11.13.5 双母线接线方式的厂站，运行元件由一组母线倒至另一组母线时，应先退出母联开关的操作 电源。
11.13.6 当双母线接线的两组母线电压互感器只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可退出母联
开关操作电源或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行电压互感器所在的母线。
11.14 开关操作规定 11.14.1 开关合闸前，厂站运行值班人员应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应
检查确认三相均已接通，三相电流平衡。
11.14.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作的，应进行三相同时操作，不得
进行分相操作。
11.14.3 3/2(含4/3接线，下同)接线方式的厂站，设备送电时，宜先合母线侧开关，后合中间开关，
停电时宜先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。
11.14.4 操作旁路开关代路时，应按规定相应调整继电保护和安全自动装置。 11.15 刀闸操作规定
11.15.1 允许用刀闸进行下列带电操作：
11.15.1.1 系统无接地故障时，拉、合电压互感器。 11.15.1.2 无雷电时，拉、合避雷器。
11.15.1.3 拉、合 220kV 及以下空载母线，原则上不进行 500kV 刀闸拉、合母线操作。 11.15.1.4 拉、合变压器中性点接地刀闸。如中性点上有消弧线圈，应在系统没有接地故障时进行。
11.15.1.5 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操 作电源退出）。
11.15.1.6 拉、合 3/2接线方式的母线环流（应采用远方操作方式，解环前应确认环内所有开关在合 闸位置）。
11.15.2 严禁带电用刀闸拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器及 500kV GIS 设备短引线。
11.16 零起升压操作规定 11.16.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备
过电压，必要时可降低发电机转速。 11.16.2 零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机的强行励磁、自动
电压校正器、复式励磁等装置应停用，发电机保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开 关压板。
11.16.3 升压线路保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板和重合闸。
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11.16.4 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该主变压器保护应完备并可靠投入，并退出联跳其
它非零起升压回路开关的压板，主变压器中性点应接地。 11.16.5 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施防止误动作，母联开关应保持冷
备用，防止开关误合造成非同期并列。 12 事故处理 12.1 一般原则
12.1.1 各级调度机构值班调度员是电力系统事故（含异常，下同）处理的指挥者，按调度管辖范围划
分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。 12.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：
12.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。 12.1.2.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、 站用电的正常供电， 迅速将解网部分恢复并网运行。
12.1.2.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。 12.1.2.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。
12.1.2.5 及时将事故及处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。 12.1.3 发生事故时， 运行值班人员应立即向值班调度员简要汇报事故情况以及相关设备的状态和潮流
情况，经检查后再详细汇报如下内容： 12.1.3.1 保护装置动作及通道运行情况。 12.1.3.2 设备外部有无明显缺陷及事故象征。 12.1.3.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。
12.1.4 事故处理时，调度系统值班人员应迅速正确地执行上级值班调度员的调度指令，凡对系统有重
大影响的操作须取得上级值班调度员的指令或许可。上级值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事
后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，不得在事故当时向调度机构和事故单
位询问事故情况或占用调度电话。
12.1.5 发生以下事故时，下级值班调度员应立即向上级值班调度员汇报。 12.1.5.1 上级调度机构调度许可设备故障。
12.1.5.2 影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。 12.1.5.3 影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。 12.1.5.4 影响上级调度机构直调发电厂开机方式或发电出力的。
12.1.5.5 其它影响上级调度机构调度管辖系统安全运行或需要上级调度机构协调、配合处理的。
12.1.6 为防止事故扩大，调度系统运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽
快汇报值班调度员。
12.1.6.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。 12.1.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离。
12.1.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。
12.1.6.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保 护。
12.1.6.5 系统事故造成频率严重偏差时，各发电厂调整机组出力和启停机组协助调频。 12.1.6.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。
12.1.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，厂站值班人员应根据现场规程规定，向值班调度员汇报 并提出要求。
12.1.8 事故处理时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助事 故处理。
12.1.9 事故处理时，现场应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联 系。 16
12.1.10 事故处理时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度员的
调度指令相抵触。
12.1.11 事故处理完毕后，事故单位应整理事故报告，及时汇报有关部门。 12.2 线路事故处理
12.2.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应强送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路强送电
一次。如强送不成功，需再次强送，应经本调度机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。
12.2.2 线路发生故障后，值班调度员应及时通知有关部门进行事故巡线，巡线有结果后应及时汇报值
班调度员。事故巡线时，若未得到值班调度员“XX 线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
12.2.3 线路故障跳闸后，强送前应考虑：
12.2.3.1 正确选择强送端，使系统稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定 的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高系统稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要
变电站侧开关强送。
12.2.3.2 强送的开关应完好，且启用完备的继电保护。无闭锁重合闸装置的，应将重合闸停用。
12.2.3.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否 强送。
12.2.3.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值。
12.2.3.5 若开关遮断次数已达规定值，由现场运行值班人员根据规定，向值班调度员提出
要求。
12.2.3.6 当线路保护和线路高抗（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗（串补装置）同
时故障来考虑事故处理。
12.2.3.7 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸、故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作
人员撤离现场之前不得强送。
12.2.3.8 强送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的 220kV 线路强送电，
终端变压器的中性点必须接地。 12.3 发电机事故处理
12.3.1 发电机异常或跳闸后，发电厂运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处理。
12.3.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增
加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并 入系统。
12.3.3 机组失去励磁时而失磁保护未动，发电厂运行值班人员应立即将机组解列。
12.3.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。
12.4 变压器事故处理
12.4.1 变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对变压器及保护进
行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。
12.4.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对
变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。
12.4.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有冲击、弧光、
声响等）应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。
12.4.4 变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。
12.4.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调
整变压器中性点接地方式。 12.5 高压电抗器事故处理
12.5.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电。
12.5.2 高压电抗器单一主保护动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器
动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，经运行单位分管领导同意后，可以试送一次，有条件时可进 行零起升压。
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