四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(6)

12.8.2.7 在机组振荡时，未经值班调度员许可，厂站运行值班人员不应将发电机解列（现场规程有规定者除外）；但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。 12.8.2.8 如振荡是因机组非同期合闸引起的，厂站运行值班人员应立即解列该机组。

12.8.2.9 因环状电网（包括并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应的开关。

12.8.2.10 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。

12.8.2.11 如经采取以上所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止故障的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。 12.9 单机异步振荡处置

12.9.1 单机异步振荡的主要现象

异步机组有功、无功、电流大幅摆动，可能出现过零。其余机组变化趋势与之相反。异步机组有周期性轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。 12.9.2 单机异步振荡的处理方法

12.9.2.1 厂站运行值班人员在发现单机异步振荡后，应不待调度指令立即退出异步机组AGC、AVC，减少异步机组的有功出力，增加励磁电流，并汇报值班调度员。

12.9.2.2 采取减少异步机组的有功出力、增加励磁电流等措施3分钟后，机组仍然未进入同步状态，厂站运行值班人员可按现场规程规定解列机组。

12.9.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，厂站运行值班人员应立即解列机组。 12.10 线路故障处置

12.10.1 线路故障跳闸后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即收集故障相关信息并汇报值班调度员，由值班调度员综合考虑电网情况、跳闸线路的有关设备信息确定是否试送。若有明显的故障现象或特征，应查明原因后再考虑是否试送。

12.10.2 试送前，值班调度员应与值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员确认具备试送条件。具备监控远方试送操作条件的，应进行监控远方试送。

12.10.3 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应试送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路试送电一次。如试送不成功，需再次试送，应经本调控机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.10.4 线路跳闸后，对电网安全运行有重大影响的或有重大社会影响的如中心城市、重要用户、藏区电网供电线路等，值班调度员可下令对线路强送一次。 12.10.5 线路故障跳闸后，送电前应考虑：

12.10.5.1 正确选择试送端，满足相关技术规定，使系统稳定不致遭到破坏。试送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关试送。

12.10.5.2 线路试送开关应完好，且具有完备的继电保护。无闭锁重合闸功能的，应将重合闸停用。

12.10.5.3 若故障时伴随有明显的故障征象，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否送电。

12.10.5.4 对试送端电压进行控制，对试送后首、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

12.10.5.5 线路故障跳闸后，若开关的故障切除次数已达到规定次数，厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应根据规定向相关调控机构提出运行建议。

12.10.5.6 当线路保护和线路高压电抗器（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高压电抗器（串补装置）同时故障来考虑故障处置。

12.10.5.7 大电流接地系统中，线路试送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的220kV线路送电，终端变压器的中性点必须接地。 12.10.6 有带电作业的线路故障跳闸后，试送电的规定如下： 12.10.6.1 值班调度员应与相关单位确认线路具备试送条件，方可按上述有关规定进行试送。带电作业的线路跳闸后，现场人员应视设备仍然带电并尽快联系值班调度员，值班调度员未与工作负责人取得联系前不得试送线路。

12.10.6.2 线路故障跳闸后，值班调度员应发布巡线指令，应明确是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。 12.10.7 监控远方试送操作要求

12.10.7.1 监控远方试送操作应具备以下条件：

a.线路主保护正确动作、信息清晰完整，且无母线差动、开关失灵等保护动作。 b.对于带高压电抗器、串补运行的线路，未出现反映高压电抗器、串补故障的告警信息。 c.通过工业视频未发现故障线路间隔设备有明显漏油、冒烟、放电等现象。 d.故障线路间隔一、二次设备不存在影响正常运行的异常告警信息。

e.开关远方操作到位判断条件满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”。 f.集中监控功能（系统）不存在影响远方操作的缺陷或异常信息。 12.10.7.2 当遇到下列情况不允许对线路进行远方试送：

a.监控员汇报站内设备不具备远方试送操作条件。

b.运维单位人员汇报由于严重自然灾害、山火等导致线路不具备恢复送电的情况。 c.电缆线路故障或者故障可能发生在电缆段范围内。 d.判断故障可能发生在站内。

e.线路有带电作业，且明确故障后不得试送。 f.相关规程规定明确要求不得试送的情况。

12.10.7.3 输变电设备运维人员到达现场后,应立即通知调控机构,检查确认相关一、二次设备运行状态，并及时汇报调控机构。如果此时线路尚未恢复运行，应由现场运维人员确认具备试送条件后，调控机构进行远方试送操作，并由现场运维人员负责设备状态确认。 12.11 发电机故障处置

12.11.1 发电机异常或跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处置。

12.11.2 电网故障情况下，负责孤网调频调压的发电机未经值班调度员许可，不得擅自解列。 12.11.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，厂站运行值班人员应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

12.11.4 机组失去励磁时而失磁保护未动，厂站运行值班人员应立即将机组解列。

12.11.5 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，厂站运行值班人员应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

12.12 变压器及高压电抗器故障处置

12.12.1 变压器、高压电抗器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对设备及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得试送电。

12.12.2 变压器、高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。 12.12.3 变压器、高压电抗器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等）应对设备进行全面检查，必要时应进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。

12.12.4 变压器、高压电抗器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认设备能否运行。 12.12.5 中性点接地的变压器故障跳闸后，值班调度员应按规定调整其他运行变压器的中性点接地方式。并列运行的变压器故障跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况。 12.13 SVC装置故障处置

12.13.1 SVC相控电抗器故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即检查相关设备，汇报值班调度员。缺陷消除恢复送电时应注意满足有关电容器和相控电抗器送电先后顺序的配合要求。

12.13.2 SVC装置发生异常影响到其动态电压调节功能时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员应按该SVC装置停运控制相关断面潮流。 12.14 母线故障处置

12.14.1 当母线失压后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，同时将故障或失压母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。 12.14.2 当母线故障后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即对停电母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理： 12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电。

12.14.2.2 找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（应先拉开故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。

12.14.2.4 当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调整系统相关保护定值，恢复母线送电。

12.14.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离故障开关，恢复母线供电。 12.14.3 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及故障现象，判明故障情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。值班调度员也应与厂站运行值班人员和输变电设备运维人员核对现状，切不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在设备上工作。 12.15 开关故障处置

12.15.1 开关操作时或运行中发生非全相运行，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并立即汇报值班调度员。

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施:

12.15.3.1 若为3/2、4/3接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（操作前应经调控机构分管领导同意，并应采用远方操作方式，解环前确认环内所有开关在合闸位置）。 12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；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它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 12.16 串补装置故障处置

12.16.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应根据现场运行规程判断设备能否继续运行。若不能继续运行或判断不明，应尽快汇报值班调度员将串补装置退出运行，线路及高压电抗器可以继续运行。

12.16.2 串补装置本体保护动作退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补装置送电。

12.16.3 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接地操作应在线路转冷备用15分钟后进行。

12.16.4 线路故障跳闸停运后，应将串补装置转冷备用状态，并检查线路、高压电抗器、串补装置的保护动作情况。线路恢复送电后，串补装置检查无异常，可投入运行。 12.17 互感器故障处置

12.17.1 电压互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。

12.17.2 在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件。 12.17.3 电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。

12.17.4 电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应迅速按现场规程规定处置。 12.18 安控装置动作或异常处置

12.18.1 当安控装置动作后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员根据运行情况决定所切机组（负荷）是否并列（送电），但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。

12.18.2 当安控装置误动时，应将误动的安控装置退出，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。

12.18.3 当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。

12.18.4 当安控装置通道不能正常运行时，应按规定退出该通道或停运该安控装置；停运该安控装置时，同时退出相关联的通道。 12.19 通信联系中断处置

12.19.1 调控机构与主要厂站通信联系中断，备调通信畅通时，可将调度指挥权转移至备调。 12.19.2 调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。 12.19.3 当厂站与调控机构通信中断时：

12.19.3.1 调频厂仍负责频率及联络线潮流调整工作，其它各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。 12.19.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。

12.19.3.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.19.4 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不应执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的汇报前，与受令单位失去通信联系，则应认为该操作指令正在执行中。 12.19.5 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.19.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应尽快将故障点隔离。

12.19.5.2 频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超

过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

12.19.5.3 电压异常时，各厂站应采取措施按规定调整电压。

12.19.6 凡涉及电网安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.19.7 通信恢复后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处置情况。 12.20 调度自动化系统主要功能失效处置

12.20.1 通知所有投入AGC控制的发电厂改为就地控制方式，按值班调度员要求调整机组出力。

12.20.2 通知所有投入AVC控制的厂站改为就地控制方式，按电压曲线调整电压。 12.20.3 汇报上级调控机构，并按其要求调整联络线及重要断面潮流。

12.20.4 通知各重要厂站、下级调控机构加强设备状态、潮流及电压的监视，发生异常情况及时汇报。

12.20.5 除电网异常故障处理外原则上不进行电网操作、设备试验。 12.20.6 将监控职责移交至输变电设备运维人员。 12.20.7 根据相关规定要求，必要时启用备调。 13 继电保护和安全自动装置管理

13.1 调控机构按照直调范围开展继电保护和安全自动装置的运行管理、定值管理和专业技术管理工作。

13.2 调控机构组织或参加直调范围新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、继电保护和安全自动装置配置原则等）。

13.3 调控机构组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。 13.4 运行管理

13.4.1 调控机构应制定继电保护和安全自动装置调度运行规程。运行维护单位应编写现场运行规程，并报有关部门备案。

13.4.2 继电保护和安全自动装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行，现场具体操作按现场运行规程执行。

13.4.3 值班调度员应熟悉系统继电保护和安全自动装置的配置、运行规定和整定运行方案，了解动作原理和整定原则。新型继电保护和安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员技术交底。

13.4.4 变压器中性点接地方式由调管该设备的调控机构确定，并报上级调控机构备案。如上级调控机构对主变中性点接地方式有明确规定，则按上级调控机构规定执行。 13.4.5 调控机构应对继电保护和安全自动装置进行调度命名，值班调度员在下达调度指令以及现场值班员在汇报运行情况时，应严格按照定值单上保护装置的调度命名编号及保护名称执行。

13.4.6 运行中的继电保护和安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，按调度指令及现场运行规程进行处理，及时通知维护部门消缺。紧急情况下，可不待调度指令，按现场规程将继电保护和安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。 13.4.7 运行中的继电保护及安全自动装置动作时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应记录继电保护及安全自动装置动作情况，立即向值班调度员汇报。运维单位查明动作原因后，应及时汇报直调及监控该装置的调控机构。 13.4.8 继电保护及安全自动装置动作后，运维单位应立即进行处理和分析，调控机构应指导运行单位进行事故分析。

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