第一章 总 则
第1条：为了加强电网调度管理工作，保证电网安全、稳定、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》以及国调颁发的有关规程、规定，结合东北电网具体情况，特制定本规程。
第2条：根据电力生产的特点，电网必须贯彻统一调度、分级管理的原则。东北电网实行四级调度，即网调、省调、地调和县（区）调。四级调度在调度业务和运行指挥中是上、下级关系，网调依法调度和管理东北电网运行，对全网行使统一调度职权，省调、地调、县（区）调对所管辖电力系统行使分级管理调度职权；东北网调接受国家电力调度的指挥和领导。
第3条：东北电力系统调度运行规程是东北电力系统操作和事故处理的基本规程，必须严格执行。各生产单位所颁发的规程、指令以及职责条例等，凡与本规程有抵触者，均应根据本规程予以修订。
第4条：网调值班调度员在其值班期间为东北电力系统运行操作和事故处理的指挥者，按照规定的调度范围行使指挥权，必要时网调有权越级下达调度指挥指令。省调、地调、发电厂值长、变电所值班长及超高压局在调度关系上接受网调值班调度指令。发布指令的值班调度员应对其发布的调度指令的正确性负责。
第5条：网调值班调度员发布的调度指令，有关下级调度、发电厂、变电所值班人员及超高压局必须无条件执行；如值班人员认为所接受的指令不正确时，应对网调调度员提出意见；如网调值班调度员重复该指令时，下级值班人员必须迅速执行；如执行该项指令将威及人身和设备安全时，现场值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告网调值班调度员和本单位直接领导
人。若下级调度、发电厂、变电所值班人员及超高压局无故不执行或延迟执行网调值班调度员的指令，则未执行指令的值班人员和允许不执行该指令的领导人均应负责。
第6条：发、输、供电单位领导人发布的指令，如涉及网调值班调度员的权限，必须经网调值班调度员的许可才能执行。当发生对人身、设备安全有严重威胁的紧急情况，已来不及取得网调值班调度员许可时，下级调度人员或现场值班人员可按规程规定进行操作和处理，并立即报告网调值班调度员。
第7条：凡并入东北电网的发电厂、变电所必须服从统一调度，遵守调度纪律。发电厂及变电所并网运行必须具备并网条件，签订并网协议，并网协议中必须包括并网调度协议，否则不能并网。
第8条：任何单位和个人不得干预调度系统值班人员发布或者执行调度指令。调度系统值班人员有权拒绝各种非法干预。
第9条：当发电厂或电网发生异常运行情况时，发电厂值长、变电所值班长、各级调度值班调度员及超高压局有关人员应立即报告网调值班调度员，以便及时采取预防事故扩大的措施。隐瞒真相、逾期不报、影响或拖延事故处理由当值值班人员负责。
第10条：当发生拒绝执行调度指令等违反调度纪律的行为时，上级调度应组织调查，视情节及后果轻重予以严肃处理，情节严重者将依据《电力法》、《电网调度管理条例》追究有关人员责任。
第11条：东北电力系统有关发、输、变电单位的有关人员均须遵守本规程，基建、设计、试验等单位的有关人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。
第12条：本规程不涉及东北、华北联网的有关运行规定，东北、华北联网后有关运行规定按照国调中心颁发的相应规程执行。
第13条：本规程解释权属国家电力公司东北公司。
第14条：自本规程执行之日起，原东北电业管理局1995年12月颁发的《东北电力系统调度运行规程》即行作废。
第二章 电网频率调整
第一节 频率的正常调整
第15条：东北电力系统的额定频率为50Hz，其瞬间变动允许范围：当自动调频装臵使用时为50±0.1Hz（并统计月合格率98％以上）；当手动调频时为50±0.2Hz（并统计月合格率98％以上）。当部分地区电网解列，其运行容量小于3000MW时，该地区电网频率的偏差不超过50±0.5Hz。严禁升高或降低频率运行。
第16条：网调负责东北电网频率的管理和系统频率调整，省调通过调整省间区域控制偏差（ACE）参与系统频率的调整，网、省调承担相应的频率控制责任。
第17条：正常时频率由网调进行调整，省调根据网调下发的联络线电力计划曲线调整省内电厂出力，并保证其区域控制偏差（ACE）在规定范围内，网调值班调度员有权根据系统的需要修改联络线电力、电量交易日计划。
第18条：年责任频率合格率指标由东北公司根据考核标准，按统调容量每年分解下达给网、省调度机构，网、省调度应确保分解指标的完成。东北电网频率越限时间以网调频率自动记录装臵和调度自动化系统所记录的跨公司联络线偏差值作为考核依据，具体划分如下：
1、频率越上限时，多送少受的省调承担频率责任；频率越下限时，少送多受的省调承担频率责任；各省公司联络线偏差均在允许范围内，频率越限责任
全部由网调承担。
2、突然甩负荷造成的频率越限全部由责任网、省调承担。
第19条：发电厂值长对于保证系统频率正常运行与网调、省调调度员负同等责任。各地区调度对及时限制负荷保证系统频率正常运行与网调、省调调度员也负有同等责任。网调调度员与调频厂值长共同负责调频工作。
第20条：频率调整厂的任务：
网调值班调度员根据系统需要设臵频率调整厂，频率调整厂应保持系统频率不超过50±0.1Hz，并经常有一定的调整容量，一般不少于各省联络线最大偏差总和，无调整容量时立即汇报网调。
调频厂应具备自动发电控制功能（AGC）。如AGC因异常停用，改为手动调整时，值班人员应严密监视电网频率，认真、主动、及时进行调整。
调频厂的调整幅度为设备最大或最小可能出力（注意送变电设备过载、稳定等）。
第21条：为了顺利进行频率调整，网调必须切实掌握电源和负荷特性以及变化规律。各电厂要按季向网调书面报告机炉最大最小出力，包括季节性出力限制以及设备缺陷影响，机炉起停时间，加减出力速度等。
第22条：由于设备检修或事故等原因，系统某一部分解列单运时，其频率调整厂及频率监视单位临时由网调或省调、地调指定，其频率调整仍按本规程中的原则处理。
第23条：各级调度、发电厂及一、二次变电所均应配备准确频率表，并保证其可靠运行。
第24条：每年六月底前，省调必须按规定将经当地政府批准的全省《超指标拉闸顺位表》和《事故拉闸顺位表》汇总后报网调备案；直管地调将经当地
政府批准的《超指标拉闸顺位表》和《事故拉闸顺位表》报网调。
第二节 频率异常的处理
第25条：东北电网频率偏差超出上节第15条允许范围时，叫做系统频率异常、一般电网事故或电网一类障碍。
一般电网事故：
装机容量在3000MW及以上电网，频率超过50±0.2Hz，且延续时间30分钟以上；或频率超过50±0.5Hz，且延续时间15分钟以上。
装机容量在3000MW以下电网，频率超过50±0.5Hz，且延续时间30分钟以上；频率超过50±1Hz，且延续时间15分钟以上。
电网一类障碍：
装机容量在3000MW及以上电网，频率超过50±0.2Hz，且延续时间20分钟以上；或频率超过50±0.5Hz，且延续时间10分钟以上。
装机容量在3000MW以下电网，频率超过50±0.5Hz，且延续时间20分钟以上；频率超过50±1Hz，且延续时间10分钟以上。
第26条：发生系统频率降低事故，各级运行人员必须认真处理，尽快恢复正常频率，特别要防止由于系统频率严重降低时，火电大机组因低频率保护跳闸形成恶性循环而扩大事故。
第27条：当系统频率低于49.80Hz，应按下述办法处理：
1、网调指定的频率调整厂主动增加出力，使频率恢复到正常范围。
2、东北电网的低频自起动装臵动作机组并网后，应迅速调整机组出力，使系统频率恢复到正常频率。
3、当系统频率不见迅速恢复，省调应主动增加本省电厂出力，此时可不按联
络线计划曲线调整，同时报告网调；网调接到报告后，根据系统情况指令省调调整出力。
4、当全网所有旋转备用及水电备用均已用完，频率仍不能恢复到49.80Hz以上时，为防止系统低频率事故，网调应跟据当时系统负荷电源情况，下令拉闸限电，直至频率恢复到49.80Hz以上。
第28条：当系统频率低于49.50Hz，全网各发电厂值班人员，不待调度指令，立即主动增加出力，使频率恢复到正常频率，并及时汇报上级值班调度员。对系统联系薄弱的电厂，增加出力时要注意联络线过载及稳定限制等。
第29条：当系统频率降到49.20Hz以下，第一级频率继电器已自动切除负荷，频率仍不见恢复，各地区调度应不待网、省调指令，立即按事故拉闸顺位切除负荷，使频率恢复到 49.50Hz以上或全部顺位拉完为止，并立即报告上级调度。
第30条：当系统频率降到48.50Hz以下，各有直配负荷的发电厂和一次变电所，不待调度指令，应立即按一次拉闸顺位表切除负荷，网调及省调立即下令各级调度切除负荷直至频率恢复到49.50Hz以上或顺位表拉完为止。
第31条：各地区调度在接到上级调度限制负荷指令后，应立即执行，并将限制负荷数量及时间报告上级调度。地区调度不能靠临时调整用户负荷的办法，而必须指令所属一次或二次变电所执行切除负荷的办法。
第32条：网、省调直接指挥的有直配负荷的电厂与一次变电所，在必要时网、省调可以直接下令厂、变按一次拉闸顺位表切除负荷或全部主变负荷。
第33条：当频率降低并延续至危及电厂安全时，为保证电厂厂用电，可解列一台或一部分机组供厂用电，解列频率规定为：高温高压电厂不应高于48.00 Hz，中温中压电厂不应高于47.50Hz，并应尽量做到不窝电。厂用供电方式及
解列办法，须报经省调及网调同意。
第34条：必须送保安电力的用户，拉闸后各地区调度联系用户送出保安电力。
第35条：系统事故紧急情况解除时，上级调度应根据电源情况，下令解除全部或部分限制的负荷（包括送出低频减载动作所切负荷）。
第36条：当电网频率高于50.20Hz，采取措施仍不能使频率恢复，且持续 5～10分钟时，为防止系统频率事故，当值调度员应下令电网机组投油减负荷或滑停解列部分火电厂机组。
第37条：当事故或紧急情况下两部分系统频率差很大且电源无法调整时，可以降低频率高的系统的频率进行并列，但不得降至49.80Hz以下，在降低频率时，应尽可能事先通知有关单位。
必要时可采取下列措施使两个系统频率相同：
1、将频率高的系统机组解列，并列到频率低的系统。
2、将频率低的系统的部分负荷停电，切换到频率高的系统受电。
3、频率低的系统限制负荷。
第三节 低频自起动装臵及低频减载装臵的管理
第38条 低频自起动机组的管理:
1．低频自起动机组是电网频率异常下降时为迅速恢复正常频率而设定的机组，因此该类机组应随时处于可靠状态。
2．机组低频自起动功能因故退出运行时，网调应下令电厂手动代替，电厂值班人员发现频率下降到规定值（包括机组低频自起动功能失效）时，应不待调度指令立即开机以使频率恢复正常。
第39条：为防止失去大电源而扩大事故，电力系统必须安装频率自动减载装
臵──频率继电器。在频率严重降低时，自动切除部分次要负荷，从而保证系统对重要用户的供电。
第40条：低频减载装臵是保证电网安全稳定运行的重要技术措施，各级调度应严格执行原部颁《电力系统自动低频减负荷工作管理规程》及《东北电网低频减载实施细则》。
第41条：频率继电器整定原则：
1、全网按最严重的事故整定全网的频率继电器。有发电厂的地区，整定频率继电器时要符合全系统的要求，也要符合本地区在失去主要电源时的要求。
2、低频减载装臵，根据系统情况分为基本级和特殊级，频率低于49.20Hz时开始动作，首先切除最次要的负荷，每一级动作后，应使频率恢复到49.50Hz以上。
3、频率继电器每年整定一次，必要时可随时作适当调整。
第42条：频率继电器正常均应投入使用。如频率继电器控制的线路检修时，原则上应寻找负荷相近的线路用手动代替。
1、若频率继电器因故停用时，在频率低到该继电器的起动值时，应手动切除该频率继电器所控制的线路。
2、频率继电器动作所控制的负荷必须保证其动作可靠性。严禁使用备用电源自动投入装臵。需送保安电力的用户，频率继电器动作切除后，可按规定向用户送出保安电力。
3、当频率恢复到49.80Hz以上时，各地区调度在得到网调或省调指令后，由最低一级频率继电器开始按正常或指定负荷数逐一送出。与上级调度电话不通时，在保持频率不低于50.00 Hz的情况下，可送出部分主要负荷，如频率又低于49.80 Hz时，应停止恢复送电。
4、省调(直管地调)将每月典型日记录 2、10、19点（夏季为21点）频率继电器实际控制的负荷数量报网调。
5、频率继电器的停用或投入应经调度同意，各地区必须严格按整定方案执行。如低频率减负荷的数量过少不符合方案要求，致使频率长时间下降或下降幅度过大，则有关单位应负事故扩大的责任。
第四节 自动发电控制（AGC）运行规定
第43条：自动发电控制（AGC）装臵是保证电网安全经济运行、调峰、调频及区域间电力控制的重要措施之一，各运行单位必须保证其设备正常投入使用。
第44条：省调控制的AGC系统必须处于良好的运行状态，按照网调下发的联络线ACE曲线进行控制，使联络线ACE曲线偏差在允许范围内运行。
第45条：自动发电控制装臵投入或退出系统运行和使用何种控制方式均由值班调度员确定，值班调度员及电厂值班人员进行操作。
第46条：主站端AGC装臵发生故障或异常，值班调度员应立即通知电厂值班员将机组AGC控制解除；值班调度员改变机组调整方式时，应在通知电厂值班人员之后进行。
第47条： 电厂AGC系统或机组设备发生异常，电厂值班人员应按现场有关规定将AGC控制解除，并立即汇报值班调度员。
第48条：具有AGC控制功能的机组，机组负荷在AGC控制可调范围内必须投入AGC控制，电厂值班人员无权自行解除机组的AGC控制。
第三章 无功电压管理
第一节 电压中枢点和电压监测点
第49条：系统内500kV及220kV电网应设臵电压中枢点和电压监测点。电压中枢点的设臵数量应根据电网结构和电压等级决定，设臵点数应不少于500kV和220kV电网中厂变总数的 3％；电压监测点的设臵数量应不少于10％。中枢点及监测点以外的各厂、变500kV、220kV母线均为主网电压监视点。
第50条：电压中枢点的设臵由网调（省调）按系统结构确定，并按系统结构的发展和变化进行调整。
电压中枢点为：
南关岭、锦州电厂、红旗堡、清河电厂、长春变、哈西变、双鸭山电厂、火炬变220kV母线及辽阳变、合心变、哈南变500kV母线。
第51条：电压中枢点的电压调度曲线根据管辖范围由网调或省调按季（月）下达。下达方式应按220kV及以上电网日逆调压运行计算。 当系统设备条件不允许时，可按日平均调压计算。
第二节 无功平衡和电压调整的原则
第52条：电压允许偏差范围的规定：
500kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0~ +10%。 发电厂和500kV变电所的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0~ +10%。
220kV变电所的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%~ +7%。
发电厂和220kV变电所的110kV~35kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差
为系统额定电压的-3%~ +7%。
第53条：电网电压调整实行逆调压原则。
第54条：发电厂、变电所的母线电压超过允许偏差范围时，首先应按无功电力分层、分区就地平衡的原则，调节发电机和无功补偿设备的无功出力。当电压质量仍不符合要求时，再调整相应的有载调压变压器的分接开关位臵，使电压达到合格范围。
第三节 电压的调整
第55条：各级调度应对所辖电网按季（月）进行无功平衡和无功优化计算工作，并按计算结果编制和下达各发电厂和变电所的无功（电压）调度计划曲线。
第56条：各地区电业局所在地区内 220kV以下电压等级出线的发电厂和220 kV变电所的无功补偿设备均由本地区调度下达无功（电压）调度计划曲线。因系统运行方式需要时，应按上级调度部门的要求进行编制。
第57条：各级调度按所辖范围负责进行电压调整。网调（省调）值班调度员应经常监视系统的电压变化情况。当电压超出允许范围，值班调度员应采取以下措施使其恢复正常。
调整发电机、调相机无功功率。
投、切电容器或电抗器。
改变有载调压变压器分接头位臵。
水轮机调相运行。
调整系统运行方式等。
第58条：当中枢点电压低于规定极限下限而无力调整时，应立即拉闸限电。
第59条：当受电力率符合要求，而电压超出允许波动范围时，相关运行部门应及时向上级调度汇报，由上级调度协助调整。
第60条：当出现发电厂、变电所无功已满足曲线要求，但电压超限时，当值调度员应下令无功按电压调整，并修改其无功曲线。
第四节 无功补偿和电压调整设备的运行管理
第61条：发电机、调相机的自动励磁调节器、强行励磁装臵和低励限制器必须按规定投入运行。在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。发生事故停用时，应立即报告调度。
第62条：系统内的无功补偿设备的状态改变必须经所属调度同意，无功补偿设备的检修，按年、季计划安排，经所属调度统一平衡后方可进行。
第63条：系统内500kV及220kV变电所的变压器分接头位臵由所属调度确定。 220kV变电所的主变分接头，由于地区电压偏移而需要调整时，电业局可按本地区季节性电压变化或运行方式变化向所属调度申请，经批准后方可进行。有载调压变可按所需调整的范围进行申请，按批准范围进行调整。
第64条：发电厂中220kV及500kV升压变压器分接头由所属调度确定。220kV高压厂用变分接头由电厂自行调整。
第65条：当系统运行需要并网机组进相时，机组必须投入低励限制器，按照调度的要求控制进相深度，在允许范围内调整机组的无功出力。
第四章 系统运行结线方式管理
第66条：500kV及220kV系统结线原则： 为保证系统安全稳定运行，电网结
线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，环状系统尽可能环状并列运行，使设备最大限度的互为备用，并提高重合闸的利用率。同时还应检验以下条件：
1、根据潮流分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求。
2、短路容量需符合设备的要求。
3、正常和事故时，潮流电压分布合理。
4、继电保护和自动装臵配合协调。
5、保持一次系统灵活性，使系统操作变更及检修安排方便合理，并能迅速消除事故和防止事故扩大。
6、系统运行的最大经济性。
第67条：500kV及220kV系统主要厂变母线结线原则：
1、双母线固定结线的选择，主要考虑任一母线故障（或母线送出之开关因故拒绝动作），由母差或开关失灵保护切除该条母线时，余下运行母线及所联的系统仍应尽可能满足有较大紧凑度的要求。一般同一电源来的双回线或者同一变电所的双回线应分别接于不同之母线上，以避免母线故障时造成系统解列；每条母线上电源负荷应基本平衡，即母联开关通过功率为最小。
2、正常时双母线应按照规定的固定结线方式运行，母差保护有选择使用，以保证母线故障时，有选择性的切除。有关厂、变母线及其联结开关，继电保护装臵等检修调试工作，应尽可能在供水期进行（一般为十月到来年六月）。
3、只有当设备检修影响或为了事故处理的需要，才允许破坏正常固定结线方式。
4、正常母线上有三个及以下元件运行时，为了尽量减少不必要的高压设备带电而增加事故机会，原则上为单母线运行，另一母线处于备用状态。
5、500kV中3／2结线方式的母线，应尽可能保持环状运行。
第68条：各主要厂变的固定结线方式，根据系统情况，应每年检查一次。
第69条：各发电厂和变电所，应特别注意厂（所）用电电源结线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装臵，防止由于厂（所）用电局部事故而扩大事故。
第五章 一次系统操作
第一节 操作制度
第70条：东北电网调度系统运行人员在发布和接受调度指令时，必须使用统一调度术语。
第71条：倒闸操作是将电气设备由一种状态（一般分为“运行”、“备用”、“检修”、“试验”四种）转换到另一种状态，主要指拉开或合上某些开关和刀闸、拉开或合上某直流操作回路、改变继电保护或安全自动装臵使用方式、拆除或挂接临时接地线、拉开或合上接地刀闸、机组并、解列以及检查设备绝缘等。
第72条：操作指令有以下二种形式：
1、综合操作指令（即一个操作任务），是指只涉及一个单位的操作，可以只发给操作任务，如变电所倒母线、火电厂并网前锅炉点火、机组起停或状态改变、变压器停送等。综合令中有关继电保护及安全自动装臵具体操作由现场值班人员负责，如重合闸方式变更后继电保护端子压板相应切换等。对线路重合闸及安全自动装臵由值班调度员下令起用或停用。
2、逐项指令，即调度逐项下达操作指令，受令单位应按指令的顺序逐项执行。逐项指令可以包含综合指令。除事故与紧急情况外，涉及两个及以上单位的
正常操作，调度员必须事先按操作原则中的规定，对照检修票内容，核对现场及系统运行方式，并参照典型操作票制定操作票，经审核人、批准人签字后发给现场操作任务与步骤。值班调度员对所发的操作指令的正确性负责。不论采用何种发令形式，务必使现场值班人员完全弄清该项操作的目的和要求。现场值班人员根据值班调度员发给的操作任务与步骤，编制本单位详细的操作票，并对其正确性负责。
第73条：有计划的、且下一班接班后二小时以内必须执行的操作，当值调度员应负责做好操作票等准备工作，并发给现场。其它计划在下值的操作，当值应做好操作票，待下值接班后批准再发给现场执行。
第74条：操作票要求严密而明确，文字清晰，不得修改、倒项。同时要：
1、开关号码一定要冠以设备名称,必须使用双重名称制，缺一不可。如丰辽线5056开关。
2、设备停、送电，特别是线路停、送电的操作，为保证有关现场操作中协调配合，必须做统一步骤的操作票，不允许做成各单位分开各自顺序的操作票。这种统一的操作票，发给有关现场时，可以只发给其有关项目，必要时，发给完整的一个部分。
3、停电和送电的操作票应分别编制，不允许写在一张操作票上。
4、操作项目中的注意事项，应写在该项目之后，不得写在操作票最后的备注中。
第75条：操作人及监护人必须完全弄清每一项操作的目的和要求。操作过程中必须严格贯彻下列制度：
1、按批准的操作票顺序逐项进行操作，必须有人监护，不允许不按操作票而凭经验和记忆进行操作。遇有临时变更，必须经调度长同意，修改操作票后
才能继续操作。
2、严格执行复诵、录音、彼此通报全名，逐项记录发令时间及操作完汇报时间。操作中有疑问时，应停止操作，问清后再进行。
3、执行倒闸操作时，当一单位执行某一项操作后，需要另一单位进行相应操作才能进行下一项操作时，必须在得到另一单位操作完毕的汇报后，才能下令该单位进行下一项操作。
4、操作时，应利用现有的调度自动化设备，检查开关位臵及潮流变化的正确性，并及时变更调度盘，使其符合实际情况。
5、操作完了，应由操作监护人（一般应为调度长）全面检查一遍，以防遗漏，并在操作票上盖“执行完”章，并签字。
第76条：任何设备在停电后，必须先在所有电源侧挂地线后，才允许在作业侧挂地线，开始作业；送电前，必须所有作业单位全部作业完了，现场地线全部拆除，作业人员已全部撤离现场，然后才能将所有电源侧地线拆除。除了调度掌握的电源侧地线外，其余地线，均由现场自行负责挂接或拆除。 上级调度掌握的电源侧地线，在整个作业过程中，现场值班人员应保证其有效性。对于有几个维护单位负责维护的长距离输电线，负责指挥操作的调度必须切实掌握作业单位（局、厂、变）个数（各单位的作业组数自行掌握，只有各作业组的作业全完了，才能正式向上级调度汇报），在所有作业单位（局、厂、变）都正式作业完了，均已退出现场，拆除全部地线并保证送电无问题后，方可进行送电操作。
第77条：节假日操作及系统重大试验，改建扩建、新设备投入等重大操作，运行方式部门应事先将作业内容、日期、进度向调度运行人员交待清楚，提供有关设备参数和方案，必要时召开现场人员会议或派调度人员亲临现场了
解作业及操作等情况，运行方式部门至少提前三天将检修票及实施方案交给调度处，调度员及现场人员提前一、二天做好操作计划等准备工作，并详加审核，核对无误。
第78条：正常操作，应避免在交接班或高峰负荷时进行，紧急情况例外。如果在交接班时间操作未完时，应于操作完了或操作到某一阶段后，再进行交接班，必要时接班人员应予协助。
第79条：调度指挥的继电保护及自动装臵，在改变定值或新装臵投运前，调度值班人员必须按定值通知单与现场运行人员核对，无误后在定值通知单上签字并注明时间。
第80条：调度在指挥电力系统生产运行时，操作及异常事故处理全过程中，应严格遵守“两票、三制、四对照”原则。结合调度部门的工作特点，对两票、三制、四对照定义为：
两票：检修票，操作票。
三制：监护制，复诵录音制，记录制。
四对照：对照系统，对照现场，对照检修票，对照典型操作票。
第二节 操作总则
第81条：充分考虑操作变更后，系统结线方式的正确性，并应特别注意对重要用户供电的可靠性。
第82条：对系统有功和无功功率应加以平衡，保证系统运行的稳定性，并应考虑备用容量。
第83条：注意系统变更后，引起潮流、电压及频率的变化，并应将改变的运行结线及潮流变化及时通知有关现场。由于变更系统潮流增加，应通知有关
现场加强监视、及时检查，特别是运行设备可能发热、超过热稳定等情况。
第84条：继电保护及自动装臵应配合协调。
第85条：500kV、220kV系统变压器中性点直接接地数目应重新考虑，并为防止操作过程引起内部过电压的可能性，做好防止对策。
第86条：由于检修、扩建、新建可能造成相序或相位错误的，送电时必须进行相序或相位检测工作,以保证其正确性。环状网络中变压器的操作，可能引起电磁环网中结线角度发生变化时，应及时通知有关单位。
第87条：带电作业，要按检修申请制度,提前向所属检修主管部门提出申请,得到批准后,作业前必须经当值调度员同意。严禁约时停电或送电。
第88条：系统变更后，事故处理措施应重新考虑。必要时事先做好事故预想，并与有关现场联系好，包括通信和自动化部门。
第89条：系统解列点及同期并列点应重新设定。
第90条：当现场直流接地时，首先应检查所内一、二次设备，以先检查附属的影响小的，后检查主要的影响大的设备为原则。
第三节 并解列操作
第91条：频率：同期并列时，必须频率相同。系统联系较强时，最大允许频率差 0.5Hz。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但频率不得低于49.80Hz。
第92条：电压：系统之间并列，无论同期或环状并列，应使电压差（绝对值）调至最小，最大允许电压差为20％。特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过30％，或经过计算确定允许值。
第93条：电气角度引起的电压差：系统环状并列时，应注意并列处两电压向
量间的角度差，对整个环路内变压器结线角度之差必须为零。对潮流分布产生之功率角，其允许数值根据环内设备容量，继电保护等限制程度而定。有条件时，操作前应检查相角差和电压差，并估算合环潮流。
第94条：相序、相位：由于设备检修（如导线拆引、接引）或新设备投入运行有可能引起相位紊乱的工作之后，对单侧供电之负荷线路以及对两侧有电源的唯一联络线，在受电或并列之前，应测量相序；环状系统合环前，应测量两侧相位相同。
第95条：对单环状系统变电所的线路应安装电压抽取装臵。环状系统并列点如有同期装臵，应在环状并列前使用同期装臵检验同期，以增加操作的正确性。
第96条：两系统解列时，应将解列点潮流调整至近于零，电流尽可能调至最小，以免解列时两侧频率和电压变化太大。
第97条：环状系统并列或解列操作时，必须考虑到环内潮流、电压的变化，及其对继电保护、系统稳定以及设备过载等方面的影响。
第98条：操作过程中，应切实掌握潮流、电压的变化，以判断开关是否确实合上或拉开。除与现场核实外，还要注意自动化信息的变化。
第四节 线路停送电操作
第99条：环状或并列运行线路中的线路停电时，必须注意其它运行线路不至于过载或影响系统的稳定性。
第100条：线路作业完了，恢复送电操作时，应考虑线路上可能存在短路点（如漏拆地线等），而引起事故或系统稳定的破坏，故规定：
1、操作前应注意了解继电保护及安全自动装臵已按规定投入，充电端变压器
中性点必须直接接地。开关合闸后，必须检查三相电流、有功、无功表的指示，以判断其正确性。
2、操作前应检查相关线路的送电电力及母线电压。必要时可先调整电源、电压，降低与稳定有关线路的有功电力，然后进行线路充电。
3、如无法降低相关线路送电电力至规定值，有条件时先对线路进行递升加压试验，良好后再充电。
4、正确选取充电端，一般以对稳定影响较小，离系统中枢点及发电厂母线越远越好。
第101条：220kV的长距离（200公里以上）及 500kV线路送电操作时，必须考虑可能产生操作过电压和线路充电无功引起电压波动的影响，故应于操作前调整电压，防止线路末端电压升高和产生的操作过电压。
第102条：线路停送电操作步骤：
1、一次系统线路作业完了后，送电前一般不进行绝缘测定。但新建线路投入运行，或考虑操作时对系统稳定有影响而必须加压者例外（如可能线路上有地线忘拆除）。
2、停电操作时必须先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。送电操作时先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸。
3、并列双回线之一停电时，应先在送电端解列，然后负荷端停电；送电时应选择负荷侧充电，电源侧并列，以减少电压波动和解、并列处电压差。
4、长距离线路或单回联络线，应正确选择停、送电端，须考虑线路操作过电压、发电机自励磁、继电保护、稳定等。
第103条：线路递升加压的规定：
1、加压的发电机应有足够的容量，以免发生自励磁现象，必要时应考虑适当
降低升压变压器的变比，可适当降低加压发电机的转速来控制电压。
2、作零起升压发电机的强行励磁，自动励磁调整器，复式励磁等装臵均应停用。被升压的各种设备应具有完备的保护。
3、对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。
4、进行加压时，应先将母线差动保护及线路重合闸、连切装臵停用。
5、加压时，三相电压平衡，三相电流平衡为线路充电电流，且随励磁电流增加而增加，即应逐渐提高电压至规定值（额定值，但不超过1.05倍），经5～10分钟无异状时，说明无故障。当增加励磁时，只见三相电流增加，电压不升高或三相电流不平衡，即说明有三相短路或接地，应立即停止加压。当发电厂和变电所的变压器、开关等一起进行零起升压时，注意同时察看设备并听声音，有异常立即停止加压。
第五节 变压器运行及操作
第104条：变压器运行应严格执行规程及有关规定；220 kV及500kV系统任何时候不得脱离变压器中性点运行。有载调压变正常运行时，电压应保持在相应分接头对应电压内。
第105条：220kV及500kV变压器送电时一般应先由高压侧充电，低压侧并列；停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。
第106条：环状系统中的变压器操作时，由于变压器分接头的固定，应正确选取充电端，以减少并列处的电压差。
第107条：超高压长线路末端变压器操作时，考虑空载线路末端电压可能过高，使空载变压器投入时，磁路饱和出现异常的高次谐波而击穿变压器绝缘，故规定操作时，电压不得超过变压器相应分接头电压的 10％。
第108条：变压器停电或充电操作时，为防止开关三相不同期或非全相投入而产生过电压影响变压器绝缘，停电或充电前，应将变压器中性点直接接地。变压器操作后中性点接地方式应重新考虑。
第109条：发电厂的大型变压器，为减少变压器的冲击，尽可能采用发电机变压器组在高压侧解列；送电时，采用发电机变压器组零起升压，再于高压侧同期并列的方式。
第110条：500kV变压器500kV侧中性点永久接地，220kV侧中性点正常时，按继电保护规定运行。主变停、送电操作时，220 kV侧中性点必须直接接地，中性点保护随中性点运行方式不同做相应改变。
第111条：500kV变压器与500kV线路要分段充电。当500kV电压较高且主变低压侧有电抗器时，可采取变压器与线路同时停送电操作方式。充电前要注意调整系统电压，使主变分接头相应电压及线路末端电压均不超过允许范围。
第六节 母线操作
第112条：220kV少油式开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时，为避免少油开关触头间的并联电容与电感式电压互感器形成串联谐振，母线停送电操作前，应将电压互感器刀闸拉开，操作结束后再投入。也可在电压互感器的二次回路内加装消谐装臵或并（串）适当电阻。如线路停送电时伴随220kV母线停送电，应采取220kV线路与220kV空母线一并停送电方式。 第113条：变压器向母线充电时，此时变压器中性点必须直接接地。
第114条：母线是发电厂、变电所的中枢，是电器元件的集合点；进行母线操作时，必须进行充分的检查准备；调度运行人员要做好系统性事故预想（如刀闸瓷柱折断等）。
第115条：母线进行倒闸操作时，应在母联开关的两侧刀闸及母联开关合位的情况下，将母联开关的操作直流停用后，才能进行倒闸操作。
第116条：母线操作时应注意对母差保护的影响，根据母差运行规程作好相应的变更。母线操作过程中，无特殊情况母差保护应在投入使用中。
第117条：进行母线停、送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电而导致电压互感器二次保险熔断，从而造成继电保护误动作。 第118条：用母联开关向空母线充电前：
1、母线充电保护应投入，充电后视不同系统运行方式投入或停用。
2、母联开关的保护应投入（方向相反时，其零序方向元件短接）。
第119条：220kV刀闸允许进行停送空母线操作，但在送空母线时，应在用开关给母线充电无问题后进行。500kV刀闸不得进行停送空母线操作。
第六章 电网事故及异常处理
第一节 总 则
第120条：本规定为网调调度员在指挥处理其直接指挥或管理的220kV及以上系统设备事故时的基本原则，并作为下级调度或发电厂、变电所编制现场有关事故处理规程的依据。
第121条：网调值班调度员是处理东北电力系统事故的指挥者，应对事故处理的正确性负责，在处理事故时应做到：
1、尽快限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人员和重要设备的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
2、千方百计保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电源和重要用户的供电（供热）。
3、尽快对已停电（停热）的用户恢复供电（供热），首先恢复发电厂的厂用电和重要用户的保安电力。
4、调整系统的运行方式，使其恢复正常。
第122条：在进行系统事故处理时，各级调度运行人员必须按其职权范围，在网调调度员的统一指挥下，密切配合。网调调度员为系统事故处理的全面领导人，各级调度、电厂值长、变电所值班长，必须严格迅速地执行网调调度员的一切命令（对人身或设备有威胁者除外）。为防止系统事故的进一步扩大，迅速而正确地处理事故，必要时网调调度员有权越级下达调度指令。 第123条：系统事故时，事故单位必须一方面进行事故处理（即无需网调命令即可处理的）；一方面立即清楚、简明而正确地将事故情况（主要指跳闸开关、频率、电压、设备状况、继电保护和自动装臵的动作情况等）报告上级值班调度员。非事故单位应充分准备防止与应付事故的蔓延，不要急于向上级值班调度询问事故情况。
第124条：事故处理期间，事故单位与上级调度的电话不应放下，应设专人负责，以利于互通情况，迅速排除故障。
第125条：处理系统事故时，值班调度员应及时了解开关位臵、继电保护和自动装臵动作情况以及频率、电压、潮流变化情况，充分利用远动自动化信号和自动化信息判断事故，以提高事故处理的正确性。
第126条：解环处或事故点装有同期装臵或同期重合闸者，发现或发生事故时，应立即打开同期装臵或利用同期重合闸。判断为两个不同系统时，可立即同期并列，同时汇报上级调度。
第127条：网调指挥的系统结线方式变更时，值班调度员应及时通知有关单位。省调指挥的系统结线方式有变更，影响到网调指挥的系统时，应及时报
告网调，以利于考虑事故处理。
第128条：系统事故处理过程中发现设备有明显缺陷，值班调度员应及时通知有关单位进行处理。对送电线路应立即通知巡线或事故抢修。
第129条：事故处理完毕后，要认真检查运行方式及安全自动装臵、继电保护的使用情况等，值班调度员向有关领导汇报，并详细整理记录事故情况（事故时间、事故系统运行方式、安全监视系统动作情况、事故现象、处理过程、影响负荷情况、存在的问题及事故的可能原因等）。
第二节 线路跳闸事故处理
第130条：线路跳闸后，为加速事故处理，值班调度员可不待查明事故原因，立即进行强送电，在强送时应考虑可能有永久性故障存在而影响稳定，故规定：
正确选取强送端，一般离有关重要线路及发电厂母线和系统中枢变电所母线越远越好。
强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，如超过规定应调整至允许值后再强送。
3、强送开关背后母线上必须有变压器中性点直接接地。
4、强送的开关要完好，并应使用完备的快速继电保护。
5、500kV线路强送时应注意线路末端电压不超规定值。
第131条：双电源的联络线跳闸，必须联系强送，以防止非同期合闸。 第132条：线路跳闸，重合闸重合不成功，允许再强送一次（根据设备和继电保护动作情况的分析，亦可以多于一次）。强送不良时，有条件可以对线路递升加压一次。
第133条：凡装有检同期重合闸或检查线路有电压装臵的开关，可利用此装臵检同期并列或环并。
第134条：线路跳闸或重合不良的同时，伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等，不应马上强送，需检查设备并消除振荡后再考虑强送。 第135条：凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均不得立即强送电，应联系作业单位无问题后方可送电。
第三节 联络线过负荷的处理
第136条：在处理联络线过负荷事故时，应考虑继电保护、自动装臵、系统稳定及设备过载能力的限制。要防止因线路过载，使导线下垂而扩大事故。 第137条：为了消除联络线过负荷，值班调度员应下令：
1、受端系统的发电厂迅速增加出力，快速启动受端水电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行。
2、送端系统的发电厂快速降低有功出力，并提高电压。频率调整厂应停止调频或适当降低频率（但不得低于 49.80Hz）。
3、电源调整不能奏效时，应立即下令受端系统拉闸限电。
4、有条件时，值班调度员请示主管生产领导批准改变系统结线，使潮流强迫分配。
第138条：对系统间联络线负荷的监视及其过负荷的消除，可按系统具体条件，委托送端或受端的有关厂变或地区调度进行。必要时以调度指令书的形式加以规定。
第四节 变压器事故处理
第139条：变压器跳闸时，应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸当时的外部现象（变压器过负荷、电网中短路等）判断故障原因，并进行处理：
1、若主保护（瓦斯、差动等）动作，未查明原因消除故障前不得送电。
2、如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变无问题即可送电。
3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良，应检查设备后再考虑送电。
4、有备用变压器或备用电源自动投入的变电所，当运行变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器。
第140条：变压器停送电操作时，当开关三相拉、合不同期时，可能引起过电压，包括传递到低压侧的过电压，为此规定：
1、停送电操作时，允许中性点直接接地变压器数量比正常多一台。先将操作的变压器中性点直接接地，操作完根据系统情况决定是否断开中性点。
2、发电厂单元式机变组停送电时，变压器中性点必须直接接地。 第141条：中性点接地系统不允许脱离中性点运行。
第142条：变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低负荷：
1、投入备用变压器。
2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如改变系统结线方式等。
3、按规定的顺序限制负荷。
第143条：变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。一次系统各厂、变的变压器事故过负荷允许值，由各有关单位参照厂家规定及设备状况作出规定，报上级调度备案。
第五节 母线电压消失事故处理
第144条：变电所全停，一般是因母线故障或线路故障时开关、保护拒动造成的，亦可能因外部电源全停造成的。要根据仪表指示，保护和自动装臵动作情况、开关信号及事故现象（如火光、爆炸声等），判断事故情况，立即报告上级调度，并且迅速采取措施，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。
第145条：多电源联系的变电所全停时，应立即将多电源间可能联系的开关拉开。双母线应首先拉开母联开关，防止突然来电造成非同期合闸，但每组母线上应保留一个主要电源线路开关在投入状态。检查有电压抽取装臵的电源线路，以便及早判明来电时间。
第146条：对于多电源或单电源供电的变电所全停，如果向用户供电的线路（该线路末端又无电源）的开关保护并未动作，不应拉开开关，除调度有特殊规定者例外。
第147条：当发电厂母线电压消失时，发电厂值班员应不待调度指令立即拉开电压消失母线上全部电源开关，同时设法恢复受影响的厂用电。有条件时，利用本厂机组对母线零起升压，成功后设法恢复与系统同期并列。如对停电母线进行强送电，应尽可能利用外来电源。
第148条：当母线电压消失，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常声响时，现场值班人员应立即汇报上级调度，并自行拉开故障母线上所有开关。找到故障点并迅速隔离后联系值班调度员同意，方可对停电母线送电。
第149条：当母线本身无保护装臵，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路开关不会动作，而由对方的开关跳闸，应联系后按下列办法处理：
1、单母线运行时，立即联系值班调度员同意，选择适当电源开关强送一次，不良后切换至备用母线受电。
2、双母线运行时，立即拉开母联开关，汇报值班调度员，值班调度员选择两条线路，分别对两条母线强送。
第150条：当母线由于差动保护动作而停电，无明显故障现象时，按下列办法处理：
1、单母线运行时，联系值班调度员同意，选择电源线路开关强送一次，不良后切换至备用母线。
2、双母线运行，而又同时停电时，不待调度指令，立即拉开母联开关。联系值班调度员同意，分别用线路开关强送一次，选取哪个开关强送，由调度决定。
3、双母线之一停电时（母差保护选择性切除），应立即联系值班调度员同意，用线路开关强送一次，必要时可使用母联开关强送，但母联开关必须具有完善的充电保护（相间、接地保护均有），强送不良拉开故障母线刀闸。将线路切换至运行母线时，应防止将故障点带至运行母线（如故障点在人字引线上）。
第六节 发电机跳闸事故处理
第151条：发电机（调相机）跳闸，应先查明继电保护及自动装臵动作情况，再进行处理：
1、水轮发电机由于甩负荷造成过速、过压保护动作跳闸，应立即恢复并列带负荷。
2、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，其它保护均未动作，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，不
须检查，待外部故障消除后，立即并列带负荷。
3、由于机组其它保护装臵动作跳闸，应按现场规程进行检查，确定无问题后再并列带负荷。
4、发电机因人员误碰保护装臵而跳闸，应立即调整转速恢复与电网并列运行；若由于联锁装臵动作跳闸（如联锁切机、过载切机、振荡解列等），联系值班调度员处理。
第152条：汽轮发电机转子线圈发生一点稳定性接地，可以允许继续运行，但应使两点接地保护作用于跳闸。水轮发电机或调相机转子线圈一点永久接地，应立即停机检查。
第153条：200MW及以上汽轮发电机，失掉励磁时对电网安全稳定运行影响较大，原则上必须与电网立即解列，且失磁保护动作后作用于发电机。但经过试验或经上级有关部门批准允许无励磁异步运行机组失掉励磁时，应迅速降低有功出力到规定值，并迅速采取措施恢复励磁，恢复励磁不成功立即将机组解列。
第154条：带有空载线路的发电机发生自励磁时：
1、由于零起升压引起，应立即降低发电机转速，切断空载长线路。
2、由于运行中事故跳闸引起，如长线路对侧开关跳闸，应立即将励磁降低到零，同时降低发电机转速，然后断开空载线路开关。
第七节 系统振荡事故处理
第155条：系统振荡为个别电厂或一部分系统与主系统失去同步而产生，产生振荡的主要原因：
1、电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当送电电力超过规定
时，引起静稳定破坏而失去同步。
2、系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的地方发生短路时，易引起动稳定破坏而失去同步。
3、环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动稳定破坏而失去同步。
4、大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。
第156条：系统振荡的现象：
振荡时发电机电流表、功率表及连结失去同期的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流表、功率表明显地周期性地剧烈摆动，同时，系统中各点电压将发生波动，振荡中心的电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡嗡声响，在失去同期的受端系统中，频率下降，在送端的系统频率则升高。
第157条：消除振荡的措施：
1、发电厂、变电所应迅速采取措施提高系统电压。
2、频率升高的电厂，迅速降低频率，直到振荡消失或降低到不低于49.50 Hz为止。
3、频率降低的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，值班调度员可以下令受端切除部分负荷。
4、不论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、调度值班人员争取在３－４分钟内将振荡消除，否则应在适当地点解列。
6、在系统振荡时，除现场事故规定者外，发电厂值班人员不得解列任何机组。
7、若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁机组解列。但应注意区别汽轮发电机失磁异步运行时，功率、电流也有小的摆动。
8、环状系统（或并列双回路）解列操作而引起振荡时，应立即投入解列的开关。
第八节 高压开关异常处理
第158条：发电厂、变电所值班人员在拉合开关操作发生非全相时，应立即拉开开关，然后报告上级值班调度员。
第159条：发电厂、变电所值班人员发现运行中的开关非全相运行时，应立即报告上级值班调度员。
第160条：值班调度员在接到发电厂、变电所值班人员关于开关非全相运行的报告后，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。
第161条：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、解列单运、损失负荷或引起其它设备严重过载扩大事故时，则应立即：
1、下令受端发电厂迅速增加出力，相应下令送端发电厂减出力，使非全相运行线路潮流调至最小。
2、根据需要下令受电端调度紧急事故拉闸，然后再将非全相运行的开关停下来。
第162条：将非全相开关停电的处理办法：
1、220kV系统用侧路开关与非全相开关并联，将侧路开关操作直流停用后，拉开非全相开关的两侧刀闸，使非全相开关停电。
2、如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有条件停电且是双母线时：对侧先拉开线路（变压器另一侧）开关后，本侧将其它元件捣到另一条母线，用母联开关与非全相开关串联，再用母联开关断开空载电流，线路及非全相开关停电，最后拉开非全相开关的两侧刀闸。
3、非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再参照上述方法进行。
第163条：500kV 3/2开关结线方式下，当发现某一开关泄压，但压力未降到分合闸闭锁时，应根据不同情况，及时处理：
1、两串及以上环并运行时，立即拉开泄压开关。
2、母线开环运行时，在调整系统方式及潮流后，拉开泄压开关，有关线路（或变压器、母线）停电或500kV系统解列运行。
第164条：500kV3/2开关结线方式下，某一开关因故闭锁不能操作时，可首先采用将故障开关两侧线路（或变压器、母线）停电，再无压拉开故障开关两侧刀闸的办法将故障开关停电。
第165条：500kV3/2开关结线方式下，某一开关因故闭锁不能操作,而故障开关两侧线路（变压器）由于潮流较大或其它原因不能停电时，若500kV母线有两个及以上串环并运行且500kV刀闸是电动三相连动操作的情况下，可以采用拉开故障开关两侧刀闸的办法将故障开关停电，但操作时应注意
两串环并运行时，用刀闸解环前，将所有开关的操作直流停用；解环后迅速恢复所有开关的操作直流。
三串及以上环并运行时，用刀闸解环前，将故障开关所在串的所有开关操作直流停用；解环后，迅速恢复该串其它开关的操作直流。
第九节 失去通信联系时的处理
第166条：当值班调度员与发电厂、变电所或下级调度电话不通时，应通过各种通信方式恢复通话，或通过有关调度及厂变转接。通信中断的发电厂、变电所或调度，应尽可能想办法与上级调度取得联系，在未取得联系前，应暂停可能影响一次系统运行的设备的操作。
第167条：当系统无故障且与调度通信中断时：
1、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），其他厂、变应积极协助调整频率、电压，并参照当日有功、无功曲线执行。
2、停止执行计划检修作业，开始执行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。
第168条：当系统故障且与调度通信中断时：
1、发电厂或变电所母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点切除，单母线只保留一组电源开关，双母线拉开母联开关后，每条母线只保留一组电源开关。具体操作参照本规程母线故障及电压消失处理规定执行。
2、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限制，如超过稳定极限，应自行降低出力。
3、当系统电压异常时，各厂、变应及时调整电压，视电压情况投切本所低压侧的无功补偿设备。
第169条：通信恢复后，有关厂、变运行值班人员应立即向值班调度员汇报
通信中断期间的处理情况。
第七章 同期装臵管理
第170条：同期并列装臵是电网正常运行和事故处理中使用的重要装臵之一，厂、变装设的同期装臵由上级调度直接指挥。
第171条：同期并列装臵必须定期进行校验并保证装臵随时处于正常状态。装有同期并列装臵的发电厂、变电所值班人员，必须能进行同期并列操作。 第172条：具有同期装臵的新建厂、变投入运行时，其同期装臵必须与设备同时投产。同期装臵退出运行，必须经上级调度同意。
第173条：同期装臵的检修或故障处理应与其它设备等同对待，按设备检修调度管理办法执行。
第174条：发电厂、变电所每年12月份向上级调度汇报一次装设同期点的位臵及数量。
第八章 设备检修与新设备投入
第一节 设备检修管理
第175条：本章为网调在其调度管辖设备进行检修时的管理制度，所涉及的单位必须按本规程执行。
第176条：已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意后，才能开工。
第177条：网调管辖设备检修不能按计划开工时，应及时将详细原因汇报网调，网调调度员请示主管领导批准后，办理延期或撤消手续。
第178条：网调管辖设备检修不能按计划完工时，应在原计划工期未过半前，向网调提出延期申请，网调请示主管领导批准后，办理延期手续。
第179条：已开工的检修计划，要增加工作项目时，如对系统及设备有影响，必须向网调提出申请，经批准后方可进行。
第180条：对非计划的网调管辖设备临时检修申请，如设备有严重缺陷，继续运行将影响设备安全时，应及时向网调申请。当班调度员可批准当日时间内完工，且对供电、供热无影响的设备检修。如超出上述时间或对系统供电、供热有影响的检修申请，应请示网调主管领导批准。
第二节 新电厂并网运行的调度管理
第181条：新建机组并网前应按国家有关法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议后，才可并网运行。
第182条：并网运行的发电厂必须服从统一调度，执行电网管理的有关法规、制度、规定等。
第三节 新设备投入的调度管理
第183条：新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两路独立的通信路由。 第184条：扩建、改建或新建而投入设备时，应做如下工作：
1、全电压合闸，合闸时一般应使用双重开关和双重保护。
2、相位与相序要核对正确。
3、相应的继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化设备同步调试投入运行。
第185条：新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：
1、一、二次（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化等）设备均应调试正常，同步投运。
2、按调度要求提前一个月报送必备的图纸资料、设备参数、值班人员名单。
3、设备命名、编号、调度关系需提前一个月报请调度部门批准。
4、组织有关运行人员学习规程、规定，并经考试合格后，持证上岗。
第186条：新设备需提前15天由运行单位向上级调度报送正式的投入方案。 附录一 侧路代送操作的原则步骤
一、500kV侧路代线路开关送电：
１、用侧路开关给侧路母线充电。
２、将被代线路两侧高频保护改信号。
３、将侧路开关、线路开关操作直流停用。
４、合上被代送线路的侧路刀闸环并。
５、将侧路开关、线路开关操作直流起用。
６、拉开被代线路开关。
7、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
二、220kV侧路代线路开关送电：
１、用侧路开关给侧路母线充电后停回。
２、合上被代送线路的侧路刀闸。
３、将被代线路两侧高频保护改信号。
４、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。
５、合上侧路开关环并。
６、拉开被代线路开关解环。
７、将侧路开关的接地二、三段启用。
８、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
三、220kV母联兼旁路代线路开关送电：
１、母线倒成单母线，母联兼侧路开关停电备用。
２、母联兼侧路开关的母差CT切换到被代线路位臵上，正常不投的线路保护启用。
３、用母联兼侧路给侧路母线充电良好后停回。
４、合上被代线路的侧路刀闸。
５、将被代线路两侧高频保护改信号。
６、将被代线路及母联兼侧路开关的接地二、三段保护停用。
７、合上母联兼侧路开关环并。
８、拉开被代线路开关解环。
９、将母联兼侧路开关的接地二、三段保护启用。
10、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
四、母联代线路开关送电 （线路开关保护定检或异常处理）：
１、母联应有被代线路保护且启用，被代线路在一条母线上，其它元件在另一条母线上。
２、如果此方式运行时间较长，母联母差CT应切换到线路CT，同时线路开关母差CT应摘出，如上述要求难实现，母联串代线路运行的母线视为一段线路，且此母线故障母差无选择切除两条母线上所有元件。
五、侧路代主变开关运行：
１、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。
２、合上主变一次侧路刀闸。
３、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差动保护停用。 ４、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。 ５、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。 ６、合上侧路开关环并。
７、拉开主变一次开关。
８、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。
六、线路开关因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：
１、侧路开关保护应改为被代线路保护定值，紧急情况如果接地、距离保护能伸出本线路，请示领导同意，可使用此定值。
２、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。
３、合上被代线路开关的侧路刀闸。
４、将被代线路两侧的高频保护改信号。
５、合上侧路开关环并。
６、将侧路开关的操作直流停用。
７、拉开被代线路开关的两侧刀闸。
８、将侧路开关的操作直流启用。
９、交换被代线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按总调命令执行。
注：⑴注意尽量缩短侧路保护与该线路保护不符的时间。
⑵如果侧路代送不能实现，应尽快用母联串送，母联没有线路保护时，立即停电，严禁线路无保护运行。
附录二 违反调度指令考核细则
一、总则
１、为严肃调度纪律，保证电网安全、稳定、优质、经济运行，特制定本细则。
２、值班调度员要对发布的调度指令的正确性负责。在不危及人身和设备安全的情况下，下级调度必须认真执行上级调度下达的调度指令。
３、如有违反调度指令的情况发生，将按规定严肃处理。
４、本细则适应于东北电网调度系统。
二、凡发生下列情况之一者，即视为违反调度指令：
１、拒不执行调度指令或对调度命令提出不同意见，在上级调度值班人员做出明确答复后仍不执行者。
２、超出调度指令范围并造成后果者。
3、在电网异常或紧急状态下，未在调度规定的时间内执行完毕调度指令者。
4、超出调度权限自行开、停机的调度和电厂。
5、篡改运行记录者。
6、对继电保护、安全自动装臵动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理造成后果者。
7、对调度自动化、电能量采集及通信运行设备未经批准自行停用造成后果者。
8、调度系统各运行单位超出设备调度指挥权限自行改变系统运行方式或改变设备状态者。
9、其它经上级认定者。
10、凡发生上述第２条、第6条、第7条情况，但未造成后果者，给予警告，累计出现两次警告视为违反调度指令一次。
三、认定及执行
违反调度指令造成后果，应严肃处理，由当事人和当事人单位承担。
发生违反调度指令情况后，由调度处（室）整理情况，出书面汇报，由上级调度部门认定后按有关规定执行。
受处理单位（人员）有权申诉或越权反映申诉意见。
四、本细则解释权属国家电力公司东北公司。
附录三 东北电网异常及事故汇报制度的规定
一． 省调异常及事故汇报制度的规定：
根据《电网调度管理条例》和国调中心的“关于重大事故汇报的规定”，为了加强管理，便于网调统一指挥，协调全网运行工作，特明确异常及事故汇报制度。
1. 电网发生重大事件后，有关省调应立即了解情况，并及时向网调值班调度员汇报。
2．电网故障和重大事件包括：
2．1 220kV电网解列；电网内主要发电厂和220kV及以上变电站母线停电事故；220kV及以上设备损坏事故；铁磁谐振。
2．2 重大火灾事故；大面积停电事故；系统振荡；三条及以上线路 （220kV及以上）同时跳闸或异常停电；水电站垮坝、漫坝、厂房被淹等事故。
2．3 由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响。
2．4 自然灾害(水灾、火灾、风灾、地震、冰冻等)及外力破坏等对电力生产造成重大影响。
2．5 网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。
2．6 调度系统内发生的重大事件(如火灾、地调调度系统人员误操作、66kV
及以上调度系统运行人员责任，中断调度中心（局）安全运行记录等事件)。
2．7 调度系统执行《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规定过程中发生的重大事件。
3． 重大事件汇报的主要内容(必要时应附图说明)：
3．1故障或事件发生的时间、地点、背景情况。
3．2故障或事件经过、保护及安全自动装臵动作情况。
3．3故障或事件恢复情况、重要设备损坏情况、对重要用户的影响。
3．4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需较长时间时，省调应指派专人随时向网调值班调度员汇报恢复情况。
二．直管电业局、发电厂、超高压局异常及事故汇报制度的规定：
根据《电网调度管理条例》和国调中心关于《网、省调电网运行情况汇报规定》，为了加强调度管理，便于网调统一指挥，协调全网调度运行工作，特明确异常及事故汇报制度。
1．发生下列情况之一者，必须立即向网调值班调度员汇报：
电业局、超高压局部分：
1．1 网调委托地调指挥的所有220kV设备异常及故障
1．2 66kV母线故障
1．3 66kV线路及变电所变压器故障造成影响供电(热)
1．4 生产人身伤亡事故
1．5 人为误操作事故
1．6 500kV变压器主变三次侧故障
1．7 稳定破坏事故及造成系统解列事故
1．8 造成重大经济损失及重大社会影响的异常及事故
发电厂部分：
1．9 发电机跳闸及机组解列
1．10 锅炉灭火
1．11 重要辅机(吸风机、磨煤机、送风机等)故障，影响负荷
1．12 变压器异常及故障
1．13 厂内设备故障影响地区供电(热)
1．14 人身伤亡事故
1．15 人为误操作事故
1．16 现场自动装臵、继电保护、AGC等异常及故障
1．17 造成重大设备损坏、经济损失及社会影响的故障
2．汇报要求准确及时。
3．汇报的内容主要有：事情发生的时间、地点、保护及安全自动装臵动作及恢复情况、设备损失、对重要用户的影响等。
4．在发生长时间事故(恢复时间较长)或自然灾害时，应指定专人随时向网调汇报。
5．对不执行本规定的单位和个人将进行批评，必要时将根据《电网调度管理条例》追究有关人员的责任。
第一章 总 则
第1条：为了加强电网调度管理工作，保证电网安全、稳定、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》以及国调颁发的有关规程、规定，结合东北电网具体情况，特制定本规程。
第2条：根据电力生产的特点，电网必须贯彻统一调度、分级管理的原则。东北电网实行四级调度，即网调、省调、地调和县（区）调。四级调度在调度业务和运行指挥中是上、下级关系，网调依法调度和管理东北电网运行，对全网行使统一调度职权，省调、地调、县（区）调对所管辖电力系统行使分级管理调度职权；东北网调接受国家电力调度的指挥和领导。
第3条：东北电力系统调度运行规程是东北电力系统操作和事故处理的基本规程，必须严格执行。各生产单位所颁发的规程、指令以及职责条例等，凡与本规程有抵触者，均应根据本规程予以修订。
第4条：网调值班调度员在其值班期间为东北电力系统运行操作和事故处理的指挥者，按照规定的调度范围行使指挥权，必要时网调有权越级下达调度指挥指令。省调、地调、发电厂值长、变电所值班长及超高压局在调度关系上接受网调值班调度指令。发布指令的值班调度员应对其发布的调度指令的正确性负责。
第5条：网调值班调度员发布的调度指令，有关下级调度、发电厂、变电所值班人员及超高压局必须无条件执行；如值班人员认为所接受的指令不正确时，应对网调调度员提出意见；如网调值班调度员重复该指令时，下级值班人员必须迅速执行；如执行该项指令将威及人身和设备安全时，现场值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告网调值班调度员和本单位直接领导
人。若下级调度、发电厂、变电所值班人员及超高压局无故不执行或延迟执行网调值班调度员的指令，则未执行指令的值班人员和允许不执行该指令的领导人均应负责。
第6条：发、输、供电单位领导人发布的指令，如涉及网调值班调度员的权限，必须经网调值班调度员的许可才能执行。当发生对人身、设备安全有严重威胁的紧急情况，已来不及取得网调值班调度员许可时，下级调度人员或现场值班人员可按规程规定进行操作和处理，并立即报告网调值班调度员。
第7条：凡并入东北电网的发电厂、变电所必须服从统一调度，遵守调度纪律。发电厂及变电所并网运行必须具备并网条件，签订并网协议，并网协议中必须包括并网调度协议，否则不能并网。
第8条：任何单位和个人不得干预调度系统值班人员发布或者执行调度指令。调度系统值班人员有权拒绝各种非法干预。
第9条：当发电厂或电网发生异常运行情况时，发电厂值长、变电所值班长、各级调度值班调度员及超高压局有关人员应立即报告网调值班调度员，以便及时采取预防事故扩大的措施。隐瞒真相、逾期不报、影响或拖延事故处理由当值值班人员负责。
第10条：当发生拒绝执行调度指令等违反调度纪律的行为时，上级调度应组织调查，视情节及后果轻重予以严肃处理，情节严重者将依据《电力法》、《电网调度管理条例》追究有关人员责任。
第11条：东北电力系统有关发、输、变电单位的有关人员均须遵守本规程，基建、设计、试验等单位的有关人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。
第12条：本规程不涉及东北、华北联网的有关运行规定，东北、华北联网后有关运行规定按照国调中心颁发的相应规程执行。
第13条：本规程解释权属国家电力公司东北公司。
第14条：自本规程执行之日起，原东北电业管理局1995年12月颁发的《东北电力系统调度运行规程》即行作废。
第二章 电网频率调整
第一节 频率的正常调整
第15条：东北电力系统的额定频率为50Hz，其瞬间变动允许范围：当自动调频装臵使用时为50±0.1Hz（并统计月合格率98％以上）；当手动调频时为50±0.2Hz（并统计月合格率98％以上）。当部分地区电网解列，其运行容量小于3000MW时，该地区电网频率的偏差不超过50±0.5Hz。严禁升高或降低频率运行。
第16条：网调负责东北电网频率的管理和系统频率调整，省调通过调整省间区域控制偏差（ACE）参与系统频率的调整，网、省调承担相应的频率控制责任。
第17条：正常时频率由网调进行调整，省调根据网调下发的联络线电力计划曲线调整省内电厂出力，并保证其区域控制偏差（ACE）在规定范围内，网调值班调度员有权根据系统的需要修改联络线电力、电量交易日计划。
第18条：年责任频率合格率指标由东北公司根据考核标准，按统调容量每年分解下达给网、省调度机构，网、省调度应确保分解指标的完成。东北电网频率越限时间以网调频率自动记录装臵和调度自动化系统所记录的跨公司联络线偏差值作为考核依据，具体划分如下：
1、频率越上限时，多送少受的省调承担频率责任；频率越下限时，少送多受的省调承担频率责任；各省公司联络线偏差均在允许范围内，频率越限责任
全部由网调承担。
2、突然甩负荷造成的频率越限全部由责任网、省调承担。
第19条：发电厂值长对于保证系统频率正常运行与网调、省调调度员负同等责任。各地区调度对及时限制负荷保证系统频率正常运行与网调、省调调度员也负有同等责任。网调调度员与调频厂值长共同负责调频工作。
第20条：频率调整厂的任务：
网调值班调度员根据系统需要设臵频率调整厂，频率调整厂应保持系统频率不超过50±0.1Hz，并经常有一定的调整容量，一般不少于各省联络线最大偏差总和，无调整容量时立即汇报网调。
调频厂应具备自动发电控制功能（AGC）。如AGC因异常停用，改为手动调整时，值班人员应严密监视电网频率，认真、主动、及时进行调整。
调频厂的调整幅度为设备最大或最小可能出力（注意送变电设备过载、稳定等）。
第21条：为了顺利进行频率调整，网调必须切实掌握电源和负荷特性以及变化规律。各电厂要按季向网调书面报告机炉最大最小出力，包括季节性出力限制以及设备缺陷影响，机炉起停时间，加减出力速度等。
第22条：由于设备检修或事故等原因，系统某一部分解列单运时，其频率调整厂及频率监视单位临时由网调或省调、地调指定，其频率调整仍按本规程中的原则处理。
第23条：各级调度、发电厂及一、二次变电所均应配备准确频率表，并保证其可靠运行。
第24条：每年六月底前，省调必须按规定将经当地政府批准的全省《超指标拉闸顺位表》和《事故拉闸顺位表》汇总后报网调备案；直管地调将经当地
政府批准的《超指标拉闸顺位表》和《事故拉闸顺位表》报网调。
第二节 频率异常的处理
第25条：东北电网频率偏差超出上节第15条允许范围时，叫做系统频率异常、一般电网事故或电网一类障碍。
一般电网事故：
装机容量在3000MW及以上电网，频率超过50±0.2Hz，且延续时间30分钟以上；或频率超过50±0.5Hz，且延续时间15分钟以上。
装机容量在3000MW以下电网，频率超过50±0.5Hz，且延续时间30分钟以上；频率超过50±1Hz，且延续时间15分钟以上。
电网一类障碍：
装机容量在3000MW及以上电网，频率超过50±0.2Hz，且延续时间20分钟以上；或频率超过50±0.5Hz，且延续时间10分钟以上。
装机容量在3000MW以下电网，频率超过50±0.5Hz，且延续时间20分钟以上；频率超过50±1Hz，且延续时间10分钟以上。
第26条：发生系统频率降低事故，各级运行人员必须认真处理，尽快恢复正常频率，特别要防止由于系统频率严重降低时，火电大机组因低频率保护跳闸形成恶性循环而扩大事故。
第27条：当系统频率低于49.80Hz，应按下述办法处理：
1、网调指定的频率调整厂主动增加出力，使频率恢复到正常范围。
2、东北电网的低频自起动装臵动作机组并网后，应迅速调整机组出力，使系统频率恢复到正常频率。
3、当系统频率不见迅速恢复，省调应主动增加本省电厂出力，此时可不按联
络线计划曲线调整，同时报告网调；网调接到报告后，根据系统情况指令省调调整出力。
4、当全网所有旋转备用及水电备用均已用完，频率仍不能恢复到49.80Hz以上时，为防止系统低频率事故，网调应跟据当时系统负荷电源情况，下令拉闸限电，直至频率恢复到49.80Hz以上。
第28条：当系统频率低于49.50Hz，全网各发电厂值班人员，不待调度指令，立即主动增加出力，使频率恢复到正常频率，并及时汇报上级值班调度员。对系统联系薄弱的电厂，增加出力时要注意联络线过载及稳定限制等。
第29条：当系统频率降到49.20Hz以下，第一级频率继电器已自动切除负荷，频率仍不见恢复，各地区调度应不待网、省调指令，立即按事故拉闸顺位切除负荷，使频率恢复到 49.50Hz以上或全部顺位拉完为止，并立即报告上级调度。
第30条：当系统频率降到48.50Hz以下，各有直配负荷的发电厂和一次变电所，不待调度指令，应立即按一次拉闸顺位表切除负荷，网调及省调立即下令各级调度切除负荷直至频率恢复到49.50Hz以上或顺位表拉完为止。
第31条：各地区调度在接到上级调度限制负荷指令后，应立即执行，并将限制负荷数量及时间报告上级调度。地区调度不能靠临时调整用户负荷的办法，而必须指令所属一次或二次变电所执行切除负荷的办法。
第32条：网、省调直接指挥的有直配负荷的电厂与一次变电所，在必要时网、省调可以直接下令厂、变按一次拉闸顺位表切除负荷或全部主变负荷。
第33条：当频率降低并延续至危及电厂安全时，为保证电厂厂用电，可解列一台或一部分机组供厂用电，解列频率规定为：高温高压电厂不应高于48.00 Hz，中温中压电厂不应高于47.50Hz，并应尽量做到不窝电。厂用供电方式及
解列办法，须报经省调及网调同意。
第34条：必须送保安电力的用户，拉闸后各地区调度联系用户送出保安电力。
第35条：系统事故紧急情况解除时，上级调度应根据电源情况，下令解除全部或部分限制的负荷（包括送出低频减载动作所切负荷）。
第36条：当电网频率高于50.20Hz，采取措施仍不能使频率恢复，且持续 5～10分钟时，为防止系统频率事故，当值调度员应下令电网机组投油减负荷或滑停解列部分火电厂机组。
第37条：当事故或紧急情况下两部分系统频率差很大且电源无法调整时，可以降低频率高的系统的频率进行并列，但不得降至49.80Hz以下，在降低频率时，应尽可能事先通知有关单位。
必要时可采取下列措施使两个系统频率相同：
1、将频率高的系统机组解列，并列到频率低的系统。
2、将频率低的系统的部分负荷停电，切换到频率高的系统受电。
3、频率低的系统限制负荷。
第三节 低频自起动装臵及低频减载装臵的管理
第38条 低频自起动机组的管理:
1．低频自起动机组是电网频率异常下降时为迅速恢复正常频率而设定的机组，因此该类机组应随时处于可靠状态。
2．机组低频自起动功能因故退出运行时，网调应下令电厂手动代替，电厂值班人员发现频率下降到规定值（包括机组低频自起动功能失效）时，应不待调度指令立即开机以使频率恢复正常。
第39条：为防止失去大电源而扩大事故，电力系统必须安装频率自动减载装
臵──频率继电器。在频率严重降低时，自动切除部分次要负荷，从而保证系统对重要用户的供电。
第40条：低频减载装臵是保证电网安全稳定运行的重要技术措施，各级调度应严格执行原部颁《电力系统自动低频减负荷工作管理规程》及《东北电网低频减载实施细则》。
第41条：频率继电器整定原则：
1、全网按最严重的事故整定全网的频率继电器。有发电厂的地区，整定频率继电器时要符合全系统的要求，也要符合本地区在失去主要电源时的要求。
2、低频减载装臵，根据系统情况分为基本级和特殊级，频率低于49.20Hz时开始动作，首先切除最次要的负荷，每一级动作后，应使频率恢复到49.50Hz以上。
3、频率继电器每年整定一次，必要时可随时作适当调整。
第42条：频率继电器正常均应投入使用。如频率继电器控制的线路检修时，原则上应寻找负荷相近的线路用手动代替。
1、若频率继电器因故停用时，在频率低到该继电器的起动值时，应手动切除该频率继电器所控制的线路。
2、频率继电器动作所控制的负荷必须保证其动作可靠性。严禁使用备用电源自动投入装臵。需送保安电力的用户，频率继电器动作切除后，可按规定向用户送出保安电力。
3、当频率恢复到49.80Hz以上时，各地区调度在得到网调或省调指令后，由最低一级频率继电器开始按正常或指定负荷数逐一送出。与上级调度电话不通时，在保持频率不低于50.00 Hz的情况下，可送出部分主要负荷，如频率又低于49.80 Hz时，应停止恢复送电。
4、省调(直管地调)将每月典型日记录 2、10、19点（夏季为21点）频率继电器实际控制的负荷数量报网调。
5、频率继电器的停用或投入应经调度同意，各地区必须严格按整定方案执行。如低频率减负荷的数量过少不符合方案要求，致使频率长时间下降或下降幅度过大，则有关单位应负事故扩大的责任。
第四节 自动发电控制（AGC）运行规定
第43条：自动发电控制（AGC）装臵是保证电网安全经济运行、调峰、调频及区域间电力控制的重要措施之一，各运行单位必须保证其设备正常投入使用。
第44条：省调控制的AGC系统必须处于良好的运行状态，按照网调下发的联络线ACE曲线进行控制，使联络线ACE曲线偏差在允许范围内运行。
第45条：自动发电控制装臵投入或退出系统运行和使用何种控制方式均由值班调度员确定，值班调度员及电厂值班人员进行操作。
第46条：主站端AGC装臵发生故障或异常，值班调度员应立即通知电厂值班员将机组AGC控制解除；值班调度员改变机组调整方式时，应在通知电厂值班人员之后进行。
第47条： 电厂AGC系统或机组设备发生异常，电厂值班人员应按现场有关规定将AGC控制解除，并立即汇报值班调度员。
第48条：具有AGC控制功能的机组，机组负荷在AGC控制可调范围内必须投入AGC控制，电厂值班人员无权自行解除机组的AGC控制。
第三章 无功电压管理
第一节 电压中枢点和电压监测点
第49条：系统内500kV及220kV电网应设臵电压中枢点和电压监测点。电压中枢点的设臵数量应根据电网结构和电压等级决定，设臵点数应不少于500kV和220kV电网中厂变总数的 3％；电压监测点的设臵数量应不少于10％。中枢点及监测点以外的各厂、变500kV、220kV母线均为主网电压监视点。
第50条：电压中枢点的设臵由网调（省调）按系统结构确定，并按系统结构的发展和变化进行调整。
电压中枢点为：
南关岭、锦州电厂、红旗堡、清河电厂、长春变、哈西变、双鸭山电厂、火炬变220kV母线及辽阳变、合心变、哈南变500kV母线。
第51条：电压中枢点的电压调度曲线根据管辖范围由网调或省调按季（月）下达。下达方式应按220kV及以上电网日逆调压运行计算。 当系统设备条件不允许时，可按日平均调压计算。
第二节 无功平衡和电压调整的原则
第52条：电压允许偏差范围的规定：
500kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0~ +10%。 发电厂和500kV变电所的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0~ +10%。
220kV变电所的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%~ +7%。
发电厂和220kV变电所的110kV~35kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差
为系统额定电压的-3%~ +7%。
第53条：电网电压调整实行逆调压原则。
第54条：发电厂、变电所的母线电压超过允许偏差范围时，首先应按无功电力分层、分区就地平衡的原则，调节发电机和无功补偿设备的无功出力。当电压质量仍不符合要求时，再调整相应的有载调压变压器的分接开关位臵，使电压达到合格范围。
第三节 电压的调整
第55条：各级调度应对所辖电网按季（月）进行无功平衡和无功优化计算工作，并按计算结果编制和下达各发电厂和变电所的无功（电压）调度计划曲线。
第56条：各地区电业局所在地区内 220kV以下电压等级出线的发电厂和220 kV变电所的无功补偿设备均由本地区调度下达无功（电压）调度计划曲线。因系统运行方式需要时，应按上级调度部门的要求进行编制。
第57条：各级调度按所辖范围负责进行电压调整。网调（省调）值班调度员应经常监视系统的电压变化情况。当电压超出允许范围，值班调度员应采取以下措施使其恢复正常。
调整发电机、调相机无功功率。
投、切电容器或电抗器。
改变有载调压变压器分接头位臵。
水轮机调相运行。
调整系统运行方式等。
第58条：当中枢点电压低于规定极限下限而无力调整时，应立即拉闸限电。
第59条：当受电力率符合要求，而电压超出允许波动范围时，相关运行部门应及时向上级调度汇报，由上级调度协助调整。
第60条：当出现发电厂、变电所无功已满足曲线要求，但电压超限时，当值调度员应下令无功按电压调整，并修改其无功曲线。
第四节 无功补偿和电压调整设备的运行管理
第61条：发电机、调相机的自动励磁调节器、强行励磁装臵和低励限制器必须按规定投入运行。在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。发生事故停用时，应立即报告调度。
第62条：系统内的无功补偿设备的状态改变必须经所属调度同意，无功补偿设备的检修，按年、季计划安排，经所属调度统一平衡后方可进行。
第63条：系统内500kV及220kV变电所的变压器分接头位臵由所属调度确定。 220kV变电所的主变分接头，由于地区电压偏移而需要调整时，电业局可按本地区季节性电压变化或运行方式变化向所属调度申请，经批准后方可进行。有载调压变可按所需调整的范围进行申请，按批准范围进行调整。
第64条：发电厂中220kV及500kV升压变压器分接头由所属调度确定。220kV高压厂用变分接头由电厂自行调整。
第65条：当系统运行需要并网机组进相时，机组必须投入低励限制器，按照调度的要求控制进相深度，在允许范围内调整机组的无功出力。
第四章 系统运行结线方式管理
第66条：500kV及220kV系统结线原则： 为保证系统安全稳定运行，电网结
线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，环状系统尽可能环状并列运行，使设备最大限度的互为备用，并提高重合闸的利用率。同时还应检验以下条件：
1、根据潮流分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求。
2、短路容量需符合设备的要求。
3、正常和事故时，潮流电压分布合理。
4、继电保护和自动装臵配合协调。
5、保持一次系统灵活性，使系统操作变更及检修安排方便合理，并能迅速消除事故和防止事故扩大。
6、系统运行的最大经济性。
第67条：500kV及220kV系统主要厂变母线结线原则：
1、双母线固定结线的选择，主要考虑任一母线故障（或母线送出之开关因故拒绝动作），由母差或开关失灵保护切除该条母线时，余下运行母线及所联的系统仍应尽可能满足有较大紧凑度的要求。一般同一电源来的双回线或者同一变电所的双回线应分别接于不同之母线上，以避免母线故障时造成系统解列；每条母线上电源负荷应基本平衡，即母联开关通过功率为最小。
2、正常时双母线应按照规定的固定结线方式运行，母差保护有选择使用，以保证母线故障时，有选择性的切除。有关厂、变母线及其联结开关，继电保护装臵等检修调试工作，应尽可能在供水期进行（一般为十月到来年六月）。
3、只有当设备检修影响或为了事故处理的需要，才允许破坏正常固定结线方式。
4、正常母线上有三个及以下元件运行时，为了尽量减少不必要的高压设备带电而增加事故机会，原则上为单母线运行，另一母线处于备用状态。
5、500kV中3／2结线方式的母线，应尽可能保持环状运行。
第68条：各主要厂变的固定结线方式，根据系统情况，应每年检查一次。
第69条：各发电厂和变电所，应特别注意厂（所）用电电源结线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装臵，防止由于厂（所）用电局部事故而扩大事故。
第五章 一次系统操作
第一节 操作制度
第70条：东北电网调度系统运行人员在发布和接受调度指令时，必须使用统一调度术语。
第71条：倒闸操作是将电气设备由一种状态（一般分为“运行”、“备用”、“检修”、“试验”四种）转换到另一种状态，主要指拉开或合上某些开关和刀闸、拉开或合上某直流操作回路、改变继电保护或安全自动装臵使用方式、拆除或挂接临时接地线、拉开或合上接地刀闸、机组并、解列以及检查设备绝缘等。
第72条：操作指令有以下二种形式：
1、综合操作指令（即一个操作任务），是指只涉及一个单位的操作，可以只发给操作任务，如变电所倒母线、火电厂并网前锅炉点火、机组起停或状态改变、变压器停送等。综合令中有关继电保护及安全自动装臵具体操作由现场值班人员负责，如重合闸方式变更后继电保护端子压板相应切换等。对线路重合闸及安全自动装臵由值班调度员下令起用或停用。
2、逐项指令，即调度逐项下达操作指令，受令单位应按指令的顺序逐项执行。逐项指令可以包含综合指令。除事故与紧急情况外，涉及两个及以上单位的
正常操作，调度员必须事先按操作原则中的规定，对照检修票内容，核对现场及系统运行方式，并参照典型操作票制定操作票，经审核人、批准人签字后发给现场操作任务与步骤。值班调度员对所发的操作指令的正确性负责。不论采用何种发令形式，务必使现场值班人员完全弄清该项操作的目的和要求。现场值班人员根据值班调度员发给的操作任务与步骤，编制本单位详细的操作票，并对其正确性负责。
第73条：有计划的、且下一班接班后二小时以内必须执行的操作，当值调度员应负责做好操作票等准备工作，并发给现场。其它计划在下值的操作，当值应做好操作票，待下值接班后批准再发给现场执行。
第74条：操作票要求严密而明确，文字清晰，不得修改、倒项。同时要：
1、开关号码一定要冠以设备名称,必须使用双重名称制，缺一不可。如丰辽线5056开关。
2、设备停、送电，特别是线路停、送电的操作，为保证有关现场操作中协调配合，必须做统一步骤的操作票，不允许做成各单位分开各自顺序的操作票。这种统一的操作票，发给有关现场时，可以只发给其有关项目，必要时，发给完整的一个部分。
3、停电和送电的操作票应分别编制，不允许写在一张操作票上。
4、操作项目中的注意事项，应写在该项目之后，不得写在操作票最后的备注中。
第75条：操作人及监护人必须完全弄清每一项操作的目的和要求。操作过程中必须严格贯彻下列制度：
1、按批准的操作票顺序逐项进行操作，必须有人监护，不允许不按操作票而凭经验和记忆进行操作。遇有临时变更，必须经调度长同意，修改操作票后
才能继续操作。
2、严格执行复诵、录音、彼此通报全名，逐项记录发令时间及操作完汇报时间。操作中有疑问时，应停止操作，问清后再进行。
3、执行倒闸操作时，当一单位执行某一项操作后，需要另一单位进行相应操作才能进行下一项操作时，必须在得到另一单位操作完毕的汇报后，才能下令该单位进行下一项操作。
4、操作时，应利用现有的调度自动化设备，检查开关位臵及潮流变化的正确性，并及时变更调度盘，使其符合实际情况。
5、操作完了，应由操作监护人（一般应为调度长）全面检查一遍，以防遗漏，并在操作票上盖“执行完”章，并签字。
第76条：任何设备在停电后，必须先在所有电源侧挂地线后，才允许在作业侧挂地线，开始作业；送电前，必须所有作业单位全部作业完了，现场地线全部拆除，作业人员已全部撤离现场，然后才能将所有电源侧地线拆除。除了调度掌握的电源侧地线外，其余地线，均由现场自行负责挂接或拆除。 上级调度掌握的电源侧地线，在整个作业过程中，现场值班人员应保证其有效性。对于有几个维护单位负责维护的长距离输电线，负责指挥操作的调度必须切实掌握作业单位（局、厂、变）个数（各单位的作业组数自行掌握，只有各作业组的作业全完了，才能正式向上级调度汇报），在所有作业单位（局、厂、变）都正式作业完了，均已退出现场，拆除全部地线并保证送电无问题后，方可进行送电操作。
第77条：节假日操作及系统重大试验，改建扩建、新设备投入等重大操作，运行方式部门应事先将作业内容、日期、进度向调度运行人员交待清楚，提供有关设备参数和方案，必要时召开现场人员会议或派调度人员亲临现场了
解作业及操作等情况，运行方式部门至少提前三天将检修票及实施方案交给调度处，调度员及现场人员提前一、二天做好操作计划等准备工作，并详加审核，核对无误。
第78条：正常操作，应避免在交接班或高峰负荷时进行，紧急情况例外。如果在交接班时间操作未完时，应于操作完了或操作到某一阶段后，再进行交接班，必要时接班人员应予协助。
第79条：调度指挥的继电保护及自动装臵，在改变定值或新装臵投运前，调度值班人员必须按定值通知单与现场运行人员核对，无误后在定值通知单上签字并注明时间。
第80条：调度在指挥电力系统生产运行时，操作及异常事故处理全过程中，应严格遵守“两票、三制、四对照”原则。结合调度部门的工作特点，对两票、三制、四对照定义为：
两票：检修票，操作票。
三制：监护制，复诵录音制，记录制。
四对照：对照系统，对照现场，对照检修票，对照典型操作票。
第二节 操作总则
第81条：充分考虑操作变更后，系统结线方式的正确性，并应特别注意对重要用户供电的可靠性。
第82条：对系统有功和无功功率应加以平衡，保证系统运行的稳定性，并应考虑备用容量。
第83条：注意系统变更后，引起潮流、电压及频率的变化，并应将改变的运行结线及潮流变化及时通知有关现场。由于变更系统潮流增加，应通知有关
现场加强监视、及时检查，特别是运行设备可能发热、超过热稳定等情况。
第84条：继电保护及自动装臵应配合协调。
第85条：500kV、220kV系统变压器中性点直接接地数目应重新考虑，并为防止操作过程引起内部过电压的可能性，做好防止对策。
第86条：由于检修、扩建、新建可能造成相序或相位错误的，送电时必须进行相序或相位检测工作,以保证其正确性。环状网络中变压器的操作，可能引起电磁环网中结线角度发生变化时，应及时通知有关单位。
第87条：带电作业，要按检修申请制度,提前向所属检修主管部门提出申请,得到批准后,作业前必须经当值调度员同意。严禁约时停电或送电。
第88条：系统变更后，事故处理措施应重新考虑。必要时事先做好事故预想，并与有关现场联系好，包括通信和自动化部门。
第89条：系统解列点及同期并列点应重新设定。
第90条：当现场直流接地时，首先应检查所内一、二次设备，以先检查附属的影响小的，后检查主要的影响大的设备为原则。
第三节 并解列操作
第91条：频率：同期并列时，必须频率相同。系统联系较强时，最大允许频率差 0.5Hz。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但频率不得低于49.80Hz。
第92条：电压：系统之间并列，无论同期或环状并列，应使电压差（绝对值）调至最小，最大允许电压差为20％。特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过30％，或经过计算确定允许值。
第93条：电气角度引起的电压差：系统环状并列时，应注意并列处两电压向
量间的角度差，对整个环路内变压器结线角度之差必须为零。对潮流分布产生之功率角，其允许数值根据环内设备容量，继电保护等限制程度而定。有条件时，操作前应检查相角差和电压差，并估算合环潮流。
第94条：相序、相位：由于设备检修（如导线拆引、接引）或新设备投入运行有可能引起相位紊乱的工作之后，对单侧供电之负荷线路以及对两侧有电源的唯一联络线，在受电或并列之前，应测量相序；环状系统合环前，应测量两侧相位相同。
第95条：对单环状系统变电所的线路应安装电压抽取装臵。环状系统并列点如有同期装臵，应在环状并列前使用同期装臵检验同期，以增加操作的正确性。
第96条：两系统解列时，应将解列点潮流调整至近于零，电流尽可能调至最小，以免解列时两侧频率和电压变化太大。
第97条：环状系统并列或解列操作时，必须考虑到环内潮流、电压的变化，及其对继电保护、系统稳定以及设备过载等方面的影响。
第98条：操作过程中，应切实掌握潮流、电压的变化，以判断开关是否确实合上或拉开。除与现场核实外，还要注意自动化信息的变化。
第四节 线路停送电操作
第99条：环状或并列运行线路中的线路停电时，必须注意其它运行线路不至于过载或影响系统的稳定性。
第100条：线路作业完了，恢复送电操作时，应考虑线路上可能存在短路点（如漏拆地线等），而引起事故或系统稳定的破坏，故规定：
1、操作前应注意了解继电保护及安全自动装臵已按规定投入，充电端变压器
中性点必须直接接地。开关合闸后，必须检查三相电流、有功、无功表的指示，以判断其正确性。
2、操作前应检查相关线路的送电电力及母线电压。必要时可先调整电源、电压，降低与稳定有关线路的有功电力，然后进行线路充电。
3、如无法降低相关线路送电电力至规定值，有条件时先对线路进行递升加压试验，良好后再充电。
4、正确选取充电端，一般以对稳定影响较小，离系统中枢点及发电厂母线越远越好。
第101条：220kV的长距离（200公里以上）及 500kV线路送电操作时，必须考虑可能产生操作过电压和线路充电无功引起电压波动的影响，故应于操作前调整电压，防止线路末端电压升高和产生的操作过电压。
第102条：线路停送电操作步骤：
1、一次系统线路作业完了后，送电前一般不进行绝缘测定。但新建线路投入运行，或考虑操作时对系统稳定有影响而必须加压者例外（如可能线路上有地线忘拆除）。
2、停电操作时必须先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。送电操作时先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸。
3、并列双回线之一停电时，应先在送电端解列，然后负荷端停电；送电时应选择负荷侧充电，电源侧并列，以减少电压波动和解、并列处电压差。
4、长距离线路或单回联络线，应正确选择停、送电端，须考虑线路操作过电压、发电机自励磁、继电保护、稳定等。
第103条：线路递升加压的规定：
1、加压的发电机应有足够的容量，以免发生自励磁现象，必要时应考虑适当
降低升压变压器的变比，可适当降低加压发电机的转速来控制电压。
2、作零起升压发电机的强行励磁，自动励磁调整器，复式励磁等装臵均应停用。被升压的各种设备应具有完备的保护。
3、对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。
4、进行加压时，应先将母线差动保护及线路重合闸、连切装臵停用。
5、加压时，三相电压平衡，三相电流平衡为线路充电电流，且随励磁电流增加而增加，即应逐渐提高电压至规定值（额定值，但不超过1.05倍），经5～10分钟无异状时，说明无故障。当增加励磁时，只见三相电流增加，电压不升高或三相电流不平衡，即说明有三相短路或接地，应立即停止加压。当发电厂和变电所的变压器、开关等一起进行零起升压时，注意同时察看设备并听声音，有异常立即停止加压。
第五节 变压器运行及操作
第104条：变压器运行应严格执行规程及有关规定；220 kV及500kV系统任何时候不得脱离变压器中性点运行。有载调压变正常运行时，电压应保持在相应分接头对应电压内。
第105条：220kV及500kV变压器送电时一般应先由高压侧充电，低压侧并列；停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。
第106条：环状系统中的变压器操作时，由于变压器分接头的固定，应正确选取充电端，以减少并列处的电压差。
第107条：超高压长线路末端变压器操作时，考虑空载线路末端电压可能过高，使空载变压器投入时，磁路饱和出现异常的高次谐波而击穿变压器绝缘，故规定操作时，电压不得超过变压器相应分接头电压的 10％。
第108条：变压器停电或充电操作时，为防止开关三相不同期或非全相投入而产生过电压影响变压器绝缘，停电或充电前，应将变压器中性点直接接地。变压器操作后中性点接地方式应重新考虑。
第109条：发电厂的大型变压器，为减少变压器的冲击，尽可能采用发电机变压器组在高压侧解列；送电时，采用发电机变压器组零起升压，再于高压侧同期并列的方式。
第110条：500kV变压器500kV侧中性点永久接地，220kV侧中性点正常时，按继电保护规定运行。主变停、送电操作时，220 kV侧中性点必须直接接地，中性点保护随中性点运行方式不同做相应改变。
第111条：500kV变压器与500kV线路要分段充电。当500kV电压较高且主变低压侧有电抗器时，可采取变压器与线路同时停送电操作方式。充电前要注意调整系统电压，使主变分接头相应电压及线路末端电压均不超过允许范围。
第六节 母线操作
第112条：220kV少油式开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时，为避免少油开关触头间的并联电容与电感式电压互感器形成串联谐振，母线停送电操作前，应将电压互感器刀闸拉开，操作结束后再投入。也可在电压互感器的二次回路内加装消谐装臵或并（串）适当电阻。如线路停送电时伴随220kV母线停送电，应采取220kV线路与220kV空母线一并停送电方式。 第113条：变压器向母线充电时，此时变压器中性点必须直接接地。
第114条：母线是发电厂、变电所的中枢，是电器元件的集合点；进行母线操作时，必须进行充分的检查准备；调度运行人员要做好系统性事故预想（如刀闸瓷柱折断等）。
第115条：母线进行倒闸操作时，应在母联开关的两侧刀闸及母联开关合位的情况下，将母联开关的操作直流停用后，才能进行倒闸操作。
第116条：母线操作时应注意对母差保护的影响，根据母差运行规程作好相应的变更。母线操作过程中，无特殊情况母差保护应在投入使用中。
第117条：进行母线停、送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电而导致电压互感器二次保险熔断，从而造成继电保护误动作。 第118条：用母联开关向空母线充电前：
1、母线充电保护应投入，充电后视不同系统运行方式投入或停用。
2、母联开关的保护应投入（方向相反时，其零序方向元件短接）。
第119条：220kV刀闸允许进行停送空母线操作，但在送空母线时，应在用开关给母线充电无问题后进行。500kV刀闸不得进行停送空母线操作。
第六章 电网事故及异常处理
第一节 总 则
第120条：本规定为网调调度员在指挥处理其直接指挥或管理的220kV及以上系统设备事故时的基本原则，并作为下级调度或发电厂、变电所编制现场有关事故处理规程的依据。
第121条：网调值班调度员是处理东北电力系统事故的指挥者，应对事故处理的正确性负责，在处理事故时应做到：
1、尽快限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人员和重要设备的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
2、千方百计保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电源和重要用户的供电（供热）。
3、尽快对已停电（停热）的用户恢复供电（供热），首先恢复发电厂的厂用电和重要用户的保安电力。
4、调整系统的运行方式，使其恢复正常。
第122条：在进行系统事故处理时，各级调度运行人员必须按其职权范围，在网调调度员的统一指挥下，密切配合。网调调度员为系统事故处理的全面领导人，各级调度、电厂值长、变电所值班长，必须严格迅速地执行网调调度员的一切命令（对人身或设备有威胁者除外）。为防止系统事故的进一步扩大，迅速而正确地处理事故，必要时网调调度员有权越级下达调度指令。 第123条：系统事故时，事故单位必须一方面进行事故处理（即无需网调命令即可处理的）；一方面立即清楚、简明而正确地将事故情况（主要指跳闸开关、频率、电压、设备状况、继电保护和自动装臵的动作情况等）报告上级值班调度员。非事故单位应充分准备防止与应付事故的蔓延，不要急于向上级值班调度询问事故情况。
第124条：事故处理期间，事故单位与上级调度的电话不应放下，应设专人负责，以利于互通情况，迅速排除故障。
第125条：处理系统事故时，值班调度员应及时了解开关位臵、继电保护和自动装臵动作情况以及频率、电压、潮流变化情况，充分利用远动自动化信号和自动化信息判断事故，以提高事故处理的正确性。
第126条：解环处或事故点装有同期装臵或同期重合闸者，发现或发生事故时，应立即打开同期装臵或利用同期重合闸。判断为两个不同系统时，可立即同期并列，同时汇报上级调度。
第127条：网调指挥的系统结线方式变更时，值班调度员应及时通知有关单位。省调指挥的系统结线方式有变更，影响到网调指挥的系统时，应及时报
告网调，以利于考虑事故处理。
第128条：系统事故处理过程中发现设备有明显缺陷，值班调度员应及时通知有关单位进行处理。对送电线路应立即通知巡线或事故抢修。
第129条：事故处理完毕后，要认真检查运行方式及安全自动装臵、继电保护的使用情况等，值班调度员向有关领导汇报，并详细整理记录事故情况（事故时间、事故系统运行方式、安全监视系统动作情况、事故现象、处理过程、影响负荷情况、存在的问题及事故的可能原因等）。
第二节 线路跳闸事故处理
第130条：线路跳闸后，为加速事故处理，值班调度员可不待查明事故原因，立即进行强送电，在强送时应考虑可能有永久性故障存在而影响稳定，故规定：
正确选取强送端，一般离有关重要线路及发电厂母线和系统中枢变电所母线越远越好。
强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，如超过规定应调整至允许值后再强送。
3、强送开关背后母线上必须有变压器中性点直接接地。
4、强送的开关要完好，并应使用完备的快速继电保护。
5、500kV线路强送时应注意线路末端电压不超规定值。
第131条：双电源的联络线跳闸，必须联系强送，以防止非同期合闸。 第132条：线路跳闸，重合闸重合不成功，允许再强送一次（根据设备和继电保护动作情况的分析，亦可以多于一次）。强送不良时，有条件可以对线路递升加压一次。
第133条：凡装有检同期重合闸或检查线路有电压装臵的开关，可利用此装臵检同期并列或环并。
第134条：线路跳闸或重合不良的同时，伴有明显的故障象征，如火光、爆炸声、系统振荡等，不应马上强送，需检查设备并消除振荡后再考虑强送。 第135条：凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均不得立即强送电，应联系作业单位无问题后方可送电。
第三节 联络线过负荷的处理
第136条：在处理联络线过负荷事故时，应考虑继电保护、自动装臵、系统稳定及设备过载能力的限制。要防止因线路过载，使导线下垂而扩大事故。 第137条：为了消除联络线过负荷，值班调度员应下令：
1、受端系统的发电厂迅速增加出力，快速启动受端水电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行。
2、送端系统的发电厂快速降低有功出力，并提高电压。频率调整厂应停止调频或适当降低频率（但不得低于 49.80Hz）。
3、电源调整不能奏效时，应立即下令受端系统拉闸限电。
4、有条件时，值班调度员请示主管生产领导批准改变系统结线，使潮流强迫分配。
第138条：对系统间联络线负荷的监视及其过负荷的消除，可按系统具体条件，委托送端或受端的有关厂变或地区调度进行。必要时以调度指令书的形式加以规定。
第四节 变压器事故处理
第139条：变压器跳闸时，应首先根据继电保护动作情况和事故跳闸当时的外部现象（变压器过负荷、电网中短路等）判断故障原因，并进行处理：
1、若主保护（瓦斯、差动等）动作，未查明原因消除故障前不得送电。
2、如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变无问题即可送电。
3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良，应检查设备后再考虑送电。
4、有备用变压器或备用电源自动投入的变电所，当运行变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后再检查跳闸的变压器。
第140条：变压器停送电操作时，当开关三相拉、合不同期时，可能引起过电压，包括传递到低压侧的过电压，为此规定：
1、停送电操作时，允许中性点直接接地变压器数量比正常多一台。先将操作的变压器中性点直接接地，操作完根据系统情况决定是否断开中性点。
2、发电厂单元式机变组停送电时，变压器中性点必须直接接地。 第141条：中性点接地系统不允许脱离中性点运行。
第142条：变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器在规定时间内降低负荷：
1、投入备用变压器。
2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如改变系统结线方式等。
3、按规定的顺序限制负荷。
第143条：变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定。一次系统各厂、变的变压器事故过负荷允许值，由各有关单位参照厂家规定及设备状况作出规定，报上级调度备案。
第五节 母线电压消失事故处理
第144条：变电所全停，一般是因母线故障或线路故障时开关、保护拒动造成的，亦可能因外部电源全停造成的。要根据仪表指示，保护和自动装臵动作情况、开关信号及事故现象（如火光、爆炸声等），判断事故情况，立即报告上级调度，并且迅速采取措施，切不可只凭所用电源全停或照明全停而误认为是变电所全停电。
第145条：多电源联系的变电所全停时，应立即将多电源间可能联系的开关拉开。双母线应首先拉开母联开关，防止突然来电造成非同期合闸，但每组母线上应保留一个主要电源线路开关在投入状态。检查有电压抽取装臵的电源线路，以便及早判明来电时间。
第146条：对于多电源或单电源供电的变电所全停，如果向用户供电的线路（该线路末端又无电源）的开关保护并未动作，不应拉开开关，除调度有特殊规定者例外。
第147条：当发电厂母线电压消失时，发电厂值班员应不待调度指令立即拉开电压消失母线上全部电源开关，同时设法恢复受影响的厂用电。有条件时，利用本厂机组对母线零起升压，成功后设法恢复与系统同期并列。如对停电母线进行强送电，应尽可能利用外来电源。
第148条：当母线电压消失，并伴随由于故障引起的爆炸、火光等异常声响时，现场值班人员应立即汇报上级调度，并自行拉开故障母线上所有开关。找到故障点并迅速隔离后联系值班调度员同意，方可对停电母线送电。
第149条：当母线本身无保护装臵，或其母线保护因故停用中，母线故障时，其所接之线路开关不会动作，而由对方的开关跳闸，应联系后按下列办法处理：
1、单母线运行时，立即联系值班调度员同意，选择适当电源开关强送一次，不良后切换至备用母线受电。
2、双母线运行时，立即拉开母联开关，汇报值班调度员，值班调度员选择两条线路，分别对两条母线强送。
第150条：当母线由于差动保护动作而停电，无明显故障现象时，按下列办法处理：
1、单母线运行时，联系值班调度员同意，选择电源线路开关强送一次，不良后切换至备用母线。
2、双母线运行，而又同时停电时，不待调度指令，立即拉开母联开关。联系值班调度员同意，分别用线路开关强送一次，选取哪个开关强送，由调度决定。
3、双母线之一停电时（母差保护选择性切除），应立即联系值班调度员同意，用线路开关强送一次，必要时可使用母联开关强送，但母联开关必须具有完善的充电保护（相间、接地保护均有），强送不良拉开故障母线刀闸。将线路切换至运行母线时，应防止将故障点带至运行母线（如故障点在人字引线上）。
第六节 发电机跳闸事故处理
第151条：发电机（调相机）跳闸，应先查明继电保护及自动装臵动作情况，再进行处理：
1、水轮发电机由于甩负荷造成过速、过压保护动作跳闸，应立即恢复并列带负荷。
2、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，其它保护均未动作，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，不
须检查，待外部故障消除后，立即并列带负荷。
3、由于机组其它保护装臵动作跳闸，应按现场规程进行检查，确定无问题后再并列带负荷。
4、发电机因人员误碰保护装臵而跳闸，应立即调整转速恢复与电网并列运行；若由于联锁装臵动作跳闸（如联锁切机、过载切机、振荡解列等），联系值班调度员处理。
第152条：汽轮发电机转子线圈发生一点稳定性接地，可以允许继续运行，但应使两点接地保护作用于跳闸。水轮发电机或调相机转子线圈一点永久接地，应立即停机检查。
第153条：200MW及以上汽轮发电机，失掉励磁时对电网安全稳定运行影响较大，原则上必须与电网立即解列，且失磁保护动作后作用于发电机。但经过试验或经上级有关部门批准允许无励磁异步运行机组失掉励磁时，应迅速降低有功出力到规定值，并迅速采取措施恢复励磁，恢复励磁不成功立即将机组解列。
第154条：带有空载线路的发电机发生自励磁时：
1、由于零起升压引起，应立即降低发电机转速，切断空载长线路。
2、由于运行中事故跳闸引起，如长线路对侧开关跳闸，应立即将励磁降低到零，同时降低发电机转速，然后断开空载线路开关。
第七节 系统振荡事故处理
第155条：系统振荡为个别电厂或一部分系统与主系统失去同步而产生，产生振荡的主要原因：
1、电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当送电电力超过规定
时，引起静稳定破坏而失去同步。
2、系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的地方发生短路时，易引起动稳定破坏而失去同步。
3、环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动稳定破坏而失去同步。
4、大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。
第156条：系统振荡的现象：
振荡时发电机电流表、功率表及连结失去同期的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流表、功率表明显地周期性地剧烈摆动，同时，系统中各点电压将发生波动，振荡中心的电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡嗡声响，在失去同期的受端系统中，频率下降，在送端的系统频率则升高。
第157条：消除振荡的措施：
1、发电厂、变电所应迅速采取措施提高系统电压。
2、频率升高的电厂，迅速降低频率，直到振荡消失或降低到不低于49.50 Hz为止。
3、频率降低的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，值班调度员可以下令受端切除部分负荷。
4、不论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、调度值班人员争取在３－４分钟内将振荡消除，否则应在适当地点解列。
6、在系统振荡时，除现场事故规定者外，发电厂值班人员不得解列任何机组。
7、若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁机组解列。但应注意区别汽轮发电机失磁异步运行时，功率、电流也有小的摆动。
8、环状系统（或并列双回路）解列操作而引起振荡时，应立即投入解列的开关。
第八节 高压开关异常处理
第158条：发电厂、变电所值班人员在拉合开关操作发生非全相时，应立即拉开开关，然后报告上级值班调度员。
第159条：发电厂、变电所值班人员发现运行中的开关非全相运行时，应立即报告上级值班调度员。
第160条：值班调度员在接到发电厂、变电所值班人员关于开关非全相运行的报告后，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。
第161条：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、解列单运、损失负荷或引起其它设备严重过载扩大事故时，则应立即：
1、下令受端发电厂迅速增加出力，相应下令送端发电厂减出力，使非全相运行线路潮流调至最小。
2、根据需要下令受电端调度紧急事故拉闸，然后再将非全相运行的开关停下来。
第162条：将非全相开关停电的处理办法：
1、220kV系统用侧路开关与非全相开关并联，将侧路开关操作直流停用后，拉开非全相开关的两侧刀闸，使非全相开关停电。
2、如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有条件停电且是双母线时：对侧先拉开线路（变压器另一侧）开关后，本侧将其它元件捣到另一条母线，用母联开关与非全相开关串联，再用母联开关断开空载电流，线路及非全相开关停电，最后拉开非全相开关的两侧刀闸。
3、非全相开关所带元件为发电机时，应迅速降低该发电机有功和无功出力至零，再参照上述方法进行。
第163条：500kV 3/2开关结线方式下，当发现某一开关泄压，但压力未降到分合闸闭锁时，应根据不同情况，及时处理：
1、两串及以上环并运行时，立即拉开泄压开关。
2、母线开环运行时，在调整系统方式及潮流后，拉开泄压开关，有关线路（或变压器、母线）停电或500kV系统解列运行。
第164条：500kV3/2开关结线方式下，某一开关因故闭锁不能操作时，可首先采用将故障开关两侧线路（或变压器、母线）停电，再无压拉开故障开关两侧刀闸的办法将故障开关停电。
第165条：500kV3/2开关结线方式下，某一开关因故闭锁不能操作,而故障开关两侧线路（变压器）由于潮流较大或其它原因不能停电时，若500kV母线有两个及以上串环并运行且500kV刀闸是电动三相连动操作的情况下，可以采用拉开故障开关两侧刀闸的办法将故障开关停电，但操作时应注意
两串环并运行时，用刀闸解环前，将所有开关的操作直流停用；解环后迅速恢复所有开关的操作直流。
三串及以上环并运行时，用刀闸解环前，将故障开关所在串的所有开关操作直流停用；解环后，迅速恢复该串其它开关的操作直流。
第九节 失去通信联系时的处理
第166条：当值班调度员与发电厂、变电所或下级调度电话不通时，应通过各种通信方式恢复通话，或通过有关调度及厂变转接。通信中断的发电厂、变电所或调度，应尽可能想办法与上级调度取得联系，在未取得联系前，应暂停可能影响一次系统运行的设备的操作。
第167条：当系统无故障且与调度通信中断时：
1、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），其他厂、变应积极协助调整频率、电压，并参照当日有功、无功曲线执行。
2、停止执行计划检修作业，开始执行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。
第168条：当系统故障且与调度通信中断时：
1、发电厂或变电所母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点切除，单母线只保留一组电源开关，双母线拉开母联开关后，每条母线只保留一组电源开关。具体操作参照本规程母线故障及电压消失处理规定执行。
2、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限制，如超过稳定极限，应自行降低出力。
3、当系统电压异常时，各厂、变应及时调整电压，视电压情况投切本所低压侧的无功补偿设备。
第169条：通信恢复后，有关厂、变运行值班人员应立即向值班调度员汇报
通信中断期间的处理情况。
第七章 同期装臵管理
第170条：同期并列装臵是电网正常运行和事故处理中使用的重要装臵之一，厂、变装设的同期装臵由上级调度直接指挥。
第171条：同期并列装臵必须定期进行校验并保证装臵随时处于正常状态。装有同期并列装臵的发电厂、变电所值班人员，必须能进行同期并列操作。 第172条：具有同期装臵的新建厂、变投入运行时，其同期装臵必须与设备同时投产。同期装臵退出运行，必须经上级调度同意。
第173条：同期装臵的检修或故障处理应与其它设备等同对待，按设备检修调度管理办法执行。
第174条：发电厂、变电所每年12月份向上级调度汇报一次装设同期点的位臵及数量。
第八章 设备检修与新设备投入
第一节 设备检修管理
第175条：本章为网调在其调度管辖设备进行检修时的管理制度，所涉及的单位必须按本规程执行。
第176条：已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意后，才能开工。
第177条：网调管辖设备检修不能按计划开工时，应及时将详细原因汇报网调，网调调度员请示主管领导批准后，办理延期或撤消手续。
第178条：网调管辖设备检修不能按计划完工时，应在原计划工期未过半前，向网调提出延期申请，网调请示主管领导批准后，办理延期手续。
第179条：已开工的检修计划，要增加工作项目时，如对系统及设备有影响，必须向网调提出申请，经批准后方可进行。
第180条：对非计划的网调管辖设备临时检修申请，如设备有严重缺陷，继续运行将影响设备安全时，应及时向网调申请。当班调度员可批准当日时间内完工，且对供电、供热无影响的设备检修。如超出上述时间或对系统供电、供热有影响的检修申请，应请示网调主管领导批准。
第二节 新电厂并网运行的调度管理
第181条：新建机组并网前应按国家有关法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议后，才可并网运行。
第182条：并网运行的发电厂必须服从统一调度，执行电网管理的有关法规、制度、规定等。
第三节 新设备投入的调度管理
第183条：新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两路独立的通信路由。 第184条：扩建、改建或新建而投入设备时，应做如下工作：
1、全电压合闸，合闸时一般应使用双重开关和双重保护。
2、相位与相序要核对正确。
3、相应的继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化设备同步调试投入运行。
第185条：新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：
1、一、二次（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化等）设备均应调试正常，同步投运。
2、按调度要求提前一个月报送必备的图纸资料、设备参数、值班人员名单。
3、设备命名、编号、调度关系需提前一个月报请调度部门批准。
4、组织有关运行人员学习规程、规定，并经考试合格后，持证上岗。
第186条：新设备需提前15天由运行单位向上级调度报送正式的投入方案。 附录一 侧路代送操作的原则步骤
一、500kV侧路代线路开关送电：
１、用侧路开关给侧路母线充电。
２、将被代线路两侧高频保护改信号。
３、将侧路开关、线路开关操作直流停用。
４、合上被代送线路的侧路刀闸环并。
５、将侧路开关、线路开关操作直流起用。
６、拉开被代线路开关。
7、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
二、220kV侧路代线路开关送电：
１、用侧路开关给侧路母线充电后停回。
２、合上被代送线路的侧路刀闸。
３、将被代线路两侧高频保护改信号。
４、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。
５、合上侧路开关环并。
６、拉开被代线路开关解环。
７、将侧路开关的接地二、三段启用。
８、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
三、220kV母联兼旁路代线路开关送电：
１、母线倒成单母线，母联兼侧路开关停电备用。
２、母联兼侧路开关的母差CT切换到被代线路位臵上，正常不投的线路保护启用。
３、用母联兼侧路给侧路母线充电良好后停回。
４、合上被代线路的侧路刀闸。
５、将被代线路两侧高频保护改信号。
６、将被代线路及母联兼侧路开关的接地二、三段保护停用。
７、合上母联兼侧路开关环并。
８、拉开被代线路开关解环。
９、将母联兼侧路开关的接地二、三段保护启用。
10、交换线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。
四、母联代线路开关送电 （线路开关保护定检或异常处理）：
１、母联应有被代线路保护且启用，被代线路在一条母线上，其它元件在另一条母线上。
２、如果此方式运行时间较长，母联母差CT应切换到线路CT，同时线路开关母差CT应摘出，如上述要求难实现，母联串代线路运行的母线视为一段线路，且此母线故障母差无选择切除两条母线上所有元件。
五、侧路代主变开关运行：
１、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。
２、合上主变一次侧路刀闸。
３、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差动保护停用。 ４、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。 ５、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。 ６、合上侧路开关环并。
７、拉开主变一次开关。
８、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。
六、线路开关因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：
１、侧路开关保护应改为被代线路保护定值，紧急情况如果接地、距离保护能伸出本线路，请示领导同意，可使用此定值。
２、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。
３、合上被代线路开关的侧路刀闸。
４、将被代线路两侧的高频保护改信号。
５、合上侧路开关环并。
６、将侧路开关的操作直流停用。
７、拉开被代线路开关的两侧刀闸。
８、将侧路开关的操作直流启用。
９、交换被代线路两侧高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按总调命令执行。
注：⑴注意尽量缩短侧路保护与该线路保护不符的时间。
⑵如果侧路代送不能实现，应尽快用母联串送，母联没有线路保护时，立即停电，严禁线路无保护运行。
附录二 违反调度指令考核细则
一、总则
１、为严肃调度纪律，保证电网安全、稳定、优质、经济运行，特制定本细则。
２、值班调度员要对发布的调度指令的正确性负责。在不危及人身和设备安全的情况下，下级调度必须认真执行上级调度下达的调度指令。
３、如有违反调度指令的情况发生，将按规定严肃处理。
４、本细则适应于东北电网调度系统。
二、凡发生下列情况之一者，即视为违反调度指令：
１、拒不执行调度指令或对调度命令提出不同意见，在上级调度值班人员做出明确答复后仍不执行者。
２、超出调度指令范围并造成后果者。
3、在电网异常或紧急状态下，未在调度规定的时间内执行完毕调度指令者。
4、超出调度权限自行开、停机的调度和电厂。
5、篡改运行记录者。
6、对继电保护、安全自动装臵动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理造成后果者。
7、对调度自动化、电能量采集及通信运行设备未经批准自行停用造成后果者。
8、调度系统各运行单位超出设备调度指挥权限自行改变系统运行方式或改变设备状态者。
9、其它经上级认定者。
10、凡发生上述第２条、第6条、第7条情况，但未造成后果者，给予警告，累计出现两次警告视为违反调度指令一次。
三、认定及执行
违反调度指令造成后果，应严肃处理，由当事人和当事人单位承担。
发生违反调度指令情况后，由调度处（室）整理情况，出书面汇报，由上级调度部门认定后按有关规定执行。
受处理单位（人员）有权申诉或越权反映申诉意见。
四、本细则解释权属国家电力公司东北公司。
附录三 东北电网异常及事故汇报制度的规定
一． 省调异常及事故汇报制度的规定：
根据《电网调度管理条例》和国调中心的“关于重大事故汇报的规定”，为了加强管理，便于网调统一指挥，协调全网运行工作，特明确异常及事故汇报制度。
1. 电网发生重大事件后，有关省调应立即了解情况，并及时向网调值班调度员汇报。
2．电网故障和重大事件包括：
2．1 220kV电网解列；电网内主要发电厂和220kV及以上变电站母线停电事故；220kV及以上设备损坏事故；铁磁谐振。
2．2 重大火灾事故；大面积停电事故；系统振荡；三条及以上线路 （220kV及以上）同时跳闸或异常停电；水电站垮坝、漫坝、厂房被淹等事故。
2．3 由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响。
2．4 自然灾害(水灾、火灾、风灾、地震、冰冻等)及外力破坏等对电力生产造成重大影响。
2．5 网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。
2．6 调度系统内发生的重大事件(如火灾、地调调度系统人员误操作、66kV
及以上调度系统运行人员责任，中断调度中心（局）安全运行记录等事件)。
2．7 调度系统执行《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规定过程中发生的重大事件。
3． 重大事件汇报的主要内容(必要时应附图说明)：
3．1故障或事件发生的时间、地点、背景情况。
3．2故障或事件经过、保护及安全自动装臵动作情况。
3．3故障或事件恢复情况、重要设备损坏情况、对重要用户的影响。
3．4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需较长时间时，省调应指派专人随时向网调值班调度员汇报恢复情况。
二．直管电业局、发电厂、超高压局异常及事故汇报制度的规定：
根据《电网调度管理条例》和国调中心关于《网、省调电网运行情况汇报规定》，为了加强调度管理，便于网调统一指挥，协调全网调度运行工作，特明确异常及事故汇报制度。
1．发生下列情况之一者，必须立即向网调值班调度员汇报：
电业局、超高压局部分：
1．1 网调委托地调指挥的所有220kV设备异常及故障
1．2 66kV母线故障
1．3 66kV线路及变电所变压器故障造成影响供电(热)
1．4 生产人身伤亡事故
1．5 人为误操作事故
1．6 500kV变压器主变三次侧故障
1．7 稳定破坏事故及造成系统解列事故
1．8 造成重大经济损失及重大社会影响的异常及事故
发电厂部分：
1．9 发电机跳闸及机组解列
1．10 锅炉灭火
1．11 重要辅机(吸风机、磨煤机、送风机等)故障，影响负荷
1．12 变压器异常及故障
1．13 厂内设备故障影响地区供电(热)
1．14 人身伤亡事故
1．15 人为误操作事故
1．16 现场自动装臵、继电保护、AGC等异常及故障
1．17 造成重大设备损坏、经济损失及社会影响的故障
2．汇报要求准确及时。
3．汇报的内容主要有：事情发生的时间、地点、保护及安全自动装臵动作及恢复情况、设备损失、对重要用户的影响等。
4．在发生长时间事故(恢复时间较长)或自然灾害时，应指定专人随时向网调汇报。
5．对不执行本规定的单位和个人将进行批评，必要时将根据《电网调度管理条例》追究有关人员的责任。