合停运。
13.15.2 母线电压互感器故障， 应及时通知厂站运行值班人员或输变电设备运维人员， 按厂站现场运行规程规定进行处理， 并采取措施尽快隔离故障电压互感器。
13.16 二次设备异常处置
13.16.1 继电保护和安全自动装置的异常（或缺陷）， 应在装置退出运行后及时处理。
13.16.2 保护通道发生故障导致保护功能失去无法恢复正常时， 应退出该套保护的纵联功能， 待通道恢复正常后投入。
13.16.3 线路纵联保护一侧装置异常退出时， 对侧对应的线路保护纵联功能应退出。
13.16.4 按开关单套配置的开关失灵保护异常退出运行时， 该开关应停运。 13.16.5 查找厂、 站直流系统接地异常， 需拉、 合保护直流电源时， 应将本站该路直流电源所涉及到的所有保护退出运行， 闭锁式纵联保护的对侧纵联功能配合退出。
13.16.6 智能变电站二次设备异常处置
13.16.6.1 智能变电站间隔合并单元异常时， 退出对应的保护装置； 母线电压合并单元异常， 需要消缺时再退出对应的保护装置。
13.16.6.2 智能变电站智能终端异常时， 退出该智能终端。 间隔智能终端消缺时， 宜停运相应一次设备。
13.16.6.3 智能变电站网络异常时， 根据异常情况以及网络结构确定其影响范围， 投退相关保护装置。
13.16.7 AVC 系统异常， 不能正常控制变电站无功电压设备时， 值班监控员、 厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应汇报相关调控机构值班调度员， 退出相关变电站 AVC系统控制装置， 并通知运维单位进行处理。 退出 AVC系统控制期间， 值班监控员、 厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应按照电压曲线及控制范围调整母线电压。
13.16.8 AGC 机组发生异常或 AGC 功能不能正常运行时， 电厂值班人员可停用 AGC 设备， 将机组切至“就地控制”， 并汇报值班调度员。 异常处理完毕后， 应立即向值班调度员汇报并由其下令恢复 AGC 运行。 13.17 调度通迅联系中断处置
13.17.1 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。 13.17.2 当厂站与调控机构通讯中断时
13.17.2.1 有调频任务的发电厂， 仍负责调频工作。 其它各发电厂均应按相关规定协助调频。 各发电厂和变电站还应按规定的电压曲线进行电压调整。 13.17.2.2 发电厂和变电站的运行方式， 尽可能保持不变。
13.17.2.3 正在进行检修的设备， 在通讯中断期间完工，可以恢复运行时， 只能待通讯恢复正常后， 再恢复运行。
13.17.2.4 发电厂若发现线路输送功率超过稳定极限时，可自行降低出力， 使输送功率降至稳定极限以内。
13.17.3 当发令人已下达调度指令， 受令人未重复指令或虽已重复指令但未经发令人同意执行操作前失去通讯联系，
则该调度指令不得执行。 若发令人已同意执行操作， 可将该调度指令执行完毕。 若发令人未接到完成调度指令的汇报，与受令人失去通讯联系， 则仍认为该调度指令正在执行。
13.17.4 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， 失去通讯联系后， 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。
13.17.5 通讯中断情况下， 出现电网故障， 应按以下原则处理：
13.17.5.1 当电网频率异常时， 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。
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13.17.5.2 电网电压异常时， 值班监控员、 厂站运行值班人员应及时按规定调整电压， 视电压情况投切无功补偿设备。
13.17.6 通讯恢复后， 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向值班调度员汇报通讯中断期间的处置情况。 13.18 调度自动化系统主要功能失效处置
13.18.1 调度自动化系统主要功能失效， 应立即将备调调度自动化系统切至主调； 若切换不成功， 主调值班调度员应立即启用备调。 13.18.2 若主、 备调调度自动化系统同时失效， 按以下原则处理： 13.18.2.1 通知所有直调电厂 AGC 改为就地控制方式， 机组出力根据省调要求调整。
13.18.2.2 通知相关调控机构及厂站加强监视设备状态及线路潮流， 发生异常情况及时汇报。
13.18.2.3 值班监控员通知相关输变电设备运维单位并将监控职责移交至输变电设备运维人员。
13.18.2.4 汇报上级调控机构自动化系统异常情况， 严格控制网内断面潮流在稳定限额内， 并尽量控制联络线潮流在允许范围内。
13.18.2.5 调度自动化系统主要功能失效期间， 除电网异常故障处理外原则上不进行电网操作、 设备试验。 13.19 厂站直流接地处置
13.19.1 直流接地发生后， 现场应立即停止有可能引起直流接地的工作。 13.19.2 现场处置期间不得造成直流短路和另一点接地。 13.19.3 按以下原则查找接地点：
13.19.3.1 先检查由直流系统绝缘监测装置查询到的故障支路。
13.19.3.2 若无直流系统绝缘监测装置或发现装置提供的判断有误， 经值班调度员同意后逐一拉路检查。
13.19.3.3 按照先室外后室内、 先照明与信号回路后控制与保护回路、 先次要后主要的顺序进行拉路查找。
第十四章 继电保护管理
14.1 调控机构按照直调范围开展继电保护的定值管理、 运行管理、 专业技术管理工作。 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、 继电保护配置原则等） 。 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。
14.2 电网中的任何电气一次设备不得处于无继电保护的状态下运行， 继电保护一般应处于完备运行状态。
14.3 继电保护装置， 含继电保护功能模块的智能电子设备， 以及影响继电保护功能的二次回路及其相关设备均应纳入继电保护管理范畴。 14.4 定值管理
14.4.1 继电保护定值计算范围原则上与一次设备的直调范围一致， 不能一致的部分应予以明确。 计算范围有变动时，应办理交接手续。 上级调控机构可将部分继电保护的整定计算授权下级调控机构或运维单位。
14.4.2 500 千伏及以上发电厂定值计算范围划分由国调及华北分中心确定； 220 千伏及以下发电厂定值由并网联络线所属调控机构负责管理。
14.4.3 发电厂的并网联络线及相应断路器保护、 母差保护、 失灵保护、 母联保护定值及与系统保护的定值配合限额， 一般由直调该并网联络线的调控机构确定。 其它保护定值由发电厂负责整定。
14.4.4 发电厂、 运维单位应根据调控机构提供的系统侧等值参数， 对自行整定的保护装置定值进行计算、 校核及批准。
14.4.5 涉及整定分界面的定值整定， 应按下一级电网服从上一级电网、 下级调度服从上级调度、 尽量考虑下级电网需要的原则处理。
14.4.6 涉及整定分界面的调控机构、 发电厂、 运维单位间应定期或结合基建工程进度相互提供整定分界点的保护配置、 设备参数、 系统阻抗、 保护定值以及整定配合要求等资料。
14.4.7 220 千伏、 110 千伏的变压器中性点接地方式由省调确定。 14.4.8 继电保护装置应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位） 下达的
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定值单整定。
14.4.9 继电保护装置首次投运前或更改定值（包括临时更改） 后， 厂站运行值班人员、 输变电设备运维人员须与直调该设备的调控机构值班调度员核对定值正确， 方可投入运行。 值班调度员负责与厂站运行值班人员、 输变电设备运维人员核对应执行定值单与实际执行定值单的编号一致； 厂站运行值班人员、 输变电设备运维人员负责核对继电保护装置实际整定值与应执行定值一致。 14.5 运行管理
14.5.1 继电保护装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行。 继电保护装置的投运方式仅由所在厂站的运行方式决定时， 其投停方式规定及相应操作应纳入现场运行规程， 值班调度员可不下令。
14.5.2 运行中的继电保护装置发生异常或动作时， 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装置异常或动作情况， 立即向值班调度员汇报， 并按有关规定处理。 运维单位查明原因后， 应及时汇报直调及监控该装置的调控机构。
14.5.3 继电保护装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则， 依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》 开展。 14.6 专业技术管理
14.6.1 继电保护的配置和设计严格遵守和执行《电网运行准则》 、 《继电保护和安全自动装置技术规程》 、 《继电保护设备标准化设计规范》 等规程规范及继电保护反事故措施要求。
14.6.2 进入电网运行的继电保护装置硬件、 软件、 智能装置能力描述文件（ICD） 等应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。
14.6.3 继电保护装置的软件版本、 智能变电站全站系统配置文件（SCD）、 智能装置配置文件及反事故措施应由调控机构统一管理， 运维单位负责具体实施。
14.6.4 继电保护装置的状态信息、 告警信息、 动作信息及故障录波数据应
满足上送至调控机构的要求。
第十五章 安全自动装置管理
15.1 安全自动装置调度管辖范围的划分， 原则上与电网一次设备的调度管辖范围一致。 调控机构按照直调范围开展安全自动装置的建设管理、 运行管理、 装置管理及其它有关管理工作。 调控机构可根据具体情况调整安全自动装置的调度管辖范围。 15.2 建设管理
15.2.1 调控机构负责确定直调范围内安全自动装置配置方案、 技术要求和运行规定。 设备运维单位负责提供装置整定、 控制策略制定所需要的技术资料， 并落实调控机构下发的定值、 运行规定等。
15.2.2 调控机构组织或参加直调范围新建、 改建、 扩建发、 输、 变电设备以及系统规划的安全自动装置的审查工作（含接入系统、 可研、 初设、 安全自动装置配置原则等） 。
15.2.3 安全自动装置应与电厂及电网输变电工程同步投产。
15.2.4 装置投运前， 运行维护单位应制定相应的现场运行规程， 报调控机构备案， 并向所属调控机构提出投运申请， 经批准后方可投入运行。 15.3 运行管理
15.3.1 安全自动装置的投停、 定值更改、 控制策略调整等须经相应调控机构同意并履行相关手续。 如安全自动装置的投运方式仅由所在厂、 站运行方式决定时， 可按现场规程规定自行操作。
15.3.2 运行中的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立即向相应调控机构值班调度员汇报并做好记录， 查明动作原因后及时汇报。
15.3.3 确定安全自动装置所切除的负荷时， 应考虑与重合闸、 备自投等装
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置的配合关系。15.3.4 安全自动装置出现异常时， 值班监控员、 厂站运行 值班人员或输变电设备运维人员应汇报相应调控机构值班调度员， 并尽快处理。
15.3.5 安全自动装置动作切除负荷后， 均应得到相应调控机构值班调度员同意后方可送出； 低频减负荷装置动作， 所切负荷应得到省调值班调度员同意后方可送出。 15.4 设备管理
15.4.1 进入电网运行的安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。
15.4.2 安全自动装置的状态信息、 告警信息、 动作信息等数据应满足上送至调控机构的要求。
15.4.3 安全自动装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则， 依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》 开展。 15.5 低频减负荷管理
15.5.1 省调负责编制河北南网低频减负荷整定方案， 各地调编制实施方案并负责落实。
15.5.2 各地区电网必须按省调整定方案要求投入足够的低频减负荷容量， 确保各级实际切除量、 总切除量占地区实际负荷的比例， 在任何情况下不低于整定方案中的规定比值。
15.5.3 各地调每月 15 日 4 点、 10 点、 20 点（冬季为 19点）， 统计本网低频减负荷的实控负荷， 检查是否符合要求， 并将统计分析报告于当月 20 日前报省调。
第十六章 调度自动化及通信管理
16.1 调度自动化管理
16.1.1 调控机构负责直调范围内调度自动化系统的运行管理、 技术管理， 负责本级调度自动化主站系统的建设、 技术改造和运行维护， 负责调管范围内
调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作， 参加新建和改（扩） 建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。
16.1.2 厂站运维单位负责子站系统的安全运行， 负责子站设备的运行维护和检验， 参加新建和改（扩） 建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。 16.1.3 调度自动化系统和设备应符合国家、 行业标准， 且须通过国家或行业的质量检测中心的检测。
16.1.4 调控机构、 厂站运维单位应按照《电力调度自动化系统运行管理规程》 要求， 分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护， 并向相关调控机构及时提供实时数据、 模型、 图形， 并对其正确性负责， 实现“源端维护、 全网共享” 。
16.1.5 按照“统一管理、 分级维护” 原则， 省调负责省地两级调度数据接入网的运行管理与考核， 负责骨干网和省调接入网的运行维护； 地调负责地调接入网的运行维护。
16.1.6 调控机构按照《电力监控系统安全防护规定》 的要求做好安全防护工作， 建立和完善电力二次系统纵深安全防护体系， 并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。
16.1.7 调度自动化系统和设备检修计划执行工作票制度，严格履行工作申请、 审批、 开竣工等手续。 厂站设备的计划检修原则上应与一次设备的检修同步进行， 未经相关调控机构许可不得将相应自动化设备退出运行。
16.1.8 调度自动化系统和设备的维护工作可能影响到电网调控信息时， 按照相关规程、 规定办理手续并获得许可后方可进行。
16.1.9 子站设备发生故障后， 厂站运维单位应立即向相关调控机构自动化值班员汇报故障情况及影响范围， 并按规定处理。 16.2 调度通信管理
16.2.1 调控运行通信业务主要包括调度电话、 继电保护、安全自动装置、 调度自动化系统业务所需的语音、 图像、 数据等通信服务。
16.2.2 通信机构（通信职能管理部门、 信通公司及其它通信运维单位） 负
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责调控运行通信业务的组织、 保障和完善工作， 调控机构对通信保障和服务的效果进行评价。
16.2.3 通信机构应按规定按时报送年度、 月度、 日前涉及电网调控业务的通信检修计划， 并参与调控机构的检修计划会商。
16.2.4 涉及电网设备运行状态改变的通信检修， 通信机构应制定详细实施方案， 提前与调控机构进行会商。 通信运维单位负责报送通信检修工作票申请， 电网运维单位负责按照调控机构同意的方案， 结合通信检修工作报送相应电网停电检修申请票。
16.2.5 涉及电网设备运行状态改变的通信检修， 原则上应与电网设备的检修同步进行， 并纳入电网设备停电计划管理。
16.2.6 电网调控运行业务通道故障时， 通信调度应立即汇报相关调控机构， 通信机构要按照“先抢通、 后修复”的原则， 尽快恢复业务通道， 并将通道恢复情况及时汇报相关调控机构。
16.2.7 通信机构应建立风险预警机制， 通信通道异常、 中断等可能对电网调控业务产生影响时应提前告知调控机构。
第十七章 清洁能源调度管理
17.1 水电调度运行管理 17.1.1 水电调度原则
17.1.1.1 水电厂水库调度运行应按照设计确定的任务、 参数、 指标及有关运用原则， 在确保枢纽工程安全的前提下，充分发挥水库的综合效益。 17.1.1.2 水电厂（含抽水蓄能电站）应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求， 充分发挥在电网运行中的调峰、 调频、 调压、 事故备用和黑启动等作用。
17.1.1.3 在保证枢纽工程、 规定的其它防护对象和电网运行安全的前提下， 充分利用水能资源。
17.1.2 水库运用参数和基本资料
17.1.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料， 掌握水库上、 下游流域内的自然地理、 水文气象、 社会经济及综合利用等基本情况， 报调控机构作为水库调度工作的依据。 水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。
17.1.2.2 水电厂水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、 设计洪水位、 校核洪水位、 汛期限制水位、 死水位及上述水位相应的水库库容， 水电站装机容量、发电量、 保证出力及相应保证率， 控制泄量等。 17.1.2.3 水库有调节能力的水电厂， 应根据设计确定的开发目标、 参数及指标， 绘制水库调度图， 并及时提交调控机构。
17.1.2.4 水电厂水库建成投运后， 因水文条件、 工程情况及综合利用任务等发生变化， 水库不能按设计规定运用时，应由运行管理、 设计等有关单位对水库运用参数及指标进行复核。 如主要参数及指标需变更， 水电厂应按原设计报批程序通过审批后， 重新报调控机构作为调度依据。
17.1.2.5 正常情况下， 水电厂应每隔 5～10 年对水库运用参数和指标进行复核， 定期开展流域水文、 气象、 水库运行历史资料的整编， 并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关调控机构。
17.1.2.6 水电厂应及时向相关调控机构提供综合利用部门的水库运用要求和水库调度指令等。
17.1.3 水电厂应开展洪水预报、 水库来水预报等水文气象预报工作， 并向相关调控机构报送预报结果。 17.1.4 水电厂发电调度
17.1.4.1 水电厂应在每年的 11 月底以前根据历史水文资料和气象预报， 提出下年度发电计划上报相应调控机构。
17.1.4.2 水电厂的发电调度要在保证水工建筑物和水电厂机组安全运行并满足防洪、 放流计划、 调峰、 调压和调频的条件下， 经济合理地安排发电运行方式。 抽水蓄能电站应保持调节池的调整裕度， 以满足电网调峰、 调频
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