电网事故处理管理标准
海南电网公司发布
前言
本标准由公司标准化委员会提出
本标准由公司中调部起草并归口
本标准起草人：符文
本标准审核人：李邦峰
本标准批准人：庞准
本标准的版本及修改状态：A/0
本标准发布时间：2007年06月05日
II
电网事故处理管理标准
1 范围
本标准规定了海南电网公司电网事故处理管理的职责、权限、内容和方法。
本标准适合于海南电网公司电网事故处理的管理。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，使用本标准的相关部门、单位及人员要研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
中华人民共和国电力法
中华人民共和国安全生产法
国务院令第115号电网调度管理条例
DL408－1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
DL409－1991 电业安全工作规程（电力线路部分）
DL558－1994 电业生产事故调查规程
DL755－2001 电力系统安全稳定导则
电力工业技术管理法规
电网调度管理条例
电力监管条例
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
事故处理
指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、调整运行方式，以便迅速恢复正常运行的操作过程。
3.2
电气操作
指将电气设备状态进行转换，一次系统运行方式变更，继电保护定值调整、装置的启停用，二次回路切换，自动装置投切、试验等所进行的操作执行过程的总称。
4 职责
4.1 总经理
4.1.1 公司安全生产第一责任人，对公司的安全生产工作和安全生产目标的实现负全面领导责任。4.1.2 组织编制事故应急处理预案，建立并运行应急处理机制。
4.1.3 指挥电网事故的处理工作。
4.2 主管领导
4.2.1 协助总经理分管公司的生产、安全工作并对总经理负责。
4.2.2 对分管安全管理工作承担直接领导责任。
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4.2.3 对电网事故进行分析和组织落实相应措施。
4.3 电力调度通信中心（简称“中调”）
4.3.1 参加公司重要事故调查处理，负责提出相应的专业技术结论。
4.3.2 定期组织开展电网反事故演习，参加事故现场模拟试验。
4.3.3 从设备装置和技术管理上提出电网反事故方案。
4.3.4 全面负责公司电网安全、稳定、经济运行和调度管理工作。
4.3.5 指挥和协调海南电网的调频、调峰及主网的电压调整，指挥和协调海南电网的事故处理。
4.3.6 负责调度管辖范围内系统事故的处理。
4.3.7 组织制定、修订和实施电网大面积停电应急预案，组织开展系统反事故演习。
4.3.8 指导基层单位实施电网事故的调查分析工作。
4.4 生产技术部
4.4.1 参加公司重要事故调查处理，负责提出相应的专业技术结论。
4.4.2 组织开展设备反事故演习。落实公司重要事故的抢修工作和预防事故的安全措施。
4.4.3 协助完成电网事故的处理。
4.5 安全监察部
4.5.1 指导基层单位进行一般电网事故的调查和处理。
4.5.2 做好重大及以上电网事故的调查处理。
5 管理活动的内容与方法
5.1 本标准依据的流程
电网事故处理管理流程（见附录A）。
5.2 电网事故处理的一般原则和要求
5.2.1 电网事故的处理要坚持保人身、保电网、保设备的原则，对事故处理的正确性和及时性负责。
a)尽快限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、电网和设备的威胁。
b)消除系统振荡，阻止频率、电压继续恶化，防止频率和电压崩溃，及时调整稳定措施，尽快将
电网频率、电压恢复正常，使电网具备承受再次故障冲击的能力。
c)尽可能保持或立即恢复发电厂的厂用电。
d)尽可能保持对用户连续供电。尽快对用户送电，重要用户优先。
e)及时调整运行方式，使其恢复正常，解网部分尽快并网。
f)及时汇报领导和通知有关单位组织抢修损坏的设备，并做好安全措施。
5.2.2 电网事故发生后，有关变电站、电厂值班员应于第一时间向上级值班调度员汇报事故概况，在查明或收到有关事故的进一步信息后，再详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间、天气、故障现象、继电保护、自动装置动作及跳闸情况等。
5.2.3 中调值班调度员是中调调度管辖系统事故处理的指挥者，各地县调按调度管辖范围划分事故处理权限和责任，在事故发生后、事故处理中和事故处理完毕应及时与中调互通情况。
5.2.4 调度员判断事故是重大事故还是一般事故，如果属于一般事故可直接向调度中心领导、生产技术部、安全监察部汇报；如果为重大事故，则应向公司主管领导、生产技术部、安全监察部及南网总调汇报详细情况，由南网总调进行备案处理。
5.2.5 各分公司值班调度员在处理事故时，对中调管辖系统运行有重大影响的操作，应得到中调值班调度员的指令或许可后才能进行。
5.2.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告上级值班调度员：
a)将直接威胁人身安全的设备停止运行，解除对运行设备安全的直接威胁；
b)将事故设备停电隔离；
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c)母线失压后，将连接在该母线上的所有开关断开；
d)将已判明误解列的部分电网、电厂并网；
e)现场事故处理规程有明文规定者。
5.2.7 在系统事故处理中，各有关厂、站值班负责人必须与调度保持联系，及时接受调度指令；非事故单位应加强监视设备运行。
5.2.8 非中调调度的设备发生事故，若对公司系统有影响或有扩大为系统事故的可能，各厂、站在处理事故的同时，应向中调报告事故情况。
5.2.9 事故处理中，各分公司领导向其值班人员发布的指示不得中调调度指令相抵触。
5.2.10 事故处理过程中的一切电话联系、处理过程、对厂、站所报事故象征、时间、设备损坏、人身伤亡、继电保护及安全自动装置动作情况、所下指令内容、采取措施、操作程序、执行时间等，有关单位均应录音，并做好记录。
5.2.11 电网发生事故后，非值班人员应立即撤离调度室，下列人员允许进入调度室：
a)总经理、副总经理和总工程师；
b)调度主任、生产技术部主任、安监部主任及有关事故单位领导；
c)调度科长、运行方式和检修计划及保护专责工程师。
5.2.12 凡发生事故，无论责任属谁和事故性质如何，值班调度员均应写出事故报告交调度中心存档。
5.3 发电机组的故障处理
5.3.1 发电机（调相机）跳闸，应立即汇报调度，尽快查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：
a)水轮发电机由于甩负荷转速升高造成过速或过压保护动作跳闸，查明设备无损坏后，应立即报
告调度，调度员视电网情况可立即下令恢复并列带负荷；
b)发电机过电流保护（或带低压闭锁的过电流保护）动作跳闸时，主保护未动作，同时也没有发
现发电机有不正常现象，如是外部故障引起的，待外部故障消除后，调度员可视电网情况立即下令并列带负荷；
c)发电机因人员误碰造成保护误动作跳闸、由于误操作造成解列或由于联锁装置动作跳闸（如联
锁切机、过载切机、振荡解列等），在明确情况后调度员可视电网情况立即下令恢复与电网并列带负荷；
d)由于机组差动、定子接地等其它保护装置动作跳闸，应按现场规程进行检查，现场确定机组无
问题后再联系调度并列带负荷，必要时可先进行零起升压；
e)发电机由于纵差等主保护动作跳闸，应按现场规程的规定进行检查。如确未发现故障，可将发
电机（或发变组）零起升压后并网；
f)发电机仅由于后备保护动作跳闸，又未发现发电机有异常现象，应将发电机并网。
5.3.2 发电机外部故障，而发电机后备保护拒动，值班人员应立即手动解列发电机。
5.3.3 发电机失磁，若该机不允许失磁运行，应立即将该机解列；对允许短时失磁运行的机组，要及时将该机有功出力降至允许值，且母线电压不低于标准电压的90％，并在规定的时间内恢复励磁，否则也应解列；水轮发电机失磁时应立即将该机解列。
5.3.4 发电机三相电流不对称，应及时报告调度，查明不对称原因。若发电机的负序电流超过规定值，值班人员应降低发电机有功出力，若调整无效，应立即解列。
5.3.5 发电机在进相或高功率因数运行中发生失步，应立即降低有功出力，手动增加励磁，以使机组拖入同步。若仍不能恢复同步，则应立即将机组解列后重新并网。
5.3.6 在中性点不接地或经消弧线圈接地的系统中运行的发电机，当发电机端电压系统中有一点接地时，应立即查明接地点。如接地点在发电机内部，应迅速将其解列停机。如接地点在发电机以外，亦应迅速查明原因并将其消除。
5.3.7 带有空载线路的发电机发生自励磁时：
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a)由于零起升压引起，现场应立即降低发电机转速，切断空载长线路；
b)由于运行中事故跳闸引起，如长线路对侧开关跳闸，现场应立即将励磁降低到零，同时降低发
电机转速，然后联系调度断开空载线路开关。
5.3.8 发电机与电网的联络设备上发生非全相运行，这时发电机的不对称负荷一般都超过规定值，应立即将非全相运行的设备退出运行，甚至解列发电机。
5.3.9 现场规程有特殊规定的按现场规程处理。
5.4 变压器的故障处理
5.4.1 变压器出现异常或事故跳闸时，如有备用变压器应立即投入，对故障变压器进行停电检查，找出原因。
5.4.2 变压器的主保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障前，不得进行强送。
5.4.3 变压器的差动保护动作跳闸，经检查保护范围内设备确无问题，怀疑差动保护误动或确认是外部故障引起时，经主管领导或总工程师批准退出差动保护可试送变压器。
5.4.4 变压器重瓦斯保护动作跳闸，同时伴有轻瓦斯信号时，不经检查和气体化验分析不得对变压器送电。检查和测试无问题后，经主管领导或总工程师批准可试送变压器。
5.4.5 变压器后备过流保护动作跳闸，同时伴有出线开关保护动作信号可判断为外部故障引起，经检查变压器无异常后，断开有保护动作信号的出线开关可以试送变压器。
5.4.6 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应进行检查，并适当降低变压器输送功率。
5.4.7 当变压器的主保护在停用状态时，后备保护动作跳闸，应详细检查变压器和外部设备，查不清原因不得送电。如确系外部故障引起跳闸，经主管领导或总工程师批准可以试送变压器。
5.4.8 强迫油循环风冷的变压器，风冷全停保护装置应投至跳闸位置。若冷却器失去电源，应立即检查备用电源是否自动投入，若未投入可手动投入备用电源，并尽快查找故障原因恢复供电，同时立即汇报调度，防止因冷却器失去电源而引起变压器跳闸。
5.4.9 变压器过负荷，应立即设法消除，其方法如下：
a)投入备用变用器；
b)受端加出力；
c)改变电网运行方式，以转移负荷；
d)对该变压器的受端负荷按规定的顺序实行限电拉闸。
5.4.10 低压侧接有发电机的自耦变压器，公共线圈过负荷的消除方法是：
a)增加中压侧连结系统的发电出力；
b)降低低压侧连接发电机的出力；
c)对中压侧连结的系统实行限电拉闸。
5.4.11 并列运行的变压器，其中一台事故跳闸，应认真监视运行中的变压器过载情况。
5.4.12 变压器允许事故过负荷数值和过负荷时间，由设备运行单位参照厂家规定及设备状况做出规定，报中调备案。
5.4.13 变压器运行中发现有下列情况之一者，应将变压器停止运行：
a)变压器内部响声很大，且不均匀，有放电爆裂声；
b)油枕或防爆管向外喷油；
c)在正常负荷或冷却条件下，温度不正常且持续上升；
d)变压器严重漏油，油位计和瓦斯继电器看不到油；
e)油色变化很快，油内出现炭质；
f)套管有严重损坏和放电现象；
g)变压器着火。
5.5 开关的故障处理
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5.5.1 发电厂、变电站值班人员发现运行中的开关非全相运行时，应立即报告值班调度员。值班调度员在接到发电厂、变电所值班人员的报告后，如果是两相断开，应立即下令现场值班人员将该开关拉开，如果开关是一相断开，可下令现场值班人员再投入一次，如仍不能恢复全相运行时，应尽快采取措施将该开关停电。
5.5.2 当再次合闸仍不能恢复全相运行且潮流很大，立即拉开运行相开关。可能引起电网稳定破坏、解列、损失负荷或引起其它设备严重过载扩大事故时，则应立即采取以下措施：
a)下令受端发电厂迅速增加出力，下令送端发电厂迅速减出力，使非全相运行线路潮流调至最小；
b)根据需要下令受端系统采取紧急措施降低非全相运行线路潮流，然后再将非全相运行的开关停
下来。
5.5.3 运行中的油开关看不到油位、液压（气动）机构空气压力低、SF6密度低且超过允许值，严禁切负荷电流及空载电流，应立即采取防跳闸措施，然后用旁路开关旁代或用母联开关串代，将故障开关停运。
5.5.4 开关操作系统发生异常，不能使开关跳闸或跳闸回路被闭锁，应采取防慢分措施，然后设法将操作系统恢复正常。否则应用旁路开关旁代或母联开关串代。
5.5.5 开关有下列情况之一者，应立即停运处理：
a)套管严重破损和有严重放电现象；
b)断路器内部有异常响声；
c)少油断路器灭弧室冒烟；
d)连杆等问题，一相或多相合不上或断不开；
a)SF6开关气室严重漏气发出操作闭锁信号；
b)液压机构突然失压并且不能恢复；
e)现场规程中有具体规定的其它情况。
5.6 电流、电压互感器的故障处理
5.6.1 当发现电流互感器二次开路时，应设法将其短路，如无法实现，应将此电流互感器停运。
5.6.2 电压互感器二次开关跳闸或保险熔断，值班人员在处理的同时，应及时报告调度，共同采取防止有关保护及安全自动装置误动作的措施。若二次开关送不上，在故障没处理好之前不允许合电压互感器二次侧联络刀闸，避免另一组电压互感器二次开关跳闸。
5.6.3 当发现电压、电流互感器故障，应及时消除其对保护和安全自动装置的影响，防止保护及安全自动装置误动而使事故扩大。
5.6.4 互感器因漏油看不到油位或听到内部有异常响声时，应及时向调度申请将其停运。
5.6.5 互感器冒烟应立即用开关将其停运，事后及时向调度报告。严禁用隔离开关或摘下熔断器的办法拉开有故障的互感器。
5.7 母线及全站失压的事故处理
5.7.1 单电源的变电站，当高压母线电压消失后，应立即检查母线上所有的设备，若发现故障点应立即隔离，汇报调度。若无问题除保留电源开关监视来电外，其它开关应全部断开。
5.7.2 双电源的变电站，在一条电源线运行，一条电源线备用的情况下，当高压母线电压消失后，经检查后确知母线及所联结设备无故障时，应断开原运行线路的开关，然后合上备用电源的进线开关，恢复供电。
5.7.3 环网内的变电站，当母线电压消失后，应认真检查母线上设备是否有异常并汇报调度，不得自行将环网内的开关断开。
5.7.4 对于装有母差保护的母线，当母差保护动作后，经检查确未发现有短路故障点，为了尽快恢复正常运行，允许对母线试充电一次。
5.7.5 双母线配电装置的一组母线故障时，为迅速恢复正常运行，可将完好的元件倒至非故障母线供电。
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5.7.6 当后备保护（如主变后备等）动作引起母线失压时，应断开母线上所有开关，并对失压母线详细检查确无问题后对母线试充电。如母线试送成功，应根据保护动作情况，判别故障分路、拒动的保护或开关，再依次对各分路试充电，防止送到故障线路上再次造成母线失压。
5.7.7 母联开关无故障跳闸，一般对系统潮流分配影响比较大，值班人员应立即合上母联开关，同时向调度汇报。
5.7.8 高压母线在恢复备用或停电的过程中，由于开关的断口电容和母线对地电容与电磁式电压互感器在某种状态下，可能发生电磁谐振，使备用母线电压升高。值班人员发现备用母线电压升高时，应迅速处理，其处理方法如下：
a)合上不带电的线路开关或旁路开关；
b)合上不带电的变压器开关；
c)拉开所有备用开关的一侧刀闸或拉开备用母线PT刀闸。
5.7.9 l0kV或6kV母线因主变后备保护动作而失压，在查明母线及联结设备确无故障时，可采用短接各分路保护的方法，检查是否因线路故障而其保护或开关机构拒动造成越级跳闸，根据检查出的问题进行处理。
5.7.10 母线失压处理的一般程序
a)厂(站)值班员不待调度指令将运行于母线上所有开关断开(包括已跳闸却处于非全相的开关)。
迅速恢复受到影响的厂(站)用电，并立即报告值班调度员。
b)调度在保持无故障系统及设备的正常运行后，应尽快使受到影响的系统恢复正常，消除设备过
负荷、超极限运行状况。
c)母线故障，应迅速查明原因，隔离故障点，再恢复供电。
d)母线保护动作后经检查未发现有明显的短路象征，为了迅速恢复正常运行，允许对母线试送一
次，有条件者可零起升压。
e)双母线结构中一组(段)母线故障时，为迅速恢复系统的连接，可将完好的元件倒至非故障母线
运行。
f)后备保护(如开关失灵保护等)动作，引起母线失压，也应断开母线上所有开关，然后对母线试
送电。母线试送成功后，再试送各分路。为防止送电到故障回路，再次造成母线失压，应根据有关厂(站)保护动作情况，正确判别故障元件、拒动的保护和开关，必要时用对侧开关试送电，本侧用旁路开关代，然后查明开关、保护拒动原因。
5.7.11 厂(站)全部失压、直流电源电压低的处理程序
a)失压超过20分钟且站用电失去，如果直流母线电压有所降低，可汇报并听从调度指令，保一
台使母线受电开关的直流电源，切断其它开关的直流供应(含部分不重要的事故照明、设备)，以节约蓄电池的能量。
b)厂(站)用电有备用交流电源的，应尽快倒至备用电源供电。
c)只要交流高压母线恢复供电，应考虑尽快恢复厂(站)用电。
d)母联开关无故障跳闸，一般对系统潮流分配影响比较大，值班人员立即在同期合上母联开关，
同时向调度汇报，并查找误跳闸原因。
5.8 线路事故处理
5.8.1 单电源供电的线路故障跳闸，若重合闸未投或虽投但未动作时，可不经调度命令强送一次；若重合闸动作不成功一般不再强送，应通知线路维护单位查线，待查出的故障消除后方可恢复供电。
5.8.2 双回线并列运行时，其中一回线跳闸，不再强送，但应注意监视另一回路不能超负荷运行，同时通知线路维护单位对跳闸线路查线。
5.8.3 联络线三相跳闸，应首先查明线路有无电压，若线路有电压，可以不待调度命令，立即在同期并网；若线路无电压，对投三相无压重合闸的开关，当重合闸未动作时，可不待调度命令强送一次。
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5.8.4 线路跳闸重合闸不成功或强送后又跳闸的开关，值班人员应立即对开关外部进行检查，调度根据继电保护动作情况的分析，断开可疑设备，在开关无异常的情况下，可逐段再强送一次。线路由于过载运行引起跳闸重合不成功，将线路负荷减轻后允许再强送一次。雾闪引起线路跳闸，雾消失后可强送一次。
5.8.5 线路带电作业要求停用重合闸的线路或检修后恢复送电的线路，跳闸后不允许试送。待查出的故障消除后方可试送。
5.8.6 充电运行的空载线路跳闸后，在未查明原因前不得送电。
5.8.7 低周减载装置动作切除的线路没有中调指令不得送电。
5.8.8 由于开关遮断容量不足，或受遮断次数限制而停用重合闸的线路跳闸，是否强送应经总经理或分管领导批准（此类开关调度室应有备案）。
5.8.9 线路跳闸无论重合是否成功，均应查线，线路维护单位在接到调度员的线路跳闸情况后应立即出发，并将查线结果及时向调度汇报。
5.8.10 当联络线过负荷时应采取以下措施：
a)受端发电厂增加出力；
b)送端发电厂降低出力；
c)受端电网限制用电负荷，紧急时可以拉闸限电。
5.8.11 中调220kv线路故障跳闸应根据中调指令处理。同时应将事故情况汇报调度，由调度及时通知有关部门。
5.9 小电流接地系统单相接地故障处理
5.9.1 小电流接地系统单相接地故障的主要象征是：
a)报出交流接地信号；
b)补偿网络的消弧线圈动作；
c)接地相电压降低或为零，未接地相电压升高或为线电压。
5.9.2 根据变电站表计指示故障性质有以下六种：
a)故障相电压为零，其它两相电压升高为线电压，则为100％金属性接地；
b)故障相电压降低但不到零，其它两相电压升高但不到线电压，则为经电阻产生的串联接地，也
叫非金属性接地；
c)一相电压降低，其它两相电压升高，但表计指示不稳有摆动现象，则是树枝或其它物体碰击导
线引起的间歇性弧光单相接地；
d)一相或两相电压降为零，其它相电压不升高，则为PT二次保险熔断所造成；
e)一相电压降低但不为零，其它两相电压不升高，则为PT一次保险熔断所造成；
f)三相电压均升高，且表计指示不稳有摆动现象，则为系统谐振引起。
5.9.3 当单相接地故障发生后应按下列顺序和方法查找：
a)按照线路接地保护指示信号查找；
b)分割网络，选出故障网络（注意防止电网解列）；
c)分裂母线，查出故障母线（但必须保证每段母线均有电源）；
d)试拉分路，选择接地线路。试拉分路要依次拉开工作过的、次要用户和重要用户的线路；
e)接地点选择在市配线上时，则应进一步试拉分支选出故障段。
5.9.4 试拉分路时若拉开线路后接地信号消失，则说明接地点就在该线路上，如拉开后接地信号不消失应将该线路送上；如将故障段母线分路全部试拉一遍接地仍没有消失，则说明接地点在该段母线上或该段母线上不同线路的同一相有两个或两个以上的接地点。此时应将故障段母线上所有线路全部拉开，若接地信号消失确认接地点不在母线上后，逐条试送。当试送上一条线路接地信号未出现不再拉开，如出现应将其再拉开，再试送其它线路直至将所有接地线路全部找出。当出现此情况时接地线路不处理不再送电。
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5.9.5 单相接地故障易将其它相绝缘损坏发展为相间短路和烧坏PT，所以小电流接地系统允许线路接地运行不超过两小时。如因断线造成接地故障应立即停电抢修。
5.9.6 如接地故障点在较长的农村分支线路上，无论天气如何、接地时间长短，在未查出接地故障前均不再送电。
5.9.7 检查接地故障的规定：
e)检查接地故障时，值班人员应穿绝缘鞋，不得接触金属部分。
f)发现接地故障后，应设专人看守，人员不得接近，等候停电处理。
g)当发生接地故障时，不允许用刀闸切断故障点。
5.10 频率异常处理
5.10.1 系统频率超出50±0.2Hz为异常状态，延续15分钟以上构成二类障碍，延续30分钟以上构成一类障碍，延续1小时以上构成事故；或超出50±1Hz，延续5分钟以上构成二类障碍，延续10分钟以上构成一类障碍，延续15分钟以上构成事故。
5.10.2 当系统频率低于49.8Hz时，调度与中调联系，根据中调的要求，增加供电区内地方电厂出力直至最高或按“超计划用电限电序位表”限电，使频率恢复到49.8Hz以上。
5.10.3 由于海南电网设备事故使系统频率低于49.8Hz，调度应立即下令供电区内地方电厂加满出力，同时根据功率缺额按“事故拉闸序位表”拉闸，直到频率恢复至49.8Hz以上。
5.10.4 当系统频率突然降至49.5Hz以下时，各地方电厂可不待调度指令立即将机组出力带满，调度可不待中调指令立即按事故拉闸序位表拉闸，使频率恢复至49.5Hz以上。
5.10.5 当系统频率降到低频减载装置动作值而装置未动时，各变电站可不待调度指令手动断开该轮次所接的开关。低频减载装置动作切除及手动断开的开关，未经调度许可不得擅自送电，也不能倒至其它线路供电。同时调度必须及时汇报中调，根据中调指令确定是否恢复供电。
5.10.6 频率高于50.5Hz，供电区内地方电厂应不待调度指令，立即将机组有功出力降至最低，直至将部分机组解列、停机。
5.11 频率突然降至49.5Hz以下的处理
5.11.1 各电厂应不待中调指令将机组出力带满，在增加出力时注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限。
5.11.2 若海南电网设备或网间联络线故障引起频率降低，中调应不待上级调度指令立即按《xxxx年度海南电网中调限电及事故拉闸序位表》拉闸，使频率恢复49.8Hz以上，并注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限。
5.11.3 频率突然降至49.25Hz以下的处理：
5.11.4 各电厂不待中调指令立即将机组出力加满、启动备用机组并网且带满出力，注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限。
5.11.5 不论是否超用网供负荷，中调应立即按《2006年度海南电网中调限电及事故拉闸序位表》拉闸，并注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限，协助上级调度在15分钟内使频率恢复到49.5H z 以上。
5.11.6 当频率降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂(站)应不待调度指令手动断开该轮次所接的开关。
5.11.7 频率低于48.50Hz，各厂(站)应不待调度指令断开本厂站列入《2006年度海南电网中调限电及事故拉闸序位表》中的线路开关及拉掉低频、低压减载应该切除的负荷，直到频率恢复到49. 0Hz以上，并报告中调。同时，注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限。
5.11.8 当频率低于联络线低频解列装置动作值时，若自动装置不动，应手动解列。当频率低于保厂用电规定值时，按保厂用电措施执行。
5.11.9 频率高于50.10Hz时，省间功率交换超过计划值属于海南方面责任或上级调度要求，中调应采取以下措施，以使省间交换功率合乎规定：
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a)降低发电厂有功负荷；
b)令部分电厂(或机组)烧油减负荷；
c)令部分机组解列、停机。
5.11.10 频率高于50.5Hz各发电厂应不待调度指令，立即将机组有功降至最低。若引起联络变、联络线过负荷或超稳定极限时，应停止调整并报告中调。
5.11.11 低频、低压减载等自动装置动作切除的开关或处理事故时运行人员按照《xxxx年度海南电网中调限电及事故拉闸序位表》手动断开的开关，送电时应经中调同意。
5.12 无人值守变电站事故处理
5.12.1 无人值守变电站发生事故时，操作应对监视到的事故变电站的保护动作情况，遥测信息、遥信信息等迅速向调度汇报，并组织人员做好事故处理的准备。
5.12.2 调度根据操作汇报情况和自己监视到的遥测、遥信信息对事故情况做出正确的判断，并及时对事故进行处理。
5.12.3 调度应根据事故情况，迅速通过遥控断开有关开关，隔离故障点，防止事故扩大。开关的解备，事故抢修的安措和有关保护信号的复归由操作队操作。
5.12.4 对无人值守变电站的事故处理也应遵循“事故处理的一般原则”。
5.13 失去通信联系的处理
5.13.1 各分公司调度、以及各厂、站与中调通信中断，在积极查找原因的同时，应通过第三单位或长途电话与中调取得联系。
5.13.2 对失去联系的单位，尽可能保持电气结线方式不变，按给定的负荷、电压曲线运行。
5.13.3 正在执行调度下达的操作指令时，此时与调度通信中断，应立即停止操作，待通信恢复后，详细向调度汇报现场实际情况，取得调度同意后，方可继续操作。
5.13.4 发生事故时与调度失去通信联系，有关单位应按本规程和现场运行规程处理，待通信恢复后，再向调度汇报详细情况。
5.13.5 调度与中调失去通信联系，也应通过第三单位或长途电话与中调恢复联系；仍不能恢复，应判明本供电区电网（包括中调调度的设备）是否与相邻供电区还相互并联，若并联应与相邻供电区调度保持联系。
5.13.6 当中调值班调度员与发电厂、变电站电话中断时，中调调度管辖的设备必要时可临时委托地县调进行调度管理，但应明确说明委托范围，一旦通信恢复后应立即终止委托。
5.13.7 当系统无故障且与调度通信中断时：
a)担负频率调整任务的发电厂仍负责调频，并尽可能增加备用容量（如水电开机等），其它发电
厂应积极协助调整频率，并参照下达的负荷曲线调整，但应注意控制频率在正常范围内，并防止线路等设备超过极限运行；
b)尚未开工的检修作业暂缓开工，已经开工可能影响安全的检修作业暂停执行，开始执行的操作
应暂停，待通信恢复后再继续检修或操作。
5.13.8 当系统故障且与调度通信中断时：
a)发电厂或变电站母线故障全停或母线失压时，厂站值班长应参照现场规程及本标准中母线故障
及电压消失处理规定进行处理；
b)当系统频率异常时，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
极限，如超过稳定极限，应自行降低出力；
c)当系统电压异常时，各厂、变应及时调整本站母线电压，视电压情况自行投切本站无功补偿设
备或调整机组无功出力；
d)通信恢复后，有关厂、站运行值班人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的运行情况。
5.14 电压异常处理
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5.14.1 运行值班人员应监视母线或发电机电压，严格按调度下达的电压曲线控制，及时调整，220kV 母线电压超过规定范围应立即报告中调。
5.14.2 中枢点电压超出调度规定的电压曲线值±5%，延续时间超过2小时；超出调度规定的电压曲线值±10%，延续时间超过1小时构成一般电网事故。
5.14.3 省网主要电压监控点由中调确定，并通知分公司及相关单位。
5.14.4 电压监控点电压低的处理
a)增加就地和邻近的发电机(包括地方电厂)、调相机和静止补偿器的无功出力，退
出并联补偿电抗器，投入备用并联电容器。
b)投入在备用状态下的高压输电线路，增开备用机组。
c)在允许范围内，提高邻近电压监控点的电压，或普遍提高全网电压。
d)适当调节带负荷调压变压器的抽头。
5.14.5 系统故障后，当一个区域大面积电压比较低时，禁止调度调度员以调整变压器抽头的办法吸收无功提高低压系统电压。
a)若系统情况允许，必要时可降低发电机有功出力，以增加无功出力。
b)降低远距离、重负荷线路的输送功率。
5.14.6 电压低于规定值下限5%属异常状态，中调值班调度员必须及时处理，必要时限制用电负荷，使电压恢复正常，防止因处理不及时而造成电能质量降低事故。
5.14.7 为保持电网稳定，防止发生电压崩溃事故，下列母线电压低于极限值属紧急事故状态，中调及各有关厂(站)立即采取有效措施，将电压提高到允许范围。
5.14.8 当上述母线电压降至事故极限值时，发电厂和装有调相机的变电站值班人员，应利用发电机和调相机的事故过负荷能力，增加无功出力来维持电压，并报告中调。中调应迅速动员系统的无功备用容量和有恢复电压效果的有功备用容量，必要时切除部分负荷提高电压，并消除上述设备的过负荷状态。
5.14.9 因系统事故，电压剧烈波动引起的发电机和调相机的自动励磁调节器和强行励磁动作，在允许的时间内值班人员不得干涉其动作，允许时间遵循制造厂规定。若无规定时，对空气和氢表面冷却的发电机为1分钟，对内冷的发电机为20秒。
5.15 系统同步振荡的处理
5.15.1 一般原则是已经振荡的发电厂可不待调度指令立即增加发电机励磁提高电压，但不得危及设备安全。
5.15.2 中调应下令增加有关发电机励磁，提高系统电压，稳定系统运行。
5.15.3 如因线路重载引起，可降低送端电厂出力，增加受端出力，提高线路两端电压，直至振荡平息。
5.15.4 条件允许的情况下，可投入备用线路或变压器，加强网络电气联系。
5.15.5 尽快查找振荡源，去除振荡源。
5.16 系统异步振荡的处理
5.1
6.1 所有发电厂、变电站值班人员，应不待调度指令增加发电机、调相机无功出力，断开电抗器、投入电容器、控制可调无功装置发容性无功，尽量提高系统电压。
5.1
6.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大值，直至振荡消除或恢复到正常频率为止。受端系统迅速增加发电机出力，直至切除部分负荷。
5.1
6.3 频率升高的发电厂，应不待调度指令减少机组有功出力以降低频率，但不得使频率低于
49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。
5.1
6.4 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。受端负荷中心调相机按调度要求调整励磁电流，防止电压升高、负荷加大而恶化稳定水平。
5.1
6.5 系统发生振荡时，未得到值班调度员的允许，不得将发电机从系统中解列(现场事故规程有规定者除外)。
5.1
6.6 若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令立即将失磁机组解列。
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5.1
6.7 环状系统或并列运行的双(多)回线路的操作或开关误跳而引起的系统振荡，应立即投入解环或误跳的开关。
5.1
6.8 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，当系统发生异步振荡时，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现该装置发出跳闸的信号而未解列，且系统仍有振荡，则应立即断开解列开关。
5.1
6.9 若系统振荡超过四分钟经采取上述措施后仍未消除时，应迅速按规定的解列点解列。
5.1
6.10 解列点选择按下列原则：
a)解列之后应使振荡的两部分脱离；
b)解列后的两部分功率尽可能平衡；
c)解列点有并列装置。
5.17 系统解列的处理
5.17.1 解列后的系统频率和电压可能严重偏移，各电厂根据本厂所并网系统的状态，按规程采取措施阻止频率、电压继续恶化，所在调度应积极配合。
5.17.2 事故情况判明后，一般情况下，应使已解列系统恢复并列。
5.17.3 若只有一个开关跳闸，且有并列装置，应立即检查系统情况并调整，达到同期条件后，待中调指令并列。
5.17.4 海南电网内，容量在100MW及以上的局部(区域)电网事故解列，由所在区域的调度员(或中调指定的临时调度)负责维持小电网频率、电压，并尽快达到并网条件，向中调报告解网原因，由中调下令操作并网。
5.17.5 与主网解列运行的局部电网，无法保证对该地区厂矿及其它重要负荷供电时，调度要及时通知到用户并汇报中调。
5.18 失去调度自动化系统(EMS)的处理
5.18.1 中调全部失去EMS信息时，值班调度员应立即退出AGC和基于EMS系统的稳措装置，并通知自动化运行维护人员进行处理。
5.18.2 中调值班调度员应根据电网当前运行方式，通知各发电厂及主要变电站运行值班人员监视设备运行情况，各调度应负责监视本地区电网的运行状况。
5.18.3 各厂(站)应尽可能保持电气接线方式不变，按调度下达的负荷、电压曲线运行，如有异常情况应立即向中调汇报。
5.18.4 中调值班调度员进行电网调度操作时，若中调EMS信息失去，应立即暂停操作，如可能影响电网安全运行时，由中调值班调度员根据实际情况决定。
5.18.5 发生事故时中调EMS信息失去，为防止事故扩大，各厂(站)应向中调汇报详细情况，中调值班调度员根据厂、站汇报情况处理事故。
5.18.6 发生系统解列事故，被解列的局部电网EMS信息失去，局部电网内各厂、站应服从中调指定的调度指挥，维持局部电网正常的频率和电压，并迅速创造条件并入系统。
5.18.7 厂(站)RTU(或监控系统)故障，信息不能传送到中调时，专业人员在积极查找原因、处理故障的同时，应尽快与中调自动化值班人员联系，中调自动化值班人员得到信息后应切换调度模拟屏显示数据来源。该站运行人员应随时向中调值班调度员报告设备、参数变化或异常。
5.19 电网事故处理检查与总结
5.19.1 按调度权限，由中调或分公司调度向变电站、电厂下达将故障设备转检修指令，设备所属运行单位迅速组织抢修，向调度汇报事故抢修情况，分公司调度及时向中调汇报。
5.19.2 抢修完毕，调度向变电站、电厂下达修复设备转运行操作指令，恢复送电。
5.19.3 各级整理并填写调度运行记录。
5.19.4 中调对事故处理正确与否进行检查分析，并向公司主管领导汇报事故处理情况。
5.19.5 重大事故由中调编写事故分析报告，并向公司主管领导报告，同时报送公司生产技术部、安全监察部。
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5.19.6 公司主管领导事故处理的分析报告进行审批,上报南网总调备案。
6 报告和记录
由中调确定记录格式并指导使用。
7 附录
附录A（规范性附录） Q/HD 213.14/LC-1 电网事故处理管理流程。
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