6、值班调度员在发布操作指令和接受操作汇报时，由一名调度员实施，另一名监护。 第231 条 当通信困难时，调度可委托所属其他调度对象代为转达调度指令，但三方对调度指令均应作好详细记录及录音，并复诵无误。
第232 条 模拟盘和设备接线显示图应与实际相符（设备状态、遥测、遥信）， 操作执行后应及时校正。
第233条 省调管辖设备的操作，如果只涉及一个地调范围，可委托有关地调下令执行，但省调应预先通知设备所在单位。
第234条 需借用省调管辖设备时，由借用方向省调提出申请，并经省调同意。其操作由借用方下令执行，操作前应告知省调值班调度员，操作后应及时向省调汇报。 第235条 调度之间相互借用调度管辖设备使用完毕后，应由借用方恢复到借用前的状态（被借用方另有要求的除外），并及时交还对方调度。
第236条 应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气情况下进行操作。 第3.3 节 并列与解列操作
第237条 发电机与系统或两系统之间并列如无特殊规定，应采用准同期并列。并列条件： 1、相序相同。
2、频率基本相等，频差不大于0.5Hz。
3、并列点两侧电压基本相等，220千伏及以下电压级电压差不大于额定电压的20%，500千伏电压级电压差不大于额定电压的10%。
第238条 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，一般宜由小系统向大系统送少量的有功，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 第239条 系统解列成几部分前，省调值班调度员应平衡各部分的有功、无功负荷，指定调频、调压电厂和各部分行使调度权的地调。 第3.4 节 合环与解环操作
第240条 合环前应确认相位一致，合环点两侧电压差220千伏及以下电压级最大不超过额定电压的30%、相角差不大于30度；500千伏最大不超过额定电压的20%、相角差不大于30 度，且合环后环网内设备不过载、保护可靠动作。
第241条 不同电压级的电磁环网，应经计算和批准后才能进行合环操作。 第242条 有条件时应利用同期装置进行合环操作。
第243条 解环前，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围以内，任一设备不超过稳定极限，满足继电保护等方面的要求。
第3.5 节 断路器、隔离开关操作
第244条 断路器遮断容量不够、切断故障电流次数超过现场规定或者设备有明显故障及其它严重问题时，所属发电厂、变电站应向值班调度员申请退出重合闸，必要时采取措施防止断路器分闸，或申请将断路器退出运行。
第245条 对于3/2断路器接线方式，设备送电时，应先合母线侧断路器，后合中间断路器；停电时先拉开中间断路器，后拉开母线侧断路器。 第246条 旁路断路器代线路断路器运行：
1、操作前，值班人员将旁路断路器保护按所代断路器保护定值调好投入，旁路断路器纵联保护和重合闸暂不投。
2、值班调度员下令退出被代断路器线路两侧的纵联保护和重合闸。
3、进行旁路断路器代断路器一次部分的操作，值班人员应确认旁路断路器已带上被代断路器，再断开被代断路器。
4、一次部分操作完毕后，值班调度员应下令投入该线路可以切换的纵联保护和重合闸。 第247条 隔离开关操作范围： 1、拉、合电压互感器和避雷器。 2、拉、合空载母线。
3、拉、合电网没有接地故障时的变压器中性点。
4、拉、合经断路器或隔离开关闭合的旁路电流。拉、合3/2断路器结线方式的母线环流。 5、户外垂直分合式三联隔离开关，拉、合电压在20千伏及以上励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。
6、10千伏户外三联隔离开关，拉、合不超过15安培的负荷电流。 7、10千伏隔离开关，拉、合不超过70安培的环路均衡电流。
8、未经计算，不得用500千伏隔离开关进行拉合母线和短线操作。
9、禁止用隔离开关向500 千伏母线充电，严禁用隔离开关拉、合运行中的500 千伏线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。
第3.6 节 变压器操作
第248条 变压器并联运行的条件： 1、结线组别相同
2、电压比相等（允许相差5%） 3、短路电压相等（220千伏及以下电压级允许相差10%，500 千伏电压级允许相差5%） 若电压比或短路电压不相等，在任何一台变压器不过载的情况下可以并联运行。
第249 条 变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。停电时，先停负荷侧，后停电源侧。500千伏变压器一般在500千伏侧停（送）电，在220千伏侧解（合）环或解（并）列。
第250 条 大电流接地系统中变压器投、退时，应保证中性点的运行方式正确： 1、拉、合变压器110千伏及以上电压级断路器时，操作侧的中性点应接地。
2、倒换变压器接地中性点时，应先合上待投中性点接地隔离开关后再拉开待退中性点接地隔离开关。
3、变压器高（中）压侧断路器断开时，该侧中性点应接地。
第251条 倒换变压器时，应检查投入变压器确已带上负荷后，才允许退出需停运变压器。 第252 条 500千伏线路高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，投停操作应在500千伏线路冷备用或检修状态下进行。 第3.7 节 母线操作
第253条 母线倒闸操作时，应考虑对母差保护的影响和二次回路相应的切换，各组母线电源与负荷分布是否合理，应尽量避免在母差保护退出的情况下进行母线倒闸操作。 第254条 母线停电或母线电压互感器停电时，应防止电压互感器反送电和保护装置的误动。 第255条 恢复双母线运行时，受令单位应按调度预先规定的双母线正常结线倒闸（如有特殊要求值班调度员应在操作前下达）。
第256条 母线倒闸操作时，值班人员应防止断路器断口电容与电磁式电压互感器发生铁磁谐振。发生铁磁谐振时通常会出现电压互感器响声异常、母线电压1 相或2 相升高、电压互感器开口三角形电压升高等现象，应立即采取改变一次接线方式、切断谐振回路电源等措施破坏谐振条件。
第257条 避免220千伏母线与110千伏母线同时出现单母线运行方式（单母线接线方式除外）。
第3.8 节 冲击合闸操作
第258条 新建、改建、扩建和大修竣工后的输变电设备在投运前，进行冲击合闸应注意下列问题：
1、被冲击设备无异状。
2、冲击合闸断路器保护应可靠投入，断路器遮断容量满足要求，切断故障电流次数未超过规定。
3、冲击合闸断路器的自动重合闸装置在退出位置。
4、变压器或线路串变压器冲击时，变压器的中性点应可靠接地。 5、应防止发电机自励磁和空载线路末端电压升高超过允许值。 6、应防止系统稳定破坏。
7、新设备冲击次数：变压器、消弧线圈、电抗器为5次，线路、电容器、母线等为3次。 8、大修后设备冲击次数：更换了线圈的变压器、电抗器、消弧线圈为3次。
第259条 新建、改建220千伏及以上的输电线路，冲击合闸后应核对相位，核对无误后方可继续进行其他操作。 第3.9 节 零起升压操作
第260 条 零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，保护均可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。
第261条 零起升压线路的保护完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出，线路自动重合闸退出。
第262条 变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整、可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。变压器中性点应可靠接地。
第263条 零起升压回路系统应与正常运行系统有明显断开点。母线进行零起升压时，应采取措施防止母差保护误动。 第3.10 节 线路操作
第264条 线路停电的操作顺序为拉开断路器、线路侧隔离开关、母线侧隔离开关，拉开可能向该线路反送电设备隔离开关或取下其熔断器（保险）。复电时，操作顺序相反。 第265条 只有在线路可能受电的各侧都有明显断开点时，才允许将线路转为检修状态。 第266条 检修后相位可能变动的线路应核对相位。 第267条 线路停、送电时，送、受侧操作顺序：
1、发电厂与变电站间联络线停电时，一般先停发电厂侧，后停变电站侧。复电时，操作顺序相反。
2、220千伏电压级单供线路和110千伏及以下电压级线路停电时，一般先停受电侧，后停送电侧。复电时，操作顺序相反。
3、发电厂间联络线、变电站间联络线停、复电操作时，送电侧和受电侧可不分先后。 第3.11 节 融冰操作
第268条 串于融冰回路断路器的保护，除指定投入的保护外，其它保护在融冰时退出。 第269条 融冰回路的安全自动装置（含重合闸）在融冰时退出。
第270条 专供融冰电源的发电机，其强励及自动调整励磁装置均应退出。 70
第4 章 事故处理
第4.1 节 事故处理的一般原则 第271条 事故处理的主要任务：
1、尽速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。 2、尽可能保持对用户的正常供电。
3、尽速恢复已停电用户的供电，尤其是发电厂和重要变电站的自用电和 重要用户的保安用电。
4、调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。
第272条 值班调度员在事故处理中，应做到情况明，判断准，行动快，指挥得当。
第273条 系统发生事故时，事故单位调度对象应立即向值班调度员汇报已发生事故（当事故影响到下一级系统时，也应及时向相应的调度汇报），经检查后，再汇报下列情况： 1、跳闸断路器的名称和跳闸时间，人身是否安全，设备有无明显缺陷。 2、保护装置的动作情况。 3、事故的主要象征。 非事故单位应加强监视，做好防止事故蔓延的预想和对策，不要占用调度电话询问事故情况。 第274条 为防止事故扩大，事故单位在下列情况下应立即自行处理，并将情况向值班调度员简明报告：
1、对人身和设备的安全有威胁时，根据现场规程采取措施。 2、发电厂、变电站自用电部分或全部停电时恢复其电源。 3、发电厂按批准的方案采取保厂用和地区保安用电的措施。
4、安全自动装置达到启动条件而未动作，手动启动部分或全部所控制的开关和设备。 5、省调预先下达的事故自行处理规定。
第275条 系统发生事故时，在调度值班的调度机构负责人应监督值班调度员处理事故，给予必要的指示。如认为有必要时可解除值班调度员的职务，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除职务的值班调度员对解除职务后的事故处理不承担责任。
第276条 事故如发生在交接班期间，应由交班值负责处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。在此期间接班人员可应值班调度员请求协助处理事故。
第277条 事故处理完毕后，值班调度员应按规定汇报，并于48小时内填写事故记录。 第4.2 节 湖南电力系统与华中电力系统并列时的频率异常及事故处理 第278条 系统频率异常和事故由华中网调负责处理。
第279条 当系统频率超出50±0.2Hz范围时，省调应按网供计划用电。
第280条 当系统频率突然超出50±0.5Hz范围时，各发电厂不待调度指令，调整出力，使系统频率尽快恢复到50±0.5Hz以内，并向上级调度汇报。省调应立即采取措施，协助华中网调将频率恢复到50±0.5Hz以内。
第4.3 节 湖南电力系统与华中电力系统解列时的频率异常及事故处理 第281条 系统频率异常和事故由省调负责处理，各地调、发电厂协助。 第282条 系统频率异常及事故时，省调、发电厂、地调应采取相应措施达 到以下要求：
1、频率偏差超出50±0.2Hz时，应在20分钟内恢复至50±0.2Hz以内。 2、频率偏差超出50±0.5Hz时，应在10分钟内恢复至50±0.5Hz以内。 3、频率低于49Hz时，应立即恢复至49Hz以上。 第283条 省调在频率异常及事故时，可采取的措施： 1、频率低于49.8Hz时：
⑴ 增加非调频电厂出力直至最大。
⑵ 开出备用水电机组并增加出力直至最大。 ⑶ 按超供电能力限电序位表限电。
2、频率低于49.5Hz时，按事故限电序位表切除部分负荷。 3、频率高于50.2Hz时： ⑴ 降低非调频电厂的出力。 ⑵ 停下部分机组。
第284条 系统频率异常及事故时，发电厂应采取的措施：
1、频率低于49.5Hz时，不待调度指令增加出力，开出备用水电机组增加有功出力。 2、频率低于49Hz时，不待调度指令将发电机按事故过载能力接带负荷。
3、频率低于48Hz危及自用电安全时，按省调给定的事故限电序位表切除部分近区负荷。 4、频率高于50.5Hz时，不待调度指令降低机组出力。 第285条 系统频率异常及事故时，地调应采取的措施：
1、频率低于49.8Hz时，开出地区水电机组增加出力或按超供电能力限电序位表限下部分负荷。
2、频率低于49.5Hz时，不待调度指令，按事故限电序位表紧急限电。 3、频率高于50.2Hz时，降低所辖发电厂的发电出力。
第286条 对经核实确需保安电力的重要用户，事故限电后应按规定时间恢复送电，但在系统事故中该类用户第二次受电只允许用保安电力。
第287条 当系统发生事故解列成几部分时，地调应负责调整所在地区系统的频率。当系统频率恢复至50Hz与省调失去联系时，地调可视情况恢复负荷，并保证系统频率在正常范围内运行。
第4.4 节 电压异常及事故处理
第288 条 电压监视控制点电压偏差超出电力调度规定的电压曲线值的±5%，时间不允许超过1小时，或偏差超出±10%，时间不允许超过30分钟。
第289条 当发电厂、变电站母线电压降低到电力调度规定的电压曲线值的95%以下时，值班人员应不待调度指令按规程规定自行使用发电机或调相机的过负荷能力，必要时值班调度员可以采取拉闸限电措施，使电压恢复到规定的电压曲线值的95%以上。
第290条 当220千伏电压监视控制点电压下降到电力调度规定的电压曲线值的90%以下时，值班调度对象应及时报告有关调度。各有关值班调度员立即采取措施直至对低电压地区拉闸限电，使电压恢复到规定的电压曲线值的90%以上。
第291 条 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关发电厂或变电站的值班人员应联系有关调度采取措施（包括降低有功，增加无功及限制低电压地区负荷等），以消除发电机或调相机的过负荷。
第292 条 电压低到严重威胁发电厂厂用电安全时，值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。
第293 条 装有低电压解列装置的厂、站，当电压低至低电压解列装置动作值，而装置未动作时，值班人员应不待调度指令，手动拉开低电压解列装置所接跳的断路器。
第294 条 当仅是系统局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功潮流外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可通过改变局部运行方式来调整，投入（或退出）某些线路或变压器，但需经过计算验证如此改变不会影响系统安全运行。 第295 条 系统电压升高时的处理：
1、当系统监视控制点电压超过规定时，有关发电厂值班人员应立即自行降低发电机无功出