电网调度及运行方式
(讲课稿)
电力发展史：世界上电力的发展的先河是1875年法国巴黎建成第一座火力发电厂，中国电力的发展的是1879年上海租界使用第一盏电灯，1882年上海创办——上海电气公司（公用电业公司），开创了中国电力工业发展的第一页，1891德国劳芬电厂建成世界上第一台三相交流发电机组，通过第一条13.8千伏输电线路将电力送到远方，开创了大功率、远距离输电的历史，济南电力的发展是1905年山东沂水人刘恩驻（民办）在济南明湖建设2X42千瓦发电机组，创办了—济南电灯公司，开创了济南有电的历史。抗战胜利后，济南电灯公司由山东省政府接管，济南电灯公司由民办改为官办，济南电灯公司更名为济南电业公司，电网规模为发电设备18.4MW，10千伏线路2条，长度20公里，5千伏线路150公里，配电变压器477台（标准煤耗2.4公斤，线损51％）。1948年济南解放后，济南电业公司更名为济南电力工业局，在党和政府的正确领导下，济南电力得到了的迅猛的发展和壮大，截至2005年底，目前济南电电源点有系统发电厂3座，总装机容量247.5万千瓦（黄台电厂、石横电厂、章丘电厂）。500千伏变电站2座（500千伏济南变；500千伏长清变），电网电源点总容量380.5万千瓦。此外还通过四条220千伏线路与省网联络。石横电厂与500千伏长清变位于市区西南侧，黄台电厂与500千伏济南变位于市区东北侧，章丘电厂位于市区东侧，济南市负
荷中心分布在市区的中心地带及东部重工业区，电网电源点分布符合负荷分布的需求。
济南电网以电源点为中心辐射出的35千伏及以上变电站共60座，主变总容量637.4万千伏安。输电线路2512公里。此外，还有18座县供电企业管辖的110KV变电站，12座直管大用户管辖的110KV变电站，以及20个地方电厂和用户自备电厂，电网最高负荷2682万千瓦（11：24）。通过近年来电网的不断建设与改造，济南电网已经满足了网架结构的“N-1”原则，形成了220KV双层环网，110KV互为备用，10KV线路手拉手的供电格局。济南电网是山东电网重要组成部分，是位于枢纽位置的区域性电网，担负着济南市10个区、县（市）的供电任务，电网覆盖面积约1万平方公里。
一、 电力工业生产主要特点
1、电力生产的同时性 发、供＝用电负荷 同时完成。
2、电力生产的整体性 发、供、配、用电负荷的整体性。
3、电力生产的快速性 电能输送过程迅速。每秒30万公里，发、供、用瞬间同时实现。
4、电力生产的连续性 电能质量需要实时、连续监视与调整。
5、电力生产的实时性 电网事故发展迅速涉及面大，需要实时安全监控。
6、电力生产的随机性 电网运行由于用电负荷的变化、异常情况
及事故发生变化是随机性的，在电力生产过程中，需要实时电力调度及安全监控系统跟踪随机事件，以保证电能质量及电网安全运行。
二、 现代电网的发展及主要特点
电能从生产到使用要经过发电、输电、配电、用电四个环节，N个发电厂及输变电设备构成的输电网，所有配、变电、用电设备构成配电网，共同输送电力到负荷中心，输电网＋配电网统称为电网，发电厂、输电网、配电网、用电设备组成一个集成的整体，称为电力系统。 电网输电电压分为高压、超高压、特高压三种，高压（HV）为35—220千伏电压等级，超高压（EHV）为330－1000千伏以下电压等级，特高压UHV)为1000千伏以上的电压等级，高压直流为＋—６00千伏及以下得直流输电电压，目前国内高压电网是指110－220千伏电网，超高压电网是指330千伏、500千伏、750千伏电网，特高压电网是指正在开发建设的1000千伏交流及＋—800千伏直流输电电压输电网为骨架的电网。在理论上，输电线路的能力与输电电压的平方成正比，输电电压提高一倍，输送能力提高4倍，目前再选择更高一级电压时，相邻电网输电电压之比等于2，多数是大于2，电网的输送能力可提高4倍以上，实践证明，按以上原则组成的电网才能经济合理，有利于电网地发展及供电服务区域的扩大。山东电网目前电压等级主网是220－500千伏，地区电网电压等级是110－220千伏，县级配电网电压等级是35－110千伏，配电网电压等级是6－10千伏。
现代电网的特点：由坚强的超高压系统构成得主网架。
1、 各电网之间联系较强。
2、 电压等级简化。
3、 具有较高的供电可靠性。
4、 具有足够的调峰、调频、调压，能够实现自动发电控制。
5、 具有相应的安全稳定控制系统。
6、 具有高度自动化的监控系统。
7、 具有高度现代化的通讯系统。
8、 具有适应电力市场运营的技术支持系统。
9、 有利于合理利用能源。
三、区域电网互联的意义及作用
为满足负荷中心用电的需要，电力从一个电网输送到另一个电网，实现电网互联，以提高电网的安全水平和供电可靠性。
作用：1、可以合理利用能源加强环境保护，有利于电力工业的可持续发展。
2、可安装大容量、高效能火电机组、水电机组和核电机组，有利于降低造价，节约能源，加快电力建设速度。
3、可以合理利用时差、温差、错开用电高峰，利用各地区用电的非同实行性进行负荷调整，以减少备用容量和装机容量。
4、可以在各地区之间互供电力、互为备用，以减少事故备用容量，
提高电网安全水平和供电可靠性。
5、能承受较大的冲击负荷，有利于改善电能质量。
6、可以跨区进行经济调度，以取得更大的经济效益。
四、调度管理
1、 调度管理的任务
1．1电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：
1．2按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥本电网发、供电设备的能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；
1．3按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性；
1．4使电网供电的质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；
1．5使整个电网在安全、经济的方式下运行；
1．6按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，保护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。
五、调度机构的设置及主要工作：
1、国家电网调度系统分五级调度机构：县调、地调、省调、网
调、国调。
2、下级调度机构接受上级调度机构的调度指挥，行使上级电网
管理部门及上级调度机构授予的其它职责；
2．1对所辖电网实施专业管理和技术监督；
2．2负责组织编制和执行电网的调度计划（运行方式）； 执行年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；
2．3指挥调度管辖范围内设备的操作；
2．4指挥电网的频率调整（济南电网与山东电网解列时）和调度管辖范围内的电压调整；负责电网无功电压及谐波的运行管理；
2．5指挥电网事故的处理，进行电网事故分析，制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施；
2．6负责编制和组织实施济南电网的“黑启动”方案；
2．7负责电网经济调度管理及管辖设备范围内的网损管理，制定经济运行方式，提出降损措施，并督促实施；
2．8对调度管辖的继电保护和安全自动装置负责整定计算和运行管理；
2．9负责电网通讯和电网调度自动化设备的运行、检修管理， 对下级调度机构管辖的上述设备和装置的配置及运行负责技术指导；
2．10负责电网电力监控系统和调度数据网络的规划设计和运行管理；
2．11负责组织通讯和电网调度自动化规划的编制工作，参与继电保护和安全自动装置规划的编制工作；
2．12参与电网发展规划的编制工作，参与电网工程设计及有关
电网电力监控系统和调度数据网络的规划设计审查工作；
2．13负责执行电网事故拉路顺序，发布限电拉路指令；
2．14批准新建、扩建、改建工程设备投入运行，指挥设备投入运行的操作；
2．15组织调度系统有关人员的业务培训；
2．16协调有关所辖电网运行的其它关系；
2．17审核申请并网发电厂并网的技术要求，签订并网调度协议。 电网调度的支持系统：
1、调度自动化系统，完成电力系统运行参数的实时采集、分析和处理。该系统的开发和使用不仅实现了基本的SCADA功能，而且实现了在线潮流计算、实时负荷预测、无功电压优化等高级应用功能，并公司的MIS系统和负控系统联网，配网自动化系统，负责济南市区10KV配电线路的运行监控和管理，同时也但负省市两级政府和两大军区的供电与保电工作。当电网发生接地和短路故障时，系统能够快速、准确的判断故障类型，对故障点进行定位和隔离，并在最短时间内恢复供电，有效提高了供电可靠性。
2、故障录波器联网系统。目前，500KV济南变电站和全部220KV变电站通过该套系统实现了联网，可以随时在我公司网站上察看其中的信息，并与山东电力集团公司调度中心实现了联网，各变电站所有录波器实现了同步对时。电网发生故障后，该套系统能够向主站提供电压、电流、开关量及故障测距等录波信号，为调度员正确的分析和判断电网故障，以及故障定位提供了科学依据。
3、雷电检测系统，能够实时的接收山东省以及临近地区的雷电活动。线路遭受雷击后，能迅速推出雷击线路画面，提供雷电的强度、
极性、确切地理位置和线路杆塔号等信号。这些信息指导于电网生产，加快了事故处理的速度。
4、通讯系统担负电网管辖输、变配电设备的数据监控，自动化设备的数据传送，电力调度的通讯等工作。
5、气象信息系统，直接接收山东省气象台发布的气象信息和风云2C气象卫星传送的卫星云图。可以方便、快捷的查询到济南市短、中、长期的天气情况。与此同时，结合卫星云图的变化趋势，可以提前、合理的安排电网生产，制定雷雨季节的反事故措施，提高了生产计划的实施率。
六、运行方式的编制原则
1、电网的正常运行方式，应根据电网结构，潮流分布和电网各部分供电可靠性、经济性按年、月编制，并经有关部门会审、领导批准后执行。
2、编制电网正常运行方式的原则：
2．1供电的可靠性，事故影响范围最小；
2．2短路容量不超过设备允许值；
2．3保证电网电能质量；
2．4在最经济方式下运行。
3、编制年、月运行方式的主要内容包括：
3．1根据有关部门提供的济南市国民经济发展速度等资料，预计济南电网年度最大负荷，按年、月编制有功、无功电力（电量）平衡表；
3．2发电厂可调出力；
3．3设备检修计划；
3．4新建及扩建设备投产进度；
3．5电网正常结线方式及潮流图；
3．6电网最高、最低负荷时的电压水平；
3．7地调管辖厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；
3．8电网安全自动装置配置方案；
3．9自动低频、低压减负荷整定方案；
3．10电网N—1开断潮流分析；
3．11电网改进意见。
4、编制日运行方式的主要内容：
4．1电网预计负荷和临时负荷限额；
4．2批复的设备检修申请；
4．3新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；
4．4电气结线方式变化时的潮流分布和反事故措施；
4．5事故预想及注意事项；
4．6继电保护及自动装置的改变；
4．7电压及负荷情况。
4．8日运行方式应及时编好，于每日十七时前将次日的运行方式由值班调度员通知有关单位。
4．9各发电厂的正常结线应与地区电网的正常结线相适应。发电厂的正常结线应保证发电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。
七、新设备启动
新设备启动前必须具备下列条件：
1、设备验收合格，有关工程管理单位已向所属调度机构提出投运申请；
2、所需资料已齐全，参数测量工作已结束；
3、与所属调度机构已签定并网调度协议，有关设备和厂站具备启动条件；
4、调度自动化、通信设备具备投运条件；计量点明确，计量系统具备投运条件；
5、启动、试验方案和相应调度措施已批准。
6、新设备试运由所属调度机构统一调度。调度联系对象由运行单位运行人员担任。
7、新设备试运行结束后，应由工程管理单位向地调值班调度员提出正式投入运行的申请，并说明启动委员会对试运行的结论，存在的问题，正式投运的日期和时间。
八、低频、低压减负荷装置方案
济南电网的低频、低压减负荷装置方案由地调根据省调要求，结合本地区情况制定，报省调运方科备案。各县（区）调的低频、低压减负荷装置方案由各县（区）调根据地调要求结合本地区情况制订，报地调备案，方案包括：
1、切负荷轮数；
2、每轮动作的频率（或电压）和时间；
3、每轮装置的安装地点、切除线路名称和负荷数；
4、每轮切负荷总数；
5、需送保安电源者应指明负荷数。
自动低频、低压减负荷装置除安装在电力企业的设备上外，根据需要还应装在用户管辖设备上，用户应积极配合，不得拒绝。
自动低频、低压减负荷装置及过流联切装置动作后，值班人员应将动作时间、切除线路条数和切除负荷数，报告地调值班调度员。
九、调度操作
1 操作的一般原则
1．1地调管辖设备的倒闸操作，必须按地调值班调度员的指令执行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员同意，操作后汇报地调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行。
1．2地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。
1．3倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。
十、变压器操作
1、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。
2、变压器充电时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则相反。
3、 110KV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。
4、变压器并列运行条件：
4．1结线组别相同；
4．2电压比相同；
4．3短路电压相等；
电压比不同或短路电压不等的变压器经过计算和试验，在任何一台不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。
两个系统并列调电时，若系统两侧变压器接线组别及相位不相同，禁止环网调电操作。
十一、 开关操作
1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。
2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。
十二、 母线、刀闸操作
1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。
2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母
联开关操作电源。
3、无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。
4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。
5、刀闸的操作范围：
5．1在电网无接地故障时，拉合电压互感器；
5．2在无雷电活动时拉合避雷器；
5．3拉合220KV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流；
5．4电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；
5．5与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；
5．6拉合励磁电流不超过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（但35KV及以上应使用户外三联刀闸）；
5．7其它刀闸操作按厂站规程执行。
十三、线路操作
1、线路停电操作顺序：
拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。
线路送电操作顺序：
拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上
线路侧刀闸，合上开关。
值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。由现场掌握的安全措施自行负责。
2、线路停送电的操作，不得使用自坠、单相刀闸带负荷进行操作（柱上开关、负荷开关除外）。
3、对于多电源线路（两个及两个以上电源）必须先拉开所有线路开关后，再拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸，并按规定装设接地线或合接地刀闸。送电时相反。
4、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其它事故。
5 、220KV双回线或环网中一回线路停电时，应先停送端，后停受端，以减少开关两侧电压差。送电时反之。
6、操作110KV及以上电压等级的长线路时应考虑：
6．1勿使空载时受端电压升高至允许值以上；
6．2投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大的波动。
7、新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行。
8 、带电线路和室外变电站遇雷雨天气时，禁止使用绝缘棒或经传动机构拉合开关和刀闸。
9、检修后的线路，送电时如线路开关跳闸，未查明跳闸原因前
不得再次送电。
10、 解、并列操作
10．1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。
10.2、发电机与电网并解列的操作调度员只发布许可、并解列任务，具体步骤按现场规程执行。
11、准同期并列的条件：
1、相序、相位相同；
2、频率相同；
3、电压相同。
4、发电机与系统并解列时，应向地调值班调度员汇报，要求系统周波保持稳定并通知有关单位。
5、并列时调整频率的原则：
5．1发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；
5．2电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。
5．3、并列时调整电压的原则：
5．4、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；
5．5、 电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无
法调整时，允许电压差20%。
5．6、发电机解列时，应将发电机的有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。
凡有并列装置的厂、站运行人员应达到能操作并列的要求。
6、解、合环操作
6.1、线路解合环操作应考虑以下几点：
6．2、检查闭式环路，是否能引起不同期并列；
6．3、解合环时，应考虑到系统电气设备的容量及负荷，潮流变化是否能引起过负荷，并作好记录；
6．4继电保护的改变及重合闸装置的解除。
6．5、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。
6．6合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。
十四、频率的调整及异常处理
1、 频率的调整 济南电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不超过+0.2赫兹。 任何时间电钟与标准钟误差不得超过+30秒。
2、济南地区电网与省网并列运行，电网频率的调整由省调调度员负责，各发电厂值长、地调调度员对确保电网频率正常，与省调调度员负有同等责任。
3、地调调度室应装有数字式频率表、标准钟。
电网频率表以省调表计为准，地调应定期与省调核对，以保证其
准确。变电监控中心应定期与地调核对时钟。
4 、当电网频率变动超过50+0.2赫兹时，地调值班调度员应积极主动协助省调调整，使频率恢复正常。
5、 异常频率的处理 5.1、电网频率超出50+0.2赫兹为异常频率。一般情况下，频率频率超出50+0.5赫兹超过50+0.2赫兹的持续时间不应超过二十分钟；的持续时间不应超过十分钟。任何情况下，频率超过50+0.2赫兹的持续时间不得超过三十分钟；频率超过50+0.5赫兹的持续时间不得超过十五分钟。
5．2、当频率低于49.8赫兹时，地调值班调度员应调出全部负荷备用容量，并控制负荷在限额以内或根据省调值班调度员指令限电、拉路。
5．3、当频率低于49.1赫兹时，地调值班调度员、变电运行值班员应主动迅速将装有低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸。
当频率低于49.0赫兹时，地调调度员应主动按“事故拉路顺序”拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上； 当频率低于48.8赫兹时，各发电厂按本厂“事故拉路顺序”立即拉闸，使频率恢复到48.8赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。
5．4、当频率低于46.0赫兹时，按地调批准的“保厂用电方案”，各发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其它机组自行从电网解列（如现场有明确规定按规定执行）。 发电机组与主系统解列期间，济南电网频率的调整由
济南地调调度员和发电厂值长负责。
5．5、当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动和值班调度员联系将解列的发电机并入电网。
5．6、低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得地调值班员的同意，方可送电（需送保安电源者除外）。地调下令拉闸的线路由地调下令恢复送电。
5．7、在正常和事故情况下，县（区）调、配调未按地调调度员指令限电或拉闸， 所引起的一切后果由所属县（区）调、配调负责。 十五、电网电压的调整及异常处理
1 、电网电压的调整
为了保证电网电压质量，220KV母线定为省调电压监视控制点。其余为济南地调的电压监视点。
220KV母线电压合格范围为：213—235KV；
110KV母线电压合格范围为：107—118KV；
35KV母线电压合格范围为：34—37.5KV；
10KV母线电压合格范围为：10.0—10.7KV。
2、调整电压的原则：
2．1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值；
2．2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，避免
经长距离线路或多级变压器输送无功功率；
2．3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功电源容量，保持电网稳定运行。
2．4、 既有电容器又有有载调压变压器的变电站，当电压低时，应先投入电容器，投入后，电压仍低，可再调整主变压器的分头，直至合格为止，电压高时，先停用电容器，电压仍高时再调整变压器分头，经调整不满足要求时，汇报值班调度员。
2．5、济南电网的电压监测点应按规定的电压曲线进行调整，不得超出电压允许偏差值。变电监控中心值班员应经常监视电压监视点母线电压，发现超出标准时应立即报告值班调度员。
2．6、地调应在调度管辖范围内建立地区电压监视点（或监视控制点），负责本地区内电容器组、电抗器组等无功补偿设备的调度管理，并根据电网运行方式及负荷的变化，对装有自动、手动投切电容器组的变电站根据具体情况，作出电容器投、切规定。
2．7、地调值班调度员要加强对变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量；全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。
2．8、变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。
2.9、电压调整的主要方法：
1、增加或减少发电机无功出力；
2、投入或停用电容器；
3、调整具备有载调压装置的主变压器分头；
4、改变本地区发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配；
5、改变电网接线方式，投、停并列运行变压器；
6、汇报省调调整系统电压；
7、开启或停用机组；
8、限制电压过低地区的负荷；
9、变电监控中心、变电站值班员应根据规定及电压值及时投、停电容器，并做好记录。
3、电网的异常电压处理
1、当监视控制点电压低于规定电压的95%（允许偏差下限）及90%时，地调值班调度员应在低电压地区限电或拉闸，必要时按照“地调事故拉闸序位”拉路，或根据省调调度员的指令拉路。一般情况下，监视控制点电压低于规定电压95%的持续时间不应超过一小时，低于规定电压的90%的持续时间不应超过三十分钟。任何情况下，监视控制点电压低于规定电压95%的持续时间不得超过二小时，低于规定电压的90%的持续时间不得超过一小时。
2、发电机电压降至额定电压90%以下时，现场值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉闸顺序自行拉闸，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。
3、当监视控制点电压高于规定电压的105%（允许偏差上限）及110%时，地调值班调度员应采取改变运行方式，切除无功补偿装置，汇报省调要求发电厂降低无功出力等措施。一般情况下，监视控制点电压高于规定电压105%的持续时间不应超过一小时，高于110%的持续时间不应超过三十分钟。任何情况下，监视控制点电压高于规定电压105%的持续时间不得超过二小时，高于110%的持续时间不得超过一小时。
4、电网内过电压的处理
当向接有电磁式电压互感器的空母线或空线路合闸充电时，而出现铁磁谐振过电压，(即三相电压不平衡，一相或两相电压升高超过相电压)可立即按下述原则处理：
4.1、切断充电电源开关，研究改变操作方式；
4．2、投入母线上其它线路；
4．3、投入母线开关以改变结线方式；
4．4、投入母线上的备用变压器，最好是带有消弧线圈的变压器。
5、 由于操作或事故，引起电网发生振荡谐振过电压(主要现象是三相电压同时升高并有节奏地摆动)可立即按下列原则处理：
5．1、立即恢复原系统或用开关投入备用消弧线圈；
5．2、投入或切除空载线路，以改变谐振条件；
5．3、将电压互感器开口三角绕组经电阻短接3—5秒；
5．4、手动或自动投入未用的消谐装置。
5．5、有并联电容的高压开关，当开关两侧刀闸投入而开关在断
开位置，有可能与空载母线上的电磁式电压互感器产生谐振过电压，此时应立即投入母线上的变压器或立即切除电源线路，然后在无压情况下合上该开关，即将母线与电源线路先行串联，再投入线路电源侧开关充电。
5．6、当双圈变压器空载或三圈变压器低压侧轻载,由于高压或中压侧发生接地等原因，出现零序电压，经线圈间藕合电容，使低压侧出现零序传递过电压，应立即增加有功负荷。（如低压侧电网中性点是经消弧线圈接地的，则应事先调整好补偿度）
十六、 电网事故处理
事故处理的一般原则
1．1、地调值班调度员在事故处理时受省调值班调度员指挥，是地调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对事故处理的正确和迅速负责。
1．2、省调管辖范围的设备发生事故时，由省调值班调度员指挥处理；地调管辖范围的设备发生事故时，由地调值班调度员指挥处理，各厂、站自管设备发生事故时，由各厂站值班员自行处理。
1．3、事故处理的主要任务：
1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；
2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；
3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要客户的保安用电；
4、调整电网运行方式，使其恢复正常。
电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班员报
告下列情况：
1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象；
2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距；
3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；
4、人身安全和设备运行异常情况。
5、事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。现场规程中明确规定无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。
6、电网事故处理过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。
7、为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告：
8、对人身、设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；
9、厂、站用电全部或部分全停时，恢复送电；
10、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；
11、将已损坏的设备隔离；
12、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；
13、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。
14、本规程及现场规程中明确规定的可不等待值班调度指令自行处理者。
值班调度员在处理事故时应特别注意：
1、防止联系不周、情况不明或现场汇报不准确造成误判断；
2、按规定及时处理异常频率、电压；
3、防止带地线合闸；
4、防止过负荷掉闸；
5、防止非同期并列；
6、防止系统稳定破坏；
7、开关跳闸次数在允许范围内。
8、值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。
9、事故处理时，要全部录音并做好记录。电网事故处理完毕后，值班调度员应将事故处理经过，原因，分析，设备损坏，用户停电等情况详细填写事故记录薄。对电网重大事故当值调度员应在三日内写出事故报告。
10、重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。
11、交接班时发生事故，应停止交接班。由交班调度员进行处理，接班调度员协助，待事故处理告一段落时，再进行交接班。
12、不论省调管辖还是地调管辖的设备，发生事故时，值班调度员都应将事故情况迅速报告地调所主任或组长，如不在时可报告公司领导或总工程师。并迅速通知有关单位组织事故抢修。
13、进行事故处理时，当通讯失灵，无法与调度员联系时，现场人员可按现场规程自行处理，值班调度员应立即通知通讯人员将通讯设备在最短时间内恢复。
14、在事故处理过程中，有关厂站值班员不得无故离开控制室。事故处理操作影响电网运行或涉及省调管辖设备权限时，应取得省调值班调度员或地调值班调度员的同意，有关单位在处理设备故障进行抢修时，应向值班调度员提出抢修时间及措施，以便于值班调度员统筹考虑合理安排。
15、 向地调值班调度员报告线路开关掉闸时，应说明下列各项：
1、哪些开关掉闸；
2、哪些保护装置和自动装置动作；
3、开关掉闸时间，开关允许遮断次数（110KV及以上应分相统计）；
4、事故时，电压、电流、潮流变化及设备过载情况；
5、是否试送，情况如何；
6、人身安全和站内设备是否良好。
16、单电源线路故障开关跳闸时的处理：
16．1、保电线路故障跳闸重合不成功时，可强送一次（全电缆
线路跳闸时不再强送）；
16．2、线路故障跳闸自动重合闸动作失灵时，运行值班员应将重合闸解除后，立即试送一次；线路故障跳闸自动重合闸未启动时，在线路开关继电保护装置未检查前，不得再用本开关强送。
16．3、线路跳闸重合不成功者，不再强送（保电线路除外）；经检查设备、线路（连接有电缆者必须对电缆进行全部检查和试验）未发现异常，再试送时，必须请示公司生技部同意，公司分管生产的领导批准后，方可试送。
16．4、对可分段试送的线路，值班调度员可立即通知有关单位寻找故障点，由前向后寻找和试送。
16．5、自动掉闸的开关试送后，无论情况如何，均应对开关进行外部检查，并将检查结果报告值班调度员；
17、两侧有电源的线路，开关故障掉闸后，现场值班员不准试送，立即报告值班调度员，判明情况后，根据调度指令试送，双回线路均无重合闸，又同时掉闸，应分别试送。
两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：
1、短路故障容量小的一端；
2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端；
3、保护健全并能快速动作跳闸的一端；
4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端；
5、对电网稳定运行影响小的一端。
6、线路跳闸时伴有明显的事故象征，如火花、爆炸声、系统振
荡等，待查明原因后再考虑能否强送。
7、有发电机、同步电动机的线路掉闸，值班员不得强送，待地调值班调度员与用户联系好后下令试送。
8、有关单位值班人员必须确知开关遮断故障的次数（110KV及以上分相统计）。当开关实际遮断故障次数到允许次数时，值班调度员应及时通知有关单位安排检修；特殊情况下，请示有关领导同意，作出能否允许增加遮断故障次数的结论。
9、故障跳闸的线路不论强送、试送或重合成功与否，都必须通知有关单位查线或检修。无继电保护的开关及负荷刀闸，不准试送故障线路。
10、 如线路系永久性故障，应立即将该线路停电，并通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。
11、当开关允许切除故障次数只剩最后一次时，现场值班人员应主动停用该开关的重合闸，然后报告值班调度员。
12、线路跳闸如因系统周波降低，低频、低压减载装置动作原因造成，值班人员一律不得试送或强送；如因人员误操作使线路开关跳闸时，值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，然后报告值班调度员。
13、检修后的线路恢复送电时，该线路开关掉闸，应立即通知检修单位进行检查，在未查明事故原因前不得试送。
14、35KV及110KV线路故障掉闸，重合不成功，值班调度员应根据下列情况试送一次：
1、重合闸系快速重合者（0.6秒以下）；
2、线路故障掉闸，表计摆动不很严重者；
3、线路有T接用户无法调出者；
4、该线路输送负荷较大，停电后对负荷电压有极大影响者。
5、判明非全相运行的线路，可以拉开电源侧开关，利用备用电源自投装置将该线路负荷调出。
6、开关故障的事故处理
1、开关在运行中出现闭锁合闸尚未闭锁分闸时，值班调度员根据情况下令拉开此开关；开关闭锁分闸，现场采取措施无效时，应尽快将闭锁开关从运行中隔离，采取如下措施：
2、有专用旁路或母联兼旁路开关的厂站，应采用代路方式使开关隔离；
3、用母联开关串故障开关，使故障开关停电；
4、母联开关故障，可用某一元件刀闸跨接两母线（或倒单母线），然后拉开母联开关两侧刀闸；
5、根据开关在运行中出现不同的非全相运行情况，分别采取如下措施：
1、开关单相跳闸，造成两相运行，厂站值班员应立即手动合闸一次，合闸不成应尽快拉开其余两相开关；
2、运行中开关两相断开，应立即将开关拉开；
3、线路非全相运行开关采取以上措施仍无法拉开或合入时，应立即拉开对侧开关，然后就地拉开开关；
4、发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理；
5、母联开关非全相运行，应立即调整降低母联开关电流，然后进行处理，必要时将一条母线停电。
十七、 母线及全站停电的事故处理
1、发电厂母线电压消失时，现场值班人员应首先将可能来电的开关断开，然后断开所有开关（如双母线均有电源时，应先断开母联开关），一面迅速恢复受影响的厂用电，一面检查母线，同时报告值班调度员。
2、具有两个及以上电源的变电站母线电压消失时，现场值班人员在每条母线保留一个电源线路开关，断开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。
装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失，备用电源自投装置拒动时，运行值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关，若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一面报告值班调度员。
3、母线电压消失时，如发现母线有明显故障，则应该将母线的所有开关、刀闸断开，用另一条母线送电，倒换母线操作时，应先拉开故障母线侧刀闸，再合非故障母线侧刀闸。
4、母差保护动作掉闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。
5、母线因后备保护动作跳闸电压消失时（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致），应查明故障点并切除后，再恢复母线送电。
6、试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其它试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。
7、母线有带电作业时电压消失，应先进行母线检查，不得立即
试送。
8、如遇母线无电，是由于下列情况所造成者，不必报告值班调度员，也不必进行母线外部检查，立即将送配电线路开关拉开，试送电源开关一次，试送良好后，立即将送配电线路送电，并立即汇报值班调度员。
9、主开关外的送电线路或配电线路上发生短路而该线路保护装置或开关未能动作，以致不能切断故障而造成越级掉闸（故障线路应检查开关或继电保护装置后再试送）；
10、人员误操作或误碰掉闸；
1、单电源供电的变电站，由于来自电网的电源线路故障跳闸造成变电站母线无电，如本站受电开关未跳闸时，则不需拉开配电线路开关，立即报告值班调度员等候受电；同时应检查母线，如发现母线故障，应立即将受电开关拉开，报告值班调度员等候处理。
2、变电运行人员如发现本站电源进线开关继电保护动作掉闸，应一面报告值班调度员，一面将所有配电线路开关拉开，并对母线外部及开关保护等进行检查，如无故障立即用电源进行开关试送一次，试送良好后，根据电压周波情况及线路重要顺序将配电线路依次送
电，如试送不良，应设法消除后，再行试送。
3、主变压器各侧开关掉闸使全站无电时，值班人员除按现场规程进行检查处理外，应报告值班调度员处理。
4、变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前不得送电。
5、主变压器过流保护动作掉闸，可试送一次，越级掉闸应按本规程第8.5.1(b)条执行。
11、变压器的事故处理
1、变压器故障跳闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。然后再按现场规程规定处理。
2、变压器过流保护动作，但未发现短路（电压下降冲击）现象，应检查是否是保护装置误动作或过负荷所致。如由于以上原因变压器可不经内部检查即行送电；
3、如过流保护动作，经判断是线路发生故障而造成越级掉闸，应拉开故障线路开关，变压器可不必内部检查即行送电。
4、人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。 5、变压器瓦斯或差动保护动作跳闸时，在未查明原因和消除故障前不得送电。
6、变压器故障跳闸，可能造成电网解列的，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。
7、变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应按现场规程规定
执行。现场无规定者，变压器在30分钟内短期超负载电流的系数K2按下表执行。
30分钟短期急救负载的负载系数K2表 急救负
变压
载前的
负载系
型
数 K1
40
30
20
10
-10
大型变压器（冷却方式OFAF或OFWF）
1.0 0.9 0.8 0.7
1.50 1.50 1.48 1.42
1.1
1.38
1.2
1.34
环 境 温 度 ℃
-20 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
-25 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.48 1.44
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
大型变压器（冷却方式ODAF或ODWF）
0.7 1.45
1.50 1.48 1.45 1.42 1.38 1.32
1.50 1.50 1.50 1.48 1.42 1.38
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.45
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.8 1.42
0.9 1.38
1.0 1.34
1.1 1.30
1.2 1.26
（注：OFAF：强油风冷式；ODAF强油导向风冷式；OFWF强油水冷式；ODWF强油导向水冷式）
12、 发电厂机、炉事故的处理
1、机、炉事故，需要紧急停机、炉或辅机事故需紧急降低出力时，为了及时处理事故，现场值班员按现场规定自行处理外，值长只需向值班调度员做简要汇报，事后再做详细汇报。不需紧急停机、炉的事故，要详细汇报有关情况。
2、发电机和调相机失去励磁，按现场规程规定处理。当由于机组无励磁运行，使母线电压降至事故值或系统发生震荡时，如不能立即恢复励磁运行，应立即将机组解列。
事故情况下，发电机、调相机允许过负荷的时间和数值，应按现场规程的规定执行。（如无规定时，对表面冷却式发电机可参照下表执行）。
过负荷倍数
１.１0
允许持续时间（分）
3、线路过负荷的处理
1、在正常或事故情况下，有联络线的发电厂、变电站应经常监视联络线负荷，如超出允许值，有关发电厂应不必等待调度指令，视情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。如过负荷无法调整时，应立即报告值班调度员。
2、线路过负荷时，应采取下列措施：
1.受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；
2.提高送、受端运行电压；
3.改变电网接线方式，使潮流强迫分配； 4.将受电地区负荷调出； 5.在受电地区限电或拉闸；
6.线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：
１.１２ ３０
１.１５ １５
１.２５ ５
１.５0 ２
６０
7.线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过二十分钟。
8. 线路过负荷超过15%时，地调值班调度员立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。
9.线路允许载流量按现场规定的数值掌握，不允许超过。 输电线路持续允许电流见附录五。 10.接地故障的处理
11、35KV及以下中性点非直接接地系统，当发生接地故障时，有关厂、站应立即检查站内设备，同时将接地情况汇报值班调度员。值班调度员应立即判断接地线路，试拉前应通知好用户做好停电准备。对人身和设备有直接威胁者，应立即拉闸停电。
12 、接地故障寻找方法：
1.分割电网法（使用环路、分段、调线和改变运行方式）； 2．短时间切断法（有重合闸的使用重合闸试拉）。 3 .电网分割时，应事先考虑到：
4.电网分割后，各部分电力平衡及电压情况；
5.有关设备过负荷情况，并不得超过设备及继电保护允许值； 6.消弧线圈调谐度是否恰当； 7.是否能迅速恢复并列。 8． 接地故障寻找原则：
9.通知有关单位，对接地系统设备进行检查；
12.电网分割（包括母线分段），35KV及以下母线分段后，即对接地母线上的配电线路进行依次试拉；
1.根据小电流接地选线装置的指示情况试拉线路； 2.先试拉空载线路及不重要的线路； 3.有自动重合闸的线路先试拉； 5.故障可疑性较大的线路先试拉；
6.微机保护屏显示二次零序电流较大的线路先试拉。
7.有自动重合闸的线路试拉前，不通知用户（保电线路除外），无自动重合闸的线路试拉前，有关单位应通知好重要用户。确定线路接地后，再通知重要用户做好停电的准备工作。
8． 线路发生接地时，值班调度员得到有关单位汇报接地线路影响人身安全时，应立即将故障线路拉闸停电。
9.接地情况下，允许使用柱上开关和负荷开关试拉接地故障；接地故障未消失前，不允许使用柱上开关和负荷开关试送。
10.试拉出接地线路后，不再试送，通知有关单位拉开最末一级柱上分段开关后，若试送再接地，则利用柱上分段开关逐级试拉；试拉出接地故障段后，将不接地段调其它线路供电；
11.两个系统同时接地时，不准并列倒闸操作。 13、电网振荡事故的处理 1、电网发生振荡的一般现象：
2、发电机、变压器及联络线的电流、电压、功率表周期性剧烈
摆动，振荡中心电压波动最大，周期性的降低或接近于零；
3、失去同步的发电厂间联络线输送功率往复摆动，虽有电气联系，但送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动；
4、发电机有异音。电灯忽明忽暗。可能甩掉部分负荷。 5、电网发生振荡的主要原因是：
6、电网发生严重事故，特别是邻近长距离联络线发生短路故障； 7、长距离线路送电到受端电网，输送功率超过稳定极限； 8、环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；
9、送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大；
10、大型发电机（特别是送端发电厂）进相运行或失去励磁，大型调相机欠励磁运行；
11、事故时开关或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或虽有但失灵。
12、电源间非同期合闸未能拖入同步。
13、电网稳定破坏发生振荡时，各厂不必等待调度员指令作如下处理，然后汇报值班调度员：
14、频率较事故前降低的发电厂，应立即增加有功、无功出力，迅速恢复频率。若频率仍低于事故前1赫兹以上，且伴有振荡时，应立即按事故拉路顺序拉路直至振荡消失或频率恢复到49.1赫兹；
15、频率较事故前升高的发电厂，应立即减少有功出力，降低频
率（不低于49.1赫兹）至振荡消失；
16、电网振荡时，各发电厂应按发电机、调相机事故过负荷规定，把电压提至最大允许值。若强励动作，在其现场规程规定允许动作时间内不得停用。
17、电网发生振荡，采取措施后三分钟振荡仍未消失，值班调度员根据情况，选择适当解列点将失去同步的部分解列运行。 十八、继电保护及自动装置的运行管理
1、地调是济南电网继电保护技术管理的职能机构，实施全网继电保护的专业管理。
2、继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。地调管辖的继电保护及自动装置（以下简称保护装置）的投、停按值班调度员的指令执行，其他人员（包括保护人员）不得操作运行中的保护装置。当保护装置有故障可能误动时，需立即处理时，值班人员应先行立即处理，然后向值班调度员汇报。
3、地调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的保护装置，其定值不是地调下达的均由现场管理，这些装置的投停由现场规程规定，但必须向地调值班调度员报告。
4、 地调管辖的保护装置定值按地调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与地调值班调度员核对无误后，方可投入运行。用户管辖的保护定值应按此原则执行。
5、 保护装置出现异常并威胁设备或人身安全，现场值班人员可先停用保护装置进行处理，然后报告值班调度员。
6、 电气设备不允许无保护运行。特殊情况下，需请示总工批准。 7、 下列情况可停用不停电设备的保护装置进行检查或试验： 1 .用母联开关保护或临时保护代替；
2 .110KV及以上设备有两套完整保护的，可以轮流停用； 3 .在保证设备有一套主保护运行的情况下，天气好时允许该设备其它保护装置轮流停用，但停用时间不得超过1小时。
8、新设备投产时，继电保护、自动化及通讯装置必须与一次设备同时投运。新安装的设备必须在带负荷状态下进行相位测定（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流），方可投入运行。运行中设备一、二部分改变可能影响方向保护及差动保护时，必须在带负荷状态下进行相位测定（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。
9、 值班人员应熟悉所管理的保护装置，发现负荷电流超过允许值时，应立即报告值班调度员。
10、 带有交流电压回路的保护装置（如距离、高频、方向、低压保护、相互闭锁的电流电压保护、低周减载装置、备用电源自投装置等等），运行中不允许失去电压。当电压互感器或电压回路故障时，值班人员应立即将此类保护停用，并立即报告值班调度员。
11、 线路各侧的纵联保护（由线路两侧信息才能确定是否跳闸的保护，如高频保护、纵差保护等）必须同时投、停。
12、 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差
保护的运行方式。
13、由旁路开关代出线开关或由旁路开关恢复备用，倒闸操作过程中，应将线路各侧纵联保护停用；并同时将本侧零序电流保护III及IV段停用，当零序电流保护III及IV段无单独压板时，可将经同一压板跳闸的有关保护一起停用。
14、 合理安排电网中变压器中性点接地方式和分布，在规定的变压器中性点接地数目内，应尽可能使每条母线上有一台变压器中性点直接接地。
15、变压器110KV及以上侧开关断开时，应在断开开关前将该侧的中性点直接接地，但不计入规定的接地点数目；
16、在改变运行方式及变压器停、送电操作过程中，允许变压器中性点接地的数目超过规定数。
变压器中性点接地的数目和分布见《济南电网继电保护调度运行规定》。
17、电源联络线两侧不得同时投入检查线路无压重合闸，使用检查线路无压重合闸的一侧同时使用检查同期重合闸，并启动重合闸后加速装置。电源联络线的同期、无压重合闸必须按顺序使用，不得因重合闸使用不当造成非同期并列。
18、 110KV及以上电压等级空载线路应停用重合闸。 19、 35KV及以上线路架空与电缆混合时，按其比例确定是否投重合闸。
20、 35KV及以上线路属用户专线者，按其用户书面要求确定是
否投停重合闸。
21、35KV及以上线路为全部架空线时投入重合闸。
22、 电源联络线改为单电源供电时：
23、投三相重合闸的线路，应将受电侧保护及重合闸停用，有纵联保护的，将全部保护改投信号。电源侧的重合闸改为检查线路无压（或普通三相）重合闸。电网改变后改变方式，电网恢复前恢复方式。
24、运行方式变化，需改变保护定值，一般按下列原则改变：各种过流保护，凡定值由小变大，应在运行方式改变前改变保护定值，运行方式恢复后，恢复原定值；定值由大变小时，定值及运行方式的改变按相反的顺序进行。
25、地调应在电网发生故障半小时内，将录波、测距结果调至地调主站。
十九、消弧线圈的运行管理
1、消弧线圈及消弧线圈微机自动消谐装置按照调度指令投、停。消弧线圈单极刀闸起与接地变的隔离作用，因无灭弧能力，只有在接地变停电时，才能进行分、合操作。
2、消弧线圈分接头调整原则：
3、欠补偿系统，线路停电前，送电后调整；
4、过补偿系统，线路停电后，送电前调整；
5、一经操作即变成共振补偿时必须在操作前调整；
6、在进行系统复杂操作过程中，允许短时间不调整补偿度，待操作完后进行，应注意防止共振现象的发生。
7、系统发生接地时,不能对消弧线圈进行操作。
8、当消弧线圈发生下列情况之一时，应向调度汇报，按调度指令处理：
9、消弧线圈在最大补偿电流档位时，脱谐度ε仍大于5%；
10、中性点位移电压大于500V；
11、阻尼电阻烧断；
12、微机调节器失灵；
13、接地变和消弧线圈有异音。
14、消弧线圈接地系统补偿度的整定原则：
15、当系统接地时，流过故障点的残流最小，以利于消弧；
16、以过补偿为佳，尽量避免采用欠补偿方式，如必须欠补偿运行时，应考虑最长一条线路断线不致谐振；
17、不论是欠补偿还是过补偿，补偿度均取5%—20%，尽可能接近5%；
18、补偿度的整定，应使中型点位移电压长时间不超过相电压15%；
19、应考虑到事故处理方便，当系统分离后，各单独系统亦有恰当的补偿度。
20、在系统消弧线圈容量充裕时，尽量不安排最高电流分接头，在整定调谐时，如遇中性点位移电压与补偿度不能双重满足规定时：
21、在冬季以满足位移电压不超过规定为原则；
22、在其它季节以满足补偿度不超过规定为原则。
23、消弧线圈运行的其它要求按现场规定执行。
电网调度及运行方式
(讲课稿)
电力发展史：世界上电力的发展的先河是1875年法国巴黎建成第一座火力发电厂，中国电力的发展的是1879年上海租界使用第一盏电灯，1882年上海创办——上海电气公司（公用电业公司），开创了中国电力工业发展的第一页，1891德国劳芬电厂建成世界上第一台三相交流发电机组，通过第一条13.8千伏输电线路将电力送到远方，开创了大功率、远距离输电的历史，济南电力的发展是1905年山东沂水人刘恩驻（民办）在济南明湖建设2X42千瓦发电机组，创办了—济南电灯公司，开创了济南有电的历史。抗战胜利后，济南电灯公司由山东省政府接管，济南电灯公司由民办改为官办，济南电灯公司更名为济南电业公司，电网规模为发电设备18.4MW，10千伏线路2条，长度20公里，5千伏线路150公里，配电变压器477台（标准煤耗2.4公斤，线损51％）。1948年济南解放后，济南电业公司更名为济南电力工业局，在党和政府的正确领导下，济南电力得到了的迅猛的发展和壮大，截至2005年底，目前济南电电源点有系统发电厂3座，总装机容量247.5万千瓦（黄台电厂、石横电厂、章丘电厂）。500千伏变电站2座（500千伏济南变；500千伏长清变），电网电源点总容量380.5万千瓦。此外还通过四条220千伏线路与省网联络。石横电厂与500千伏长清变位于市区西南侧，黄台电厂与500千伏济南变位于市区东北侧，章丘电厂位于市区东侧，济南市负
荷中心分布在市区的中心地带及东部重工业区，电网电源点分布符合负荷分布的需求。
济南电网以电源点为中心辐射出的35千伏及以上变电站共60座，主变总容量637.4万千伏安。输电线路2512公里。此外，还有18座县供电企业管辖的110KV变电站，12座直管大用户管辖的110KV变电站，以及20个地方电厂和用户自备电厂，电网最高负荷2682万千瓦（11：24）。通过近年来电网的不断建设与改造，济南电网已经满足了网架结构的“N-1”原则，形成了220KV双层环网，110KV互为备用，10KV线路手拉手的供电格局。济南电网是山东电网重要组成部分，是位于枢纽位置的区域性电网，担负着济南市10个区、县（市）的供电任务，电网覆盖面积约1万平方公里。
一、 电力工业生产主要特点
1、电力生产的同时性 发、供＝用电负荷 同时完成。
2、电力生产的整体性 发、供、配、用电负荷的整体性。
3、电力生产的快速性 电能输送过程迅速。每秒30万公里，发、供、用瞬间同时实现。
4、电力生产的连续性 电能质量需要实时、连续监视与调整。
5、电力生产的实时性 电网事故发展迅速涉及面大，需要实时安全监控。
6、电力生产的随机性 电网运行由于用电负荷的变化、异常情况
及事故发生变化是随机性的，在电力生产过程中，需要实时电力调度及安全监控系统跟踪随机事件，以保证电能质量及电网安全运行。
二、 现代电网的发展及主要特点
电能从生产到使用要经过发电、输电、配电、用电四个环节，N个发电厂及输变电设备构成的输电网，所有配、变电、用电设备构成配电网，共同输送电力到负荷中心，输电网＋配电网统称为电网，发电厂、输电网、配电网、用电设备组成一个集成的整体，称为电力系统。 电网输电电压分为高压、超高压、特高压三种，高压（HV）为35—220千伏电压等级，超高压（EHV）为330－1000千伏以下电压等级，特高压UHV)为1000千伏以上的电压等级，高压直流为＋—６00千伏及以下得直流输电电压，目前国内高压电网是指110－220千伏电网，超高压电网是指330千伏、500千伏、750千伏电网，特高压电网是指正在开发建设的1000千伏交流及＋—800千伏直流输电电压输电网为骨架的电网。在理论上，输电线路的能力与输电电压的平方成正比，输电电压提高一倍，输送能力提高4倍，目前再选择更高一级电压时，相邻电网输电电压之比等于2，多数是大于2，电网的输送能力可提高4倍以上，实践证明，按以上原则组成的电网才能经济合理，有利于电网地发展及供电服务区域的扩大。山东电网目前电压等级主网是220－500千伏，地区电网电压等级是110－220千伏，县级配电网电压等级是35－110千伏，配电网电压等级是6－10千伏。
现代电网的特点：由坚强的超高压系统构成得主网架。
1、 各电网之间联系较强。
2、 电压等级简化。
3、 具有较高的供电可靠性。
4、 具有足够的调峰、调频、调压，能够实现自动发电控制。
5、 具有相应的安全稳定控制系统。
6、 具有高度自动化的监控系统。
7、 具有高度现代化的通讯系统。
8、 具有适应电力市场运营的技术支持系统。
9、 有利于合理利用能源。
三、区域电网互联的意义及作用
为满足负荷中心用电的需要，电力从一个电网输送到另一个电网，实现电网互联，以提高电网的安全水平和供电可靠性。
作用：1、可以合理利用能源加强环境保护，有利于电力工业的可持续发展。
2、可安装大容量、高效能火电机组、水电机组和核电机组，有利于降低造价，节约能源，加快电力建设速度。
3、可以合理利用时差、温差、错开用电高峰，利用各地区用电的非同实行性进行负荷调整，以减少备用容量和装机容量。
4、可以在各地区之间互供电力、互为备用，以减少事故备用容量，
提高电网安全水平和供电可靠性。
5、能承受较大的冲击负荷，有利于改善电能质量。
6、可以跨区进行经济调度，以取得更大的经济效益。
四、调度管理
1、 调度管理的任务
1．1电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：
1．2按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥本电网发、供电设备的能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；
1．3按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性；
1．4使电网供电的质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；
1．5使整个电网在安全、经济的方式下运行；
1．6按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，保护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。
五、调度机构的设置及主要工作：
1、国家电网调度系统分五级调度机构：县调、地调、省调、网
调、国调。
2、下级调度机构接受上级调度机构的调度指挥，行使上级电网
管理部门及上级调度机构授予的其它职责；
2．1对所辖电网实施专业管理和技术监督；
2．2负责组织编制和执行电网的调度计划（运行方式）； 执行年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；
2．3指挥调度管辖范围内设备的操作；
2．4指挥电网的频率调整（济南电网与山东电网解列时）和调度管辖范围内的电压调整；负责电网无功电压及谐波的运行管理；
2．5指挥电网事故的处理，进行电网事故分析，制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施；
2．6负责编制和组织实施济南电网的“黑启动”方案；
2．7负责电网经济调度管理及管辖设备范围内的网损管理，制定经济运行方式，提出降损措施，并督促实施；
2．8对调度管辖的继电保护和安全自动装置负责整定计算和运行管理；
2．9负责电网通讯和电网调度自动化设备的运行、检修管理， 对下级调度机构管辖的上述设备和装置的配置及运行负责技术指导；
2．10负责电网电力监控系统和调度数据网络的规划设计和运行管理；
2．11负责组织通讯和电网调度自动化规划的编制工作，参与继电保护和安全自动装置规划的编制工作；
2．12参与电网发展规划的编制工作，参与电网工程设计及有关
电网电力监控系统和调度数据网络的规划设计审查工作；
2．13负责执行电网事故拉路顺序，发布限电拉路指令；
2．14批准新建、扩建、改建工程设备投入运行，指挥设备投入运行的操作；
2．15组织调度系统有关人员的业务培训；
2．16协调有关所辖电网运行的其它关系；
2．17审核申请并网发电厂并网的技术要求，签订并网调度协议。 电网调度的支持系统：
1、调度自动化系统，完成电力系统运行参数的实时采集、分析和处理。该系统的开发和使用不仅实现了基本的SCADA功能，而且实现了在线潮流计算、实时负荷预测、无功电压优化等高级应用功能，并公司的MIS系统和负控系统联网，配网自动化系统，负责济南市区10KV配电线路的运行监控和管理，同时也但负省市两级政府和两大军区的供电与保电工作。当电网发生接地和短路故障时，系统能够快速、准确的判断故障类型，对故障点进行定位和隔离，并在最短时间内恢复供电，有效提高了供电可靠性。
2、故障录波器联网系统。目前，500KV济南变电站和全部220KV变电站通过该套系统实现了联网，可以随时在我公司网站上察看其中的信息，并与山东电力集团公司调度中心实现了联网，各变电站所有录波器实现了同步对时。电网发生故障后，该套系统能够向主站提供电压、电流、开关量及故障测距等录波信号，为调度员正确的分析和判断电网故障，以及故障定位提供了科学依据。
3、雷电检测系统，能够实时的接收山东省以及临近地区的雷电活动。线路遭受雷击后，能迅速推出雷击线路画面，提供雷电的强度、
极性、确切地理位置和线路杆塔号等信号。这些信息指导于电网生产，加快了事故处理的速度。
4、通讯系统担负电网管辖输、变配电设备的数据监控，自动化设备的数据传送，电力调度的通讯等工作。
5、气象信息系统，直接接收山东省气象台发布的气象信息和风云2C气象卫星传送的卫星云图。可以方便、快捷的查询到济南市短、中、长期的天气情况。与此同时，结合卫星云图的变化趋势，可以提前、合理的安排电网生产，制定雷雨季节的反事故措施，提高了生产计划的实施率。
六、运行方式的编制原则
1、电网的正常运行方式，应根据电网结构，潮流分布和电网各部分供电可靠性、经济性按年、月编制，并经有关部门会审、领导批准后执行。
2、编制电网正常运行方式的原则：
2．1供电的可靠性，事故影响范围最小；
2．2短路容量不超过设备允许值；
2．3保证电网电能质量；
2．4在最经济方式下运行。
3、编制年、月运行方式的主要内容包括：
3．1根据有关部门提供的济南市国民经济发展速度等资料，预计济南电网年度最大负荷，按年、月编制有功、无功电力（电量）平衡表；
3．2发电厂可调出力；
3．3设备检修计划；
3．4新建及扩建设备投产进度；
3．5电网正常结线方式及潮流图；
3．6电网最高、最低负荷时的电压水平；
3．7地调管辖厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；
3．8电网安全自动装置配置方案；
3．9自动低频、低压减负荷整定方案；
3．10电网N—1开断潮流分析；
3．11电网改进意见。
4、编制日运行方式的主要内容：
4．1电网预计负荷和临时负荷限额；
4．2批复的设备检修申请；
4．3新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；
4．4电气结线方式变化时的潮流分布和反事故措施；
4．5事故预想及注意事项；
4．6继电保护及自动装置的改变；
4．7电压及负荷情况。
4．8日运行方式应及时编好，于每日十七时前将次日的运行方式由值班调度员通知有关单位。
4．9各发电厂的正常结线应与地区电网的正常结线相适应。发电厂的正常结线应保证发电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。
七、新设备启动
新设备启动前必须具备下列条件：
1、设备验收合格，有关工程管理单位已向所属调度机构提出投运申请；
2、所需资料已齐全，参数测量工作已结束；
3、与所属调度机构已签定并网调度协议，有关设备和厂站具备启动条件；
4、调度自动化、通信设备具备投运条件；计量点明确，计量系统具备投运条件；
5、启动、试验方案和相应调度措施已批准。
6、新设备试运由所属调度机构统一调度。调度联系对象由运行单位运行人员担任。
7、新设备试运行结束后，应由工程管理单位向地调值班调度员提出正式投入运行的申请，并说明启动委员会对试运行的结论，存在的问题，正式投运的日期和时间。
八、低频、低压减负荷装置方案
济南电网的低频、低压减负荷装置方案由地调根据省调要求，结合本地区情况制定，报省调运方科备案。各县（区）调的低频、低压减负荷装置方案由各县（区）调根据地调要求结合本地区情况制订，报地调备案，方案包括：
1、切负荷轮数；
2、每轮动作的频率（或电压）和时间；
3、每轮装置的安装地点、切除线路名称和负荷数；
4、每轮切负荷总数；
5、需送保安电源者应指明负荷数。
自动低频、低压减负荷装置除安装在电力企业的设备上外，根据需要还应装在用户管辖设备上，用户应积极配合，不得拒绝。
自动低频、低压减负荷装置及过流联切装置动作后，值班人员应将动作时间、切除线路条数和切除负荷数，报告地调值班调度员。
九、调度操作
1 操作的一般原则
1．1地调管辖设备的倒闸操作，必须按地调值班调度员的指令执行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员同意，操作后汇报地调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行。
1．2地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。
1．3倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。
十、变压器操作
1、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。
2、变压器充电时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则相反。
3、 110KV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。
4、变压器并列运行条件：
4．1结线组别相同；
4．2电压比相同；
4．3短路电压相等；
电压比不同或短路电压不等的变压器经过计算和试验，在任何一台不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。
两个系统并列调电时，若系统两侧变压器接线组别及相位不相同，禁止环网调电操作。
十一、 开关操作
1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。
2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。
十二、 母线、刀闸操作
1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。
2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母
联开关操作电源。
3、无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。
4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。
5、刀闸的操作范围：
5．1在电网无接地故障时，拉合电压互感器；
5．2在无雷电活动时拉合避雷器；
5．3拉合220KV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流；
5．4电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；
5．5与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；
5．6拉合励磁电流不超过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（但35KV及以上应使用户外三联刀闸）；
5．7其它刀闸操作按厂站规程执行。
十三、线路操作
1、线路停电操作顺序：
拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。
线路送电操作顺序：
拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上
线路侧刀闸，合上开关。
值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。由现场掌握的安全措施自行负责。
2、线路停送电的操作，不得使用自坠、单相刀闸带负荷进行操作（柱上开关、负荷开关除外）。
3、对于多电源线路（两个及两个以上电源）必须先拉开所有线路开关后，再拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸，并按规定装设接地线或合接地刀闸。送电时相反。
4、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其它事故。
5 、220KV双回线或环网中一回线路停电时，应先停送端，后停受端，以减少开关两侧电压差。送电时反之。
6、操作110KV及以上电压等级的长线路时应考虑：
6．1勿使空载时受端电压升高至允许值以上；
6．2投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大的波动。
7、新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行。
8 、带电线路和室外变电站遇雷雨天气时，禁止使用绝缘棒或经传动机构拉合开关和刀闸。
9、检修后的线路，送电时如线路开关跳闸，未查明跳闸原因前
不得再次送电。
10、 解、并列操作
10．1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。
10.2、发电机与电网并解列的操作调度员只发布许可、并解列任务，具体步骤按现场规程执行。
11、准同期并列的条件：
1、相序、相位相同；
2、频率相同；
3、电压相同。
4、发电机与系统并解列时，应向地调值班调度员汇报，要求系统周波保持稳定并通知有关单位。
5、并列时调整频率的原则：
5．1发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；
5．2电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。
5．3、并列时调整电压的原则：
5．4、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；
5．5、 电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无
法调整时，允许电压差20%。
5．6、发电机解列时，应将发电机的有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。
凡有并列装置的厂、站运行人员应达到能操作并列的要求。
6、解、合环操作
6.1、线路解合环操作应考虑以下几点：
6．2、检查闭式环路，是否能引起不同期并列；
6．3、解合环时，应考虑到系统电气设备的容量及负荷，潮流变化是否能引起过负荷，并作好记录；
6．4继电保护的改变及重合闸装置的解除。
6．5、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。
6．6合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。
十四、频率的调整及异常处理
1、 频率的调整 济南电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不超过+0.2赫兹。 任何时间电钟与标准钟误差不得超过+30秒。
2、济南地区电网与省网并列运行，电网频率的调整由省调调度员负责，各发电厂值长、地调调度员对确保电网频率正常，与省调调度员负有同等责任。
3、地调调度室应装有数字式频率表、标准钟。
电网频率表以省调表计为准，地调应定期与省调核对，以保证其
准确。变电监控中心应定期与地调核对时钟。
4 、当电网频率变动超过50+0.2赫兹时，地调值班调度员应积极主动协助省调调整，使频率恢复正常。
5、 异常频率的处理 5.1、电网频率超出50+0.2赫兹为异常频率。一般情况下，频率频率超出50+0.5赫兹超过50+0.2赫兹的持续时间不应超过二十分钟；的持续时间不应超过十分钟。任何情况下，频率超过50+0.2赫兹的持续时间不得超过三十分钟；频率超过50+0.5赫兹的持续时间不得超过十五分钟。
5．2、当频率低于49.8赫兹时，地调值班调度员应调出全部负荷备用容量，并控制负荷在限额以内或根据省调值班调度员指令限电、拉路。
5．3、当频率低于49.1赫兹时，地调值班调度员、变电运行值班员应主动迅速将装有低频减负荷装置应动而未动的线路拉闸。
当频率低于49.0赫兹时，地调调度员应主动按“事故拉路顺序”拉闸，使频率恢复到49.0赫兹以上； 当频率低于48.8赫兹时，各发电厂按本厂“事故拉路顺序”立即拉闸，使频率恢复到48.8赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。
5．4、当频率低于46.0赫兹时，按地调批准的“保厂用电方案”，各发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其它机组自行从电网解列（如现场有明确规定按规定执行）。 发电机组与主系统解列期间，济南电网频率的调整由
济南地调调度员和发电厂值长负责。
5．5、当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动和值班调度员联系将解列的发电机并入电网。
5．6、低频率运行时，对拉闸和自动低频减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得地调值班员的同意，方可送电（需送保安电源者除外）。地调下令拉闸的线路由地调下令恢复送电。
5．7、在正常和事故情况下，县（区）调、配调未按地调调度员指令限电或拉闸， 所引起的一切后果由所属县（区）调、配调负责。 十五、电网电压的调整及异常处理
1 、电网电压的调整
为了保证电网电压质量，220KV母线定为省调电压监视控制点。其余为济南地调的电压监视点。
220KV母线电压合格范围为：213—235KV；
110KV母线电压合格范围为：107—118KV；
35KV母线电压合格范围为：34—37.5KV；
10KV母线电压合格范围为：10.0—10.7KV。
2、调整电压的原则：
2．1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值；
2．2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，避免
经长距离线路或多级变压器输送无功功率；
2．3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功电源容量，保持电网稳定运行。
2．4、 既有电容器又有有载调压变压器的变电站，当电压低时，应先投入电容器，投入后，电压仍低，可再调整主变压器的分头，直至合格为止，电压高时，先停用电容器，电压仍高时再调整变压器分头，经调整不满足要求时，汇报值班调度员。
2．5、济南电网的电压监测点应按规定的电压曲线进行调整，不得超出电压允许偏差值。变电监控中心值班员应经常监视电压监视点母线电压，发现超出标准时应立即报告值班调度员。
2．6、地调应在调度管辖范围内建立地区电压监视点（或监视控制点），负责本地区内电容器组、电抗器组等无功补偿设备的调度管理，并根据电网运行方式及负荷的变化，对装有自动、手动投切电容器组的变电站根据具体情况，作出电容器投、切规定。
2．7、地调值班调度员要加强对变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量；全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。
2．8、变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。
2.9、电压调整的主要方法：
1、增加或减少发电机无功出力；
2、投入或停用电容器；
3、调整具备有载调压装置的主变压器分头；
4、改变本地区发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配；
5、改变电网接线方式，投、停并列运行变压器；
6、汇报省调调整系统电压；
7、开启或停用机组；
8、限制电压过低地区的负荷；
9、变电监控中心、变电站值班员应根据规定及电压值及时投、停电容器，并做好记录。
3、电网的异常电压处理
1、当监视控制点电压低于规定电压的95%（允许偏差下限）及90%时，地调值班调度员应在低电压地区限电或拉闸，必要时按照“地调事故拉闸序位”拉路，或根据省调调度员的指令拉路。一般情况下，监视控制点电压低于规定电压95%的持续时间不应超过一小时，低于规定电压的90%的持续时间不应超过三十分钟。任何情况下，监视控制点电压低于规定电压95%的持续时间不得超过二小时，低于规定电压的90%的持续时间不得超过一小时。
2、发电机电压降至额定电压90%以下时，现场值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉闸顺序自行拉闸，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。
3、当监视控制点电压高于规定电压的105%（允许偏差上限）及110%时，地调值班调度员应采取改变运行方式，切除无功补偿装置，汇报省调要求发电厂降低无功出力等措施。一般情况下，监视控制点电压高于规定电压105%的持续时间不应超过一小时，高于110%的持续时间不应超过三十分钟。任何情况下，监视控制点电压高于规定电压105%的持续时间不得超过二小时，高于110%的持续时间不得超过一小时。
4、电网内过电压的处理
当向接有电磁式电压互感器的空母线或空线路合闸充电时，而出现铁磁谐振过电压，(即三相电压不平衡，一相或两相电压升高超过相电压)可立即按下述原则处理：
4.1、切断充电电源开关，研究改变操作方式；
4．2、投入母线上其它线路；
4．3、投入母线开关以改变结线方式；
4．4、投入母线上的备用变压器，最好是带有消弧线圈的变压器。
5、 由于操作或事故，引起电网发生振荡谐振过电压(主要现象是三相电压同时升高并有节奏地摆动)可立即按下列原则处理：
5．1、立即恢复原系统或用开关投入备用消弧线圈；
5．2、投入或切除空载线路，以改变谐振条件；
5．3、将电压互感器开口三角绕组经电阻短接3—5秒；
5．4、手动或自动投入未用的消谐装置。
5．5、有并联电容的高压开关，当开关两侧刀闸投入而开关在断
开位置，有可能与空载母线上的电磁式电压互感器产生谐振过电压，此时应立即投入母线上的变压器或立即切除电源线路，然后在无压情况下合上该开关，即将母线与电源线路先行串联，再投入线路电源侧开关充电。
5．6、当双圈变压器空载或三圈变压器低压侧轻载,由于高压或中压侧发生接地等原因，出现零序电压，经线圈间藕合电容，使低压侧出现零序传递过电压，应立即增加有功负荷。（如低压侧电网中性点是经消弧线圈接地的，则应事先调整好补偿度）
十六、 电网事故处理
事故处理的一般原则
1．1、地调值班调度员在事故处理时受省调值班调度员指挥，是地调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对事故处理的正确和迅速负责。
1．2、省调管辖范围的设备发生事故时，由省调值班调度员指挥处理；地调管辖范围的设备发生事故时，由地调值班调度员指挥处理，各厂、站自管设备发生事故时，由各厂站值班员自行处理。
1．3、事故处理的主要任务：
1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；
2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；
3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要客户的保安用电；
4、调整电网运行方式，使其恢复正常。
电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班员报
告下列情况：
1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象；
2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距；
3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；
4、人身安全和设备运行异常情况。
5、事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。现场规程中明确规定无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。
6、电网事故处理过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。
7、为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告：
8、对人身、设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；
9、厂、站用电全部或部分全停时，恢复送电；
10、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；
11、将已损坏的设备隔离；
12、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；
13、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。
14、本规程及现场规程中明确规定的可不等待值班调度指令自行处理者。
值班调度员在处理事故时应特别注意：
1、防止联系不周、情况不明或现场汇报不准确造成误判断；
2、按规定及时处理异常频率、电压；
3、防止带地线合闸；
4、防止过负荷掉闸；
5、防止非同期并列；
6、防止系统稳定破坏；
7、开关跳闸次数在允许范围内。
8、值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。
9、事故处理时，要全部录音并做好记录。电网事故处理完毕后，值班调度员应将事故处理经过，原因，分析，设备损坏，用户停电等情况详细填写事故记录薄。对电网重大事故当值调度员应在三日内写出事故报告。
10、重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。
11、交接班时发生事故，应停止交接班。由交班调度员进行处理，接班调度员协助，待事故处理告一段落时，再进行交接班。
12、不论省调管辖还是地调管辖的设备，发生事故时，值班调度员都应将事故情况迅速报告地调所主任或组长，如不在时可报告公司领导或总工程师。并迅速通知有关单位组织事故抢修。
13、进行事故处理时，当通讯失灵，无法与调度员联系时，现场人员可按现场规程自行处理，值班调度员应立即通知通讯人员将通讯设备在最短时间内恢复。
14、在事故处理过程中，有关厂站值班员不得无故离开控制室。事故处理操作影响电网运行或涉及省调管辖设备权限时，应取得省调值班调度员或地调值班调度员的同意，有关单位在处理设备故障进行抢修时，应向值班调度员提出抢修时间及措施，以便于值班调度员统筹考虑合理安排。
15、 向地调值班调度员报告线路开关掉闸时，应说明下列各项：
1、哪些开关掉闸；
2、哪些保护装置和自动装置动作；
3、开关掉闸时间，开关允许遮断次数（110KV及以上应分相统计）；
4、事故时，电压、电流、潮流变化及设备过载情况；
5、是否试送，情况如何；
6、人身安全和站内设备是否良好。
16、单电源线路故障开关跳闸时的处理：
16．1、保电线路故障跳闸重合不成功时，可强送一次（全电缆
线路跳闸时不再强送）；
16．2、线路故障跳闸自动重合闸动作失灵时，运行值班员应将重合闸解除后，立即试送一次；线路故障跳闸自动重合闸未启动时，在线路开关继电保护装置未检查前，不得再用本开关强送。
16．3、线路跳闸重合不成功者，不再强送（保电线路除外）；经检查设备、线路（连接有电缆者必须对电缆进行全部检查和试验）未发现异常，再试送时，必须请示公司生技部同意，公司分管生产的领导批准后，方可试送。
16．4、对可分段试送的线路，值班调度员可立即通知有关单位寻找故障点，由前向后寻找和试送。
16．5、自动掉闸的开关试送后，无论情况如何，均应对开关进行外部检查，并将检查结果报告值班调度员；
17、两侧有电源的线路，开关故障掉闸后，现场值班员不准试送，立即报告值班调度员，判明情况后，根据调度指令试送，双回线路均无重合闸，又同时掉闸，应分别试送。
两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：
1、短路故障容量小的一端；
2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端；
3、保护健全并能快速动作跳闸的一端；
4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端；
5、对电网稳定运行影响小的一端。
6、线路跳闸时伴有明显的事故象征，如火花、爆炸声、系统振
荡等，待查明原因后再考虑能否强送。
7、有发电机、同步电动机的线路掉闸，值班员不得强送，待地调值班调度员与用户联系好后下令试送。
8、有关单位值班人员必须确知开关遮断故障的次数（110KV及以上分相统计）。当开关实际遮断故障次数到允许次数时，值班调度员应及时通知有关单位安排检修；特殊情况下，请示有关领导同意，作出能否允许增加遮断故障次数的结论。
9、故障跳闸的线路不论强送、试送或重合成功与否，都必须通知有关单位查线或检修。无继电保护的开关及负荷刀闸，不准试送故障线路。
10、 如线路系永久性故障，应立即将该线路停电，并通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。
11、当开关允许切除故障次数只剩最后一次时，现场值班人员应主动停用该开关的重合闸，然后报告值班调度员。
12、线路跳闸如因系统周波降低，低频、低压减载装置动作原因造成，值班人员一律不得试送或强送；如因人员误操作使线路开关跳闸时，值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，然后报告值班调度员。
13、检修后的线路恢复送电时，该线路开关掉闸，应立即通知检修单位进行检查，在未查明事故原因前不得试送。
14、35KV及110KV线路故障掉闸，重合不成功，值班调度员应根据下列情况试送一次：
1、重合闸系快速重合者（0.6秒以下）；
2、线路故障掉闸，表计摆动不很严重者；
3、线路有T接用户无法调出者；
4、该线路输送负荷较大，停电后对负荷电压有极大影响者。
5、判明非全相运行的线路，可以拉开电源侧开关，利用备用电源自投装置将该线路负荷调出。
6、开关故障的事故处理
1、开关在运行中出现闭锁合闸尚未闭锁分闸时，值班调度员根据情况下令拉开此开关；开关闭锁分闸，现场采取措施无效时，应尽快将闭锁开关从运行中隔离，采取如下措施：
2、有专用旁路或母联兼旁路开关的厂站，应采用代路方式使开关隔离；
3、用母联开关串故障开关，使故障开关停电；
4、母联开关故障，可用某一元件刀闸跨接两母线（或倒单母线），然后拉开母联开关两侧刀闸；
5、根据开关在运行中出现不同的非全相运行情况，分别采取如下措施：
1、开关单相跳闸，造成两相运行，厂站值班员应立即手动合闸一次，合闸不成应尽快拉开其余两相开关；
2、运行中开关两相断开，应立即将开关拉开；
3、线路非全相运行开关采取以上措施仍无法拉开或合入时，应立即拉开对侧开关，然后就地拉开开关；
4、发电机出口开关非全相运行，应迅速降低该发电机有功、无功出力至零，然后进行处理；
5、母联开关非全相运行，应立即调整降低母联开关电流，然后进行处理，必要时将一条母线停电。
十七、 母线及全站停电的事故处理
1、发电厂母线电压消失时，现场值班人员应首先将可能来电的开关断开，然后断开所有开关（如双母线均有电源时，应先断开母联开关），一面迅速恢复受影响的厂用电，一面检查母线，同时报告值班调度员。
2、具有两个及以上电源的变电站母线电压消失时，现场值班人员在每条母线保留一个电源线路开关，断开其它开关（如双母线均分布有电源时，应先断开母联开关），一面检查母线，一面报告值班调度员。
装有备用电源自投装置的变电站母线电压消失，备用电源自投装置拒动时，运行值班人员不必等待调度指令，立即拉开供电电源线路开关，合上备用电源开关，若母线仍无电压，立即拉开备用电源开关，再拉开其它开关。一面检查母线，一面报告值班调度员。
3、母线电压消失时，如发现母线有明显故障，则应该将母线的所有开关、刀闸断开，用另一条母线送电，倒换母线操作时，应先拉开故障母线侧刀闸，再合非故障母线侧刀闸。
4、母差保护动作掉闸，并伴有故障象征而使母线电压消失时，在未查明原因前，一般不应试送。
5、母线因后备保护动作跳闸电压消失时（多为线路故障开关拒动越级跳闸所致），应查明故障点并切除后，再恢复母线送电。
6、试送母线时，尽可能用外来电源，只有在无其它试送条件时，方可使用带有充电保护的母联开关。
7、母线有带电作业时电压消失，应先进行母线检查，不得立即
试送。
8、如遇母线无电，是由于下列情况所造成者，不必报告值班调度员，也不必进行母线外部检查，立即将送配电线路开关拉开，试送电源开关一次，试送良好后，立即将送配电线路送电，并立即汇报值班调度员。
9、主开关外的送电线路或配电线路上发生短路而该线路保护装置或开关未能动作，以致不能切断故障而造成越级掉闸（故障线路应检查开关或继电保护装置后再试送）；
10、人员误操作或误碰掉闸；
1、单电源供电的变电站，由于来自电网的电源线路故障跳闸造成变电站母线无电，如本站受电开关未跳闸时，则不需拉开配电线路开关，立即报告值班调度员等候受电；同时应检查母线，如发现母线故障，应立即将受电开关拉开，报告值班调度员等候处理。
2、变电运行人员如发现本站电源进线开关继电保护动作掉闸，应一面报告值班调度员，一面将所有配电线路开关拉开，并对母线外部及开关保护等进行检查，如无故障立即用电源进行开关试送一次，试送良好后，根据电压周波情况及线路重要顺序将配电线路依次送
电，如试送不良，应设法消除后，再行试送。
3、主变压器各侧开关掉闸使全站无电时，值班人员除按现场规程进行检查处理外，应报告值班调度员处理。
4、变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前不得送电。
5、主变压器过流保护动作掉闸，可试送一次，越级掉闸应按本规程第8.5.1(b)条执行。
11、变压器的事故处理
1、变压器故障跳闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。然后再按现场规程规定处理。
2、变压器过流保护动作，但未发现短路（电压下降冲击）现象，应检查是否是保护装置误动作或过负荷所致。如由于以上原因变压器可不经内部检查即行送电；
3、如过流保护动作，经判断是线路发生故障而造成越级掉闸，应拉开故障线路开关，变压器可不必内部检查即行送电。
4、人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。 5、变压器瓦斯或差动保护动作跳闸时，在未查明原因和消除故障前不得送电。
6、变压器故障跳闸，可能造成电网解列的，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。
7、变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应按现场规程规定
执行。现场无规定者，变压器在30分钟内短期超负载电流的系数K2按下表执行。
30分钟短期急救负载的负载系数K2表 急救负
变压
载前的
负载系
型
数 K1
40
30
20
10
-10
大型变压器（冷却方式OFAF或OFWF）
1.0 0.9 0.8 0.7
1.50 1.50 1.48 1.42
1.1
1.38
1.2
1.34
环 境 温 度 ℃
-20 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
-25 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.48 1.44
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
大型变压器（冷却方式ODAF或ODWF）
0.7 1.45
1.50 1.48 1.45 1.42 1.38 1.32
1.50 1.50 1.50 1.48 1.42 1.38
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.45
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50
0.8 1.42
0.9 1.38
1.0 1.34
1.1 1.30
1.2 1.26
（注：OFAF：强油风冷式；ODAF强油导向风冷式；OFWF强油水冷式；ODWF强油导向水冷式）
12、 发电厂机、炉事故的处理
1、机、炉事故，需要紧急停机、炉或辅机事故需紧急降低出力时，为了及时处理事故，现场值班员按现场规定自行处理外，值长只需向值班调度员做简要汇报，事后再做详细汇报。不需紧急停机、炉的事故，要详细汇报有关情况。
2、发电机和调相机失去励磁，按现场规程规定处理。当由于机组无励磁运行，使母线电压降至事故值或系统发生震荡时，如不能立即恢复励磁运行，应立即将机组解列。
事故情况下，发电机、调相机允许过负荷的时间和数值，应按现场规程的规定执行。（如无规定时，对表面冷却式发电机可参照下表执行）。
过负荷倍数
１.１0
允许持续时间（分）
3、线路过负荷的处理
1、在正常或事故情况下，有联络线的发电厂、变电站应经常监视联络线负荷，如超出允许值，有关发电厂应不必等待调度指令，视情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。如过负荷无法调整时，应立即报告值班调度员。
2、线路过负荷时，应采取下列措施：
1.受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；
2.提高送、受端运行电压；
3.改变电网接线方式，使潮流强迫分配； 4.将受电地区负荷调出； 5.在受电地区限电或拉闸；
6.线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：
１.１２ ３０
１.１５ １５
１.２５ ５
１.５0 ２
６０
7.线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过二十分钟。
8. 线路过负荷超过15%时，地调值班调度员立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。
9.线路允许载流量按现场规定的数值掌握，不允许超过。 输电线路持续允许电流见附录五。 10.接地故障的处理
11、35KV及以下中性点非直接接地系统，当发生接地故障时，有关厂、站应立即检查站内设备，同时将接地情况汇报值班调度员。值班调度员应立即判断接地线路，试拉前应通知好用户做好停电准备。对人身和设备有直接威胁者，应立即拉闸停电。
12 、接地故障寻找方法：
1.分割电网法（使用环路、分段、调线和改变运行方式）； 2．短时间切断法（有重合闸的使用重合闸试拉）。 3 .电网分割时，应事先考虑到：
4.电网分割后，各部分电力平衡及电压情况；
5.有关设备过负荷情况，并不得超过设备及继电保护允许值； 6.消弧线圈调谐度是否恰当； 7.是否能迅速恢复并列。 8． 接地故障寻找原则：
9.通知有关单位，对接地系统设备进行检查；
12.电网分割（包括母线分段），35KV及以下母线分段后，即对接地母线上的配电线路进行依次试拉；
1.根据小电流接地选线装置的指示情况试拉线路； 2.先试拉空载线路及不重要的线路； 3.有自动重合闸的线路先试拉； 5.故障可疑性较大的线路先试拉；
6.微机保护屏显示二次零序电流较大的线路先试拉。
7.有自动重合闸的线路试拉前，不通知用户（保电线路除外），无自动重合闸的线路试拉前，有关单位应通知好重要用户。确定线路接地后，再通知重要用户做好停电的准备工作。
8． 线路发生接地时，值班调度员得到有关单位汇报接地线路影响人身安全时，应立即将故障线路拉闸停电。
9.接地情况下，允许使用柱上开关和负荷开关试拉接地故障；接地故障未消失前，不允许使用柱上开关和负荷开关试送。
10.试拉出接地线路后，不再试送，通知有关单位拉开最末一级柱上分段开关后，若试送再接地，则利用柱上分段开关逐级试拉；试拉出接地故障段后，将不接地段调其它线路供电；
11.两个系统同时接地时，不准并列倒闸操作。 13、电网振荡事故的处理 1、电网发生振荡的一般现象：
2、发电机、变压器及联络线的电流、电压、功率表周期性剧烈
摆动，振荡中心电压波动最大，周期性的降低或接近于零；
3、失去同步的发电厂间联络线输送功率往复摆动，虽有电气联系，但送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动；
4、发电机有异音。电灯忽明忽暗。可能甩掉部分负荷。 5、电网发生振荡的主要原因是：
6、电网发生严重事故，特别是邻近长距离联络线发生短路故障； 7、长距离线路送电到受端电网，输送功率超过稳定极限； 8、环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；
9、送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大；
10、大型发电机（特别是送端发电厂）进相运行或失去励磁，大型调相机欠励磁运行；
11、事故时开关或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或虽有但失灵。
12、电源间非同期合闸未能拖入同步。
13、电网稳定破坏发生振荡时，各厂不必等待调度员指令作如下处理，然后汇报值班调度员：
14、频率较事故前降低的发电厂，应立即增加有功、无功出力，迅速恢复频率。若频率仍低于事故前1赫兹以上，且伴有振荡时，应立即按事故拉路顺序拉路直至振荡消失或频率恢复到49.1赫兹；
15、频率较事故前升高的发电厂，应立即减少有功出力，降低频
率（不低于49.1赫兹）至振荡消失；
16、电网振荡时，各发电厂应按发电机、调相机事故过负荷规定，把电压提至最大允许值。若强励动作，在其现场规程规定允许动作时间内不得停用。
17、电网发生振荡，采取措施后三分钟振荡仍未消失，值班调度员根据情况，选择适当解列点将失去同步的部分解列运行。 十八、继电保护及自动装置的运行管理
1、地调是济南电网继电保护技术管理的职能机构，实施全网继电保护的专业管理。
2、继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。地调管辖的继电保护及自动装置（以下简称保护装置）的投、停按值班调度员的指令执行，其他人员（包括保护人员）不得操作运行中的保护装置。当保护装置有故障可能误动时，需立即处理时，值班人员应先行立即处理，然后向值班调度员汇报。
3、地调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的保护装置，其定值不是地调下达的均由现场管理，这些装置的投停由现场规程规定，但必须向地调值班调度员报告。
4、 地调管辖的保护装置定值按地调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与地调值班调度员核对无误后，方可投入运行。用户管辖的保护定值应按此原则执行。
5、 保护装置出现异常并威胁设备或人身安全，现场值班人员可先停用保护装置进行处理，然后报告值班调度员。
6、 电气设备不允许无保护运行。特殊情况下，需请示总工批准。 7、 下列情况可停用不停电设备的保护装置进行检查或试验： 1 .用母联开关保护或临时保护代替；
2 .110KV及以上设备有两套完整保护的，可以轮流停用； 3 .在保证设备有一套主保护运行的情况下，天气好时允许该设备其它保护装置轮流停用，但停用时间不得超过1小时。
8、新设备投产时，继电保护、自动化及通讯装置必须与一次设备同时投运。新安装的设备必须在带负荷状态下进行相位测定（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流），方可投入运行。运行中设备一、二部分改变可能影响方向保护及差动保护时，必须在带负荷状态下进行相位测定（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。
9、 值班人员应熟悉所管理的保护装置，发现负荷电流超过允许值时，应立即报告值班调度员。
10、 带有交流电压回路的保护装置（如距离、高频、方向、低压保护、相互闭锁的电流电压保护、低周减载装置、备用电源自投装置等等），运行中不允许失去电压。当电压互感器或电压回路故障时，值班人员应立即将此类保护停用，并立即报告值班调度员。
11、 线路各侧的纵联保护（由线路两侧信息才能确定是否跳闸的保护，如高频保护、纵差保护等）必须同时投、停。
12、 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差
保护的运行方式。
13、由旁路开关代出线开关或由旁路开关恢复备用，倒闸操作过程中，应将线路各侧纵联保护停用；并同时将本侧零序电流保护III及IV段停用，当零序电流保护III及IV段无单独压板时，可将经同一压板跳闸的有关保护一起停用。
14、 合理安排电网中变压器中性点接地方式和分布，在规定的变压器中性点接地数目内，应尽可能使每条母线上有一台变压器中性点直接接地。
15、变压器110KV及以上侧开关断开时，应在断开开关前将该侧的中性点直接接地，但不计入规定的接地点数目；
16、在改变运行方式及变压器停、送电操作过程中，允许变压器中性点接地的数目超过规定数。
变压器中性点接地的数目和分布见《济南电网继电保护调度运行规定》。
17、电源联络线两侧不得同时投入检查线路无压重合闸，使用检查线路无压重合闸的一侧同时使用检查同期重合闸，并启动重合闸后加速装置。电源联络线的同期、无压重合闸必须按顺序使用，不得因重合闸使用不当造成非同期并列。
18、 110KV及以上电压等级空载线路应停用重合闸。 19、 35KV及以上线路架空与电缆混合时，按其比例确定是否投重合闸。
20、 35KV及以上线路属用户专线者，按其用户书面要求确定是
否投停重合闸。
21、35KV及以上线路为全部架空线时投入重合闸。
22、 电源联络线改为单电源供电时：
23、投三相重合闸的线路，应将受电侧保护及重合闸停用，有纵联保护的，将全部保护改投信号。电源侧的重合闸改为检查线路无压（或普通三相）重合闸。电网改变后改变方式，电网恢复前恢复方式。
24、运行方式变化，需改变保护定值，一般按下列原则改变：各种过流保护，凡定值由小变大，应在运行方式改变前改变保护定值，运行方式恢复后，恢复原定值；定值由大变小时，定值及运行方式的改变按相反的顺序进行。
25、地调应在电网发生故障半小时内，将录波、测距结果调至地调主站。
十九、消弧线圈的运行管理
1、消弧线圈及消弧线圈微机自动消谐装置按照调度指令投、停。消弧线圈单极刀闸起与接地变的隔离作用，因无灭弧能力，只有在接地变停电时，才能进行分、合操作。
2、消弧线圈分接头调整原则：
3、欠补偿系统，线路停电前，送电后调整；
4、过补偿系统，线路停电后，送电前调整；
5、一经操作即变成共振补偿时必须在操作前调整；
6、在进行系统复杂操作过程中，允许短时间不调整补偿度，待操作完后进行，应注意防止共振现象的发生。
7、系统发生接地时,不能对消弧线圈进行操作。
8、当消弧线圈发生下列情况之一时，应向调度汇报，按调度指令处理：
9、消弧线圈在最大补偿电流档位时，脱谐度ε仍大于5%；
10、中性点位移电压大于500V；
11、阻尼电阻烧断；
12、微机调节器失灵；
13、接地变和消弧线圈有异音。
14、消弧线圈接地系统补偿度的整定原则：
15、当系统接地时，流过故障点的残流最小，以利于消弧；
16、以过补偿为佳，尽量避免采用欠补偿方式，如必须欠补偿运行时，应考虑最长一条线路断线不致谐振；
17、不论是欠补偿还是过补偿，补偿度均取5%—20%，尽可能接近5%；
18、补偿度的整定，应使中型点位移电压长时间不超过相电压15%；
19、应考虑到事故处理方便，当系统分离后，各单独系统亦有恰当的补偿度。
20、在系统消弧线圈容量充裕时，尽量不安排最高电流分接头，在整定调谐时，如遇中性点位移电压与补偿度不能双重满足规定时：
21、在冬季以满足位移电压不超过规定为原则；
22、在其它季节以满足补偿度不超过规定为原则。
23、消弧线圈运行的其它要求按现场规定执行。