有低频解列装置的发电厂及变电所，当频率低至装置动作值，如该装置处于停用或拒动时，应立即手动解列。
17.3 电压异常事故处理
l7.3.1 各监视点电压应保证?quot;电压曲线"运行，当电压超过曲线值±5％，并且延续时间超过2h，或超过曲线值±10％，并且延续时间超过1h为电压事故。省调调度员必须采取措施，尽可能调整电压。如电压降低，需恢复到允许值以内，应采取如下措施：a) 增加发电机无功出力；b) 投无功补偿电容器；c) 改变系统无功潮流分布；d) 降低发电机有功出力，增加无功出力，e) 切除并联电抗器；f) 确无调压能力时拉闸限电。
17.3.2 目前部分电网无功功率过剩，电压偏高，特别是低谷时电压更高，应采取如下措施：a) 发电机高功率因数运行，尽量少发无功；b) 部分发电机进相运行，吸收系统无功；c) 切除并联电容器；d) 投入并联电抗器；e) 控制无功电源上网。
17.4 稳定破坏事故处理
17.4.1 系统稳定破坏。造成系统振荡。振荡是指个别电厂或一部分系统与主系统失去同步产生振荡的运行状态，发生振荡的现象是：a) 发电机、变压器以及失去同步的部分系统的电压表、电流表、功率表明显的周期摆动；b) 自炽灯随电压摆动时明时暗；c) 发电机、变压器发出有节奏的轰鸣声；d) 失去同步的电厂或系统间产生频率差，送端频率升高，受端频率降低，振荡时频率表无法准确表示，这时的频率高低只能根据汽机转速表判断；e) 振荡中心电压
最低。
17..4.2 省网可能产生振荡的主要原因如下：a) 主网稳定破坏引起省网与主网间振荡；b) 220kV系统发生相间故障或双回线同时发生接地短路故障消除后；c) 220kV线路故障，不能快速切除；d) 一次或二次系统母线故障超出极限切除时间；e) 环状网络一回线跳闸后，联接阻抗加大且使其它线路输送功率增加超过稳定极限；f) 合南线故障，使松五线、榆南线、长新线送电功率超过稳定极限；g ) 主要靠受电的小电源系统，当邻近送端发生故障，极易引起稳定破坏，而失去同期；h) 600MW机组跳闸或失磁。
17.4.3 消除振荡的措施：a) 发电厂应迅速采取措施恢复正常频率，使两部分系统的频率尽快地接近相同；高频率的电厂，迅速降低频率，直到振荡消除或降低到不低于49.00Hz为止。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，直至消除振荡或恢复到正常频率为止。b) 不论频率升高或降低的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。
17.4.4 值班调度员争取在3-4min内将振荡消除，否则应在适当地点解列。
17.4.5 在系统振荡时，发电厂值班人员不得自行解列机组。若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即恢复励磁，否则将失磁的机组解列。 当发生系统振荡，省网与主网解列后，省网内部仍然振荡，可以在省网内再次解列以消除振荡。
17.5 线路事故处理
17.5.1 一般情况下，线路故障跳闸重合不成功，允许立即强送电或联系强送电一次，必要时经省调总工程师批准可多于一次。强送不成功，有条件的可以对线路递升加压。强送电的原则是：a) 正确选择线路强送端，必要时改变结线方式后再强送电，要考虑到降低短路容量和对电网稳定的影响；b) 强送端母线上必须有中性点宜接接地的变压器；c) 线路强送电需注意对邻近线路暂态稳定的影响，必要时可先降低其送电电力后再进行强送电；d) 线路跳闸或重合不成功的同时，伴有明显系统振荡时，不应马上强送。需检查并消除振荡后再考虑是否强送电。
17.5.2 单电源负荷线路跳闸，重合不成功，现场值班员可不待调度指令立即强送电一次后汇报调度。
17.5.3 装有同期装置的线路开关跳闸，现场值班人员在确认线路有电压且符合并列条件时，可以不待调度指令，自
行同期并列后汇报调度。
17.5.4 下列情况线路跳闸后不再强送电：a) 空充电线路；b) 试运行线路；c) 线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电；d) 电缆线路；e) 线路有带电作业工作；f) 线路变压器组开关跳闸，重合不成功；g) 运行人员已发现明显的故障现象时；h) 线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路；i) 已掌握有严重缺陷的线路(水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等)。
17.5.5 遇有下列情况，必须联系省调调度员得到许可后方可强送电：a) 母线故障，经检查没有明显故障点；b) 环网线路故障跳闸；c) 双回线中的一回线故障跳闸；d) 可能造成非同朗合闸的线路；e) 变压器后备保护跳闸。 17.5.6 当开关已发现明显缺陷不允许再次切断故障电流时，现场值班人员应向调度汇报，不再强送电。
17.6 发电机组的事故处理
17.6.1 确认发电机组主保护动作跳闸时，按现场规程处理。
17.6.2 发电机因外部故障跳闸或无故障跳闸，现场值班员可不待省调指令，尽快将机组并入系统并报告省调。
17.6.3 发电机失磁(但系统稳定没有破坏)的现象是：各种表计摆动，转子电流表指示等于或接近零，有功电力表较正常稍低，无功电力表反指示，力率表指示进相，静于电流表升高。发电机母线电压降低。如果对系统无破坏性影响， 在不危及发电机安全的条件下，可不必手动解列，应汇报省调并迅速降低失滋机组的有功出力至设备允许的最低值，同时设法恢复励磁。如果不能在30min内(100MW及以上发电机在15min内)恢复励磁，应转移负荷停机(已做过失磁运行试验的机组不受此限)。发电机失磁运行时，机端电压严重下降，由机端厂用变供电的厂用电电压，不能维持厂用电设备正常运行，为此在处理失磁过程中，有必要将厂用电切换至备用厂用电源。
17.6.4 汽轮发电机发生转子一点接地时可以继续运行，但必须将两点接地保护投入跳闸。
17.6.5 当发电机进相运行或高功率因数运行时，系统发生干扰容易失步，如出现失步应立即减少发电机有功出力，增大励磁电流，使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步时，再将发电机解列，重新并入系统。
17.6.6 发电机母线系统(指带直配线系统)发生金属接地，接地时间不允许超过2h，应汇报调度采取将接地故障元件倒出或停电的措施。
17.6.7 大型机组突然停机，有可能导致联络线超过稳定极限，因此凡有严重缺陷需要停机时，在停机前，应尽早通知省调，以便采取紧急措施，防止事故扩大。
17.7 变压器事故处理
17.7.1 强油循环、自耦、带负荷调压变压器冷却系统故障，允许带多少负荷和允许运行时间按厂家规定，现场和调度必须切实掌握。
17.7.2 并列运行的两台变压器，当一台故障跳网后。造成另一台过载时，值班员按地调指令转移负荷或者限电，直至过载消除为止。
17.7.3 变压器跳闸时，应根据继电保护动作情况及当时外部理象来进行处理：a) 若主保护动作，未查明原因及消除故障，不得送电，b) 若只有过流保护(或复合电压闭锁过流)动作，而主保护无拒动可能，可不必检查变压器，联系调度后强送一次；c) 有备用变或备用电源自动投入的变电所。当变压器跳闸，应首先投入备用变，送出负荷后，再检查跳闸变。
17.8 开关异常处理
17.8.1 220kV开关的液压、汽压、油位异常，应尽快报告省调，并尽快处理。
17.8.2 开关在运行中出现不能分闸操作需要停电处理时，可采取下列措施将开关停电：a) 凡有专用旁路开关或母旁开关的变电所，发生开关泄压时需采用代配方式使故障开关脱离电网；b) 用母联开关串带故障开关，故障开关加锁；c) 用拉开对侧电源开关的方法，使故障开关停电；d) 合上线路外桥刀闸使"π"接改成"T"接运行，停用故障开关处理，e) 对于母联开关可将部分元件两条母线刀闸同时合上，再断开母联开关的两侧刀闸；f) 如果处理泄压开关所需时间预计不超过4h，且旁路开关为整流型保护，其整定的原带线路长度比将带线路的长度比大于0.75，即原带送线路长度／将被带送线路长度＞0..75，允许旁路开关保护不改定值，直接带送。以加快开关处理时间和缩短保护失配及无保护运行时间，g) 对于双电源且无旁路开关的变电所线路开关泄压，允许将该变电所改成终端变的方式处理泄压开关的操作机构，但操作前必须检查其泄压开关三相合闸良好、三相电流平衡。
17.8.3 不论什么原因开关单相自动掉闸，造成两相运行时，如断相保护启动的重合闸没动作，现场值班人员不待省
调指令立即手动合闸一次后报告省调。省调按下述原则处理：a) 变压器和负荷线路不允许两相运行，应立即转移负荷后停电，处理开关；b) 电源联络线两相运行，若开关两侧系统仍保持同期，允许短时间运行，此时应注意尽量减少通过故障开关的功率，并尽快查找原因及处理缺陷。如较长时间才能恢复，应请示省调总工程师批准后再解列。 17.8.4 当事故跳闸后造成开关一相相通，现场值班员确认无误后立即手动断开，再报告调度。
17.9 母线电压消失的处理
17.9.1 母线电压消失是指母线本身并无故障，因电源中断造成母线停电，要根据仪表指示变化、继电保护动作信号、开关信号及有无事故现象等综合判定，必须采取措施迅速恢复供电，切忌单凭所用电全停或照明全停误判断为母线停电。
17.9.2 多电源联系的变电所母线全停时，若为双母线应立即断开母联开关，每条母线上除保留一条主要电源联络线外，其余电源开关均应断开后报告调度(并列运行变压器中低压侧开关也应断开)，这样即可防止突然来电造成非同期并列，又便于及早判明是否来电。
17.9.3 单电源的变电所全停电，若判明所内继电保护均未动作，是由电源中断造成的，值班人员应不动设备报告省调处理。
17.9.4 无论是单电源或多电源供电的变电所全停，所有向用户供电的线路开关，如继电保护并未动作，不应断开开关，以便对作户及早恢复供电。
17.9.5 若因开关拒动，失灵保护动作造成母线停电，值班人员应一面报告省调，一面尽快将故障开关隔离后恢复母线送电。
17.9.6 对于双母线分裂运行的变电所，特别要注意是哪个系统母线全停，切勿搞错。
17.10母线故障处理
17.10.1 母线故随时，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，值班人员应立即报告省调，同时自行断开停电母线上的全部开关。
17.10.2 母线故障停电后，值班人员应迅速对母线进行检查，并把结果报告省调。省调调度员应按下述原则处理：a) 若
为双母线的一条母线故障，应先将停电母线上的元件改由非故障母线送电；b) 经外部检查没发现故障点，若为单母线，可选用一电源线路开关对母线试送电。若为双母线同时停电(已断开母联开关)，可选用适当的电源线路开关，分别对母线各试送电一次，如发电厂母线故障，有条件时应选一台机组对母线递升加压。c) 尽量避免用母联开关试送电。
17.11 电话中断的事故处理
17.ll.l 发电厂、变电所因调度电话中断与省调失去联系时，应尽量设法与地调联系，由地调转接与省调的电话。 l7.11.2 事故时凡能与省调通讯畅通伪地调、发电厂、变电所有责任向与省调失去联系的单位，转达省调指令和联系事项。
17.11.3 发电厂、变电所与各级调度通讯中断时，除应设法恢复通讯外，这应按下列原则处理：a) 发电厂应按调度曲线自行调整出力，但要注意频率、电压变化及联络线潮流情况；b) 一切已批准但未正式执行的计划及临时操作应暂停执行；c) 正式令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作；d) 检修完工的设备，只涉及到本厂、所内，而不需要其它单位配合操作，可以恢复运行，否则应转为备用；e) 发生低频事故时，应加强频率监视，待频率上升至49.80Hz以上时，视频率情况逐个送出低频减载所停线路；f) 联络线路跳闸，具有"检定线路无压重合闸"的一侧确认线路无压后，可强送电一次，具有"检定同期重合闸"的一侧确认线路有电压后。可以自行同期并列。