调度员设备异常及事故处理
1 线路事故处理
1.1 线路跳闸后，重合不成功，厂站运行值班员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行外部检查，并将检查结果汇报值班调度员。值班调度员在得到现场“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报，并核实线路确无电压后，可以对线路强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产的中心领导同意。如有条件，可以采用零起升压方式。
1.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时将可能的故障区段和级别通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
1.3 线路一侧开关跳闸后，应迅速用检同期方式合环。如无法迅速合环时，值班调度员应命令拉开引起末端电压过高的另一侧线路开关。
1.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑: 1.4.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。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电网稳定的措施；尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；
1.4.2 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护,无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；
1.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等, 待查明原因后再考虑能否强送。 1.4.4 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
1.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有关调度提出要求。
1.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。
1.4.7 500KV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟或以上，
1.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸故障, 事故跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送. 1.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；
1.4.10 强送端变压器中性点必须接地,如带有终端变压器的220千伏线路强送,终端变压器的中性点必须接地; 2 发电机事故处理
1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；
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，并尽快将机组再次并入系统。 3 变压器事故处理
3.1 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之一)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。如检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，由变压器所属电业局或电厂总工同意,可以试送一次，有条件时应进行零起升压；
3.2 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；
3.3 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。 3.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理。
3.5 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。
3.6 变压器有下列情况之一时，应立即停电处理：
3.6.1 变压器声音明显不正常或变压器内部有放电声、炸裂声。 3.6.2 在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升。 3.6.3 严重漏油或喷油使油面低于油位指示计的限度。 3.6.4 压力释放装置动作，安全膜破裂，向外喷油等。 3.6.5 导管有严重破损和放电现象。 3.6.6 变压器冒烟、着火。
3.6.7 变压器邻近设备着火、爆炸或发生对变压器构成严重威胁的情况时。
3.7 变压器过励磁保护动作跳闸后，应检查变压器有无其他保护动作，并检查变压器油箱温度有无异常。如无异常，其他保护也未动作，可将变压器恢复运行，退出励磁保护进行检查。 4 母线事故处理
4.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，迅速恢复受影响的厂站用电。 4.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处理：
4.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；
4.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）。
4.3 经过检查，母线无明显故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。
4.4 当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电。 4.5 当开关失灵保护动作跳闸时，应立即拉开已失灵开关的两侧刀闸，恢复母线供电。
4.3 厂站值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，正确判明事故情况，切不可只凭站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。调度员也应与厂站值班人员核对现状，切不可只凭220KV母线失电而误认为变电站全站失压。
4.4 母线无压时，厂、站值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。 5 开关故障处理
5.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；
5.2 开关因本体或操作机构异常出现\"合闸闭锁\"尚未出现\"分闸闭锁\"时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；
5.3 开关因本体或操作机构异常出现\"分闸闭锁\"时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：
5.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；
5.3.2其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 6 系统振荡事故处理 6.1 系统振荡时的现象
6.1.1 发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声；
6.1.2 失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动；
6.1.3 振荡中心处电压最低，偏离振荡中心的地区，电压也会波动，电灯忽明忽暗； 6.1.4 靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作；
6.1.5 整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动。 6.2 系统振荡事故的处理
6.1 系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；
6.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，力争恢复正常频率。必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡和联络线过载或超稳定限额，且频率恢复到49.5Hz以上；
6.3 频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；
6.4 当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；
6.5 运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；
6.6 采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；
6.7 振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。 7 电网频率异常处理
7.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。 7.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：
7.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟； 7.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；
7.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应不待调度命令按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；
7.4 为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；
7.5 当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。
7.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。
