置线路恢复运行时， 先投线路， 后投串补。 12.6.2 一般停送电顺序
12.6.2.1 如一侧为发电厂， 一侧为变电站， 一般先拉开电厂侧开关、 后拉开变电站侧开关； 如两侧均为变电站， 先拉开线路送端开关、 再拉开线路受端开关。
12.6.2.2 拉开线路各侧开关的两侧刀闸（先拉线路侧刀闸， 再拉母线侧刀闸） 。
12.6.2.3 在线路上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸） 。 12.6.2.4 线路送电操作与上述顺序相反。 12.6.3 任何情况下禁止“约时” 停电和送电。 12.7 开关操作
12.7.1 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； 开关拉开后， 应确认三相均已断开。
12.7.2 开关操作时， 若远方操作失灵， 厂站规定允许就地操作， 应三相同时操作， 不得分相操作。
12.7.3 交流母线为一个半开关接线方式的设备送电时， 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。 12.8 刀闸操作 12.8.1 刀闸操作范围
12.8.1.1 拉、 合 220 千伏及以下空载母线， 但在用刀闸给母线充电时， 应先用开关给母线充电无问题后进行。 12.8.1.2 拉、 合经试验允许和批准的一个半开关接线母线环流。 12.8.1.3 断路器可靠闭合状态下， 拉、 合断路器的旁路电流。 12.8.2 未经试验不允许使用刀闸进行以下操作 12.8.2.1 拉、 合 500 千伏及以上空载母线。
12.8.2.2 拉、 合空载线路、 并联电抗器和空载变压器。
12.8.3 其它刀闸操作按厂站规程执行。 12.9 变压器操作
12.9.1 变压器并列运行条件： 接线组别相同， 变比相等，短路电压相等。 变比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验， 在任一台都不发生过负荷的情况下， 可以并列运行。
12.9.2 一般情况下， 变压器投入运行时， 应将变压器保护按正常方式投入， 先合电源侧开关、 后合负荷侧开关。 停电时顺序相反。 对于有多侧电源的变压器， 应同时考虑差动保护灵敏度和后备保护情况。
12.9.3 变压器投、 停前， 110 千伏及以上侧中性点必须接地。 运行中的变压器， 其 110 千伏或以上侧开关处于断开位置时， 相应侧中性点应接地。 12.9.4 110 千伏及以上变压器倒换中性点接地方式时应按先合后拉的原则进行。
12.10 发电机操作
12.10.1 发电机应采取准同期并列。
12.10.2 发电机正常解列前， 应先将有功、 无功功率降至最低， 再拉开发电机出口开关， 切断励磁。 12.11 零起升压操作
12.11.1 零起升压系统必须与运行系统可靠隔离。 12.11.2 用发电机对系统设备零起升压应事先进行计算，防止发生过电压、 自励磁等问题， 发电机强励退出， 联跳其它非零起升压回路开关的压板退出， 其余保护均可靠投入。
12.11.3 对主变压器零起升压时， 该变压器保护必须完整并可靠投入， 联跳其它非零起升压回路开关压板退出， 中性点必须接地。
12.11.4 对线路零起升压时， 该线路保护必须完整并可靠投入， 联跳其它非零起升压回路开关压板退出， 线路重合闸停用。
12.11.5 对双母线中的一组母线零起升压时， 母差保护应采取适当措施防止误动作。
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12.12 母线倒闸操作原则
12.12.1 母线操作前， 应根据现场运行规程规定， 将母线保护运行方式作相应切换， 以适应母线运行方式。
12.12.2 在倒母线操作前应将母联开关的直流控制电源断开， 操作完毕投入直流控制电源。
12.12.3 向母线充电应使用带有反应各种故障类型的速动保护的开关， 且充电时保护在投入状态； 充电前确认母线保护未投“互联” 方式。 用变压器开关向母线充电时， 该变压器中性点必须接地。 12.12.4 防止经 PT 二次侧反充电。
第十三章 故障处置规定
13.1 故障处置原则
13.1.1 迅速限制故障发展， 消除故障根源， 解除对人身、电网和设备安全的威胁。
13.1.2 调整并恢复正常电网运行方式， 电网解列后要尽快恢复并列运行。 13.1.3 尽可能保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电、 站用电的正常供电。
13.1.4 尽快恢复对已停电的用户和设备供电。 13.2 故障处置要求
13.2.1 电网发生故障时， 调控机构值班调度员应结合综合智能告警信息， 监视本网频率、 电压及重要断面潮流情况，开展故障处置。
13.2.2 电网发生故障时， 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将故障发生的时间、 设备名称及其状态等概况向相应调控机构值班调度员汇报， 经检查后再详细汇报。 详细汇报内容包括： 13.2.2.1 开关的动作时间、 相别。
13.2.2.2 继电保护及安全自动装置的动作情况。 13.2.2.3 故障点及设备检查情况。
13.2.2.4 频率、 电压、 负荷的变化情况。 13.2.2.5 天气、 现场作业及其它情况。
13.2.3 值班调度员应按规定及时向上级调控机构值班调度员汇报故障情况。13.2.4 故障处置期间， 为防止发生电网瓦解和崩溃， 值班调度员可以采取以下应急处置措施：
13.2.4.1 调整调度计划， 包括发输电计划、 设备停电计划。 13.2.4.2 调用全网备用容量， 进行跨区、 跨省支援。 13.2.4.3 调整发电机组有功或无功出力， 启停发电机组。 13.2.4.4 下令停运设备恢复送电或运行设备停运。 13.2.4.5 控制用电负荷。
13.2.4.6 调整系统运行方式的其它措施。
13.2.5 为防止故障范围扩大， 厂站运行值班人员及输变电设备运维人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作， 但事后应立即向相关调控机构值班调度员汇报：
13.2.5.1 将对人身和设备安全有威胁的设备停电。 13.2.5.2 将故障点及故障停运已损坏的设备隔离。 13.2.5.3 厂（站） 用电部分或全部停电时， 恢复其电源。
13.2.5.4 低频低压减负荷、 低频低压解列、 自动切机等装置应动作未动时手动代替。
13.2.5.5 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处置者。
13.2.6 交接班过程中电网发生故障， 应立即停止交接班，由交班人员负责故障处置， 接班人员根据交班人员的要求协助处理， 故障处置告一段落后继续进行交接班。
13.2.7 开关允许切除故障电流的次数若不满足要求， 运维单位应按规定向相应调控机构报备。
13.2.8 故障处置时应严防设备过载、 带地线合闸、 带负荷拉合刀闸、 非同期并列、 电网稳定破坏等。
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13.3 电网故障协同处置
13.3.1 调控机构负责处置直调范围电网故障， 故障处置期间下级调控机构应服从上级调控机构统一指挥。
13.3.2 直调范围内电网发生故障， 若影响其它电网运行时， 应及时通报相关调控机构； 需上级或同级调控机构配合时， 应由上级调控机构协调处理。 13.3.3 跨区、 跨省重要送电通道故障后， 省调应按照国调、 华北分中心的指挥， 通过调整机组出力、 控制联络线偏差等措施， 将相关断面潮流控制在稳定限额之内， 必要时可采取控制负荷等措施， 控制电网频率、 电压满足相关要求。
13.3.4 上下级调控机构应建立电网运行信息共享机制， 及时通报故障告警信息及处置措施， 提高故障处置协同水平。 13.4 频率异常处置
13.4.1 当联网运行频率异常时， 省调值班调度员应首先判断造成频率异常的原因， 分别作如下处理：
13.4.1.1 频率超出 50±0.1 赫兹， 且本网 ACE 值超出规定偏差， 省调值班调度员应迅速采取有效措施， 将ACE值控制
到规定偏差内。 当电网调整容量不足时， 省调值班调度员应迅速向华北分中心汇报， 必要时可请求支援。
13.4.1.2 频率超出 50±0.1 赫兹， 但本网 ACE 值在规定偏差内， 省调值班调度员应按华北分中心要求处理。
13.4.2 当独立运行且系统频率超出 50±0.2Hz， 各发电厂应立即主动参加调整； 同时， 省调值班调度员采取其它措施， 将频率调整至正常范围。 13.4.3 当河北南部电网解列成几个区域电网时， 省调值班调度员应判明情况， 并指定有关发电厂为相应区域电网的调频厂， 通知有关地调配合调整。13.4.4 当频率降低威胁发电厂厂用电系统的安全运行时，电厂值班人员可根据现场保厂用电措施进行处理， 并报告值班调度员。 13.5 电压异常处置
13.5.1 厂站母线运行电压超出电压曲线上、 下限值视为电压异常。 电压出现异常且 AVC自动调整不及时的情况下， 可停用 AVC进行手动调整或采取其它措施使电压恢复至限额以内。
13.5.2 厂站母线电压异常时， 调控机构应立即采取措施（包括投切无功补偿装置、 调整机组无功出力、 调整联络线潮流等） 使电压恢复至限额以内。 13.5.3 当电压降低威胁发电厂厂用电系统的安全运行时，电厂值班人员可根据现场保厂用电措施进行处理， 并报告值班调度员。 13.6 输电断面功率越限处置
13.6.1 受端电网发电厂增加出力， 并提高电压。 13.6.2 送端电网发电厂降低出力， 并提高电压。 13.6.3 改变电网运行方式， 调整潮流分布。 13.6.4 受端电网控制用电负荷。
13.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面， 由最高一级调控机构按照既定原则统一进行指挥调整。 13.7 电网同步振荡处置
13.7.1 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， 增加发电机的无功出力， 提高系统电压，并立即向值班调度员汇报。 13.7.2 值班调度员应根据电网情况， 适当降低送端发电厂出力， 增加受端发电厂出力， 限制受端负荷。 13.7.3 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， 并向值班调度员汇报。 13.8 电网稳定破坏故障处置
13.8.1 电网稳定破坏后， 应迅速采取措施， 尽快将失去同步的局部电网解列运行， 防止扩大故障范围。
13.8.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行， 并减少操作， 在满足下列条件的前提下可以不解列， 允许局部电网短时非同步运行， 而后再同步：
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13.8.2.1 发电机、 调相机等的振荡电流在允许范围内， 不致损坏电网重要设备。
13.8.2.2 枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的 75％以上， 不致甩掉大量负荷。
13.8.2.3 电网只在两个部分之间失去同步， 通过预定调节措施， 能迅速恢复同步运行。
13.8.3 电网发生稳定破坏， 又无法确定合适的解列点时，应采取适当措施使之再同步， 防止电网瓦解并尽量减少负荷损失。 主要处理措施如下： 13.8.3.1 频率升高的发电厂， 应立即自行降低出力， 使频率下降， 直至振荡消失或频率降到 49.5Hz 为止。
13.8.3.2 频率降低的发电厂， 应立即采取措施， 使频率升高至 49.5Hz 以上。 值班调度员可下令在频率降低的地区进行拉路限电。
13.8.3.3 各发电厂、 变电站应提高无功出力， 尽可能使电压升高至最大允许值。
13.8.4 在电网振荡时， 除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。 在频率或电压下降到威胁厂用电安全时， 可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。
13.8.5 若由于发电机失磁而引起电网振荡时， 发电厂运行值班人员应立即将失磁的机组解列。 13.9 线路故障跳闸处置
13.9.1 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跳闸线路的有关设备信息并确定是否试送。 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。
13.9.2 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。
13.9.3 正确选择试送端 13.9.3.1 有利于电网稳定。
13.9.3.2 有利于故障处置和恢复正常方式。
13.9.3.3 尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关试送。 13.9.4 线路试送开关必须完好， 且具有完备的继电保护。
13.9.5 试送前， 要检查重要线路的输送功率在规定限额内， 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， 使电网稳定不致遭到破坏。 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。 13.9.6 线路故障跳闸后， 一般允许试送一次， 若试送不成功， 需再次试送时应经设备运维单位总工或主管生产的领导同意。 电缆线路故障或者根据测距判断故障可能发生在电缆段范围内， 未查明原因前不得试送。
13.9.7 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。 13.9.8 线路保护和高抗保护同时动作跳闸时， 应按线路和高抗同时故障考虑， 在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行试送。 线路允许不带高抗运行时， 如需对故障线路送电， 在试送前应将高抗退出。 13.9.9 有带电作业的线路故障跳闸后， 试送电的规定如下：
13.9.9.1 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。
13.9.9.2 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， 值班调度员未了解现场具体情况前不得试送线路。
13.9.10 线路故障跳闸后， 值班调度员应通知有关单位进行巡线， 并明确是否为带电巡线； 巡线结果应及时汇报值班调度员。 13.10 发电机故障处置
13.10.1 发电机跳闸或异常， 发电厂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。
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13.10.2 发电机失去励磁且失磁保护拒动， 发电厂运行值班人员应立即将发电机解列。
13.11 变压器及高压电抗器故障处置
13.11.1 当并列运行中的一台变压器跳闸时， 首先应监视运行变压器过载情况， 并及时调整。 如有备用变压器， 应迅速将其投入运行。
13.11.2 变压器故障跳闸造成电网解列时， 在试送变压器或投入备用变压器时， 要防止非同期并列。
13.11.3 变压器、 高压电抗器故障跳闸后， 应根据保护动作情况进行处理： 13.11.3.1 变压器、 高压电抗器的重瓦斯保护和差动保护同时动作跳闸， 未查明原因和消除故障之前不得试送。
13.11.3.2 重瓦斯或差动保护之一动作跳闸， 在检查外部无明显故障， 经瓦斯气体检查、 色谱分析、 测直流电阻等试验证明该设备内部无明显故障后， 经设备运维单位总工或主管生产领导同意， 可以试送一次， 有条件者应先进行零起升压。
13.11.3.3 后备保护动作跳闸， 确定本体及引线无故障后， 可试送一次。 13.11.3.4 中性点接地的变压器故障跳闸后， 应按规定调整其它运行变压器的中性点接地方式。
13.12 母线故障和电压消失处置
13.12.1 当母线故障或电压消失后， 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相应调控机构值班调度员， 同时将故障或失压母线上的开关全部拉开。
13.12.2 母线故障停电后， 厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即对停电母线进行外部检查， 并将检查情况汇报值班调度员， 调度员应按下述原则进行处置：
13.12.2.1 若确认系保护误动作， 应尽快恢复母线运行。
13.12.2.2 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。
13.12.2.3 找到故障点但不能隔离的， 将该母线转为检修。
13.12.2.4 经检查不能找到故障点， 一般不得对停电母线试送； 经试验证明母线绝缘合格后可以试送一次。
13.12.2.5 双母线中的一条母线故障， 且短时不能恢复，在确认故障母线上的元件无故障后， 将其冷倒至运行母线并 恢复送电。
13.12.2.6 对停电母线进行试送时， 应优先采用外来电源,试送开关必须完好， 并有完备的继电保护。 有条件者可对故障母线进行零起升压。 13.12.2.7 对端有电源的线路送电时要防止非同期合闸。 13.13 开关异常处置
13.13.1 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， 并汇报值班调度员。 13.13.2 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， 值班调度员可视情况下令拉开此开关。
13.13.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时， 现场应根据现场规程规定将开关可靠闭锁， 尽快将闭锁开关从运行系统中隔离， 按以下原则处理：
13.13.3.1 一个半开关接线可按规定拉开该开关的两侧刀闸（刀闸拉母线环流需经试验允许和批准）， 解环前确认环内所有开关在合闸位置。
13.13.3.2 双母线接线的线路开关可用母联开关串带、 旁路转带等方法将该开关隔离。
13.14 串联补偿装置故障处置
13.14.1 串联补偿装置因故障停运， 未经检查处理， 不得试送。 13.14.2 因线路故障等其它原因导致带串补装置的线路停运时， 如需对线路试送， 需将串补装置退出， 再进行试送。 13.15 电压互感器故障处置
13.15.1 线路任一侧电压互感器发生异常导致线路主保护失去时， 线路应配
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