上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准
QJ/WGQE04.01.08—2005
事故处理规程
1主题内容和适用范围
1.
1本规程是外高桥第二发电有限责任公司电气系统事故处理的基本规程。 1.
2本规程适用于值长、集控、化学、燃料等全体运行人员以及有关检修/运行专业技术人员，设备管理/检修人员、安监人员、继电保护人员、通讯远动人员等有关人员和有关领导都应熟悉本规程的有关部分。
2引用标准
本规程依照上海电力公司《上海市电力系统调度规程》、运行经验、现场设备等情况等编制。
3事故处理的一般原则
3.
1华东总调值班调度员（以下简称总调）、上海市调值班调度员（以下简称市调）是处理系统事故的上级指挥人员，值长则是我公司电气系统事故处理的指挥者。应对事故处理的正确性和及时性负责。处理事故时值长有权召集公司内外本公司运行和检修人员协助处理事故。 3.
2事故发生时, 值班人员处理事故的原则是：
3.2.
1迅速限制事故的发展, 弄清原因并消除事故的根源, 解除对人身和设备安全的威胁，用一切可能的方法保持设备继续运行；
3.2.2
优先考虑稳定和保持厂用电特别是公用段厂用电系统的正常供电； 3.2.
3尽一切可能的办法保持运行机组的频率、电压正常，包括尽快恢复对重要辅机的供电。
3.2.
4调整电气系统运行方式, 使其恢复正常；
3.
3在发生事故时，值长应尽快扼要而准确地向总调、市调及公司领导报告
上海外高桥第二发电有限责任公司2005—10—25发布
2005—10—25实施
1 事故概况, 待弄清情况后,应详细汇报。 内容包括事故发生的时间及现象、哪些开关跳闸、继电保护动作情况及潮流、频率、电压的变化等。
3.
4电网系统故障时, 应积极配合总调、市调处理事故。凡我公司对系统运行有重大影响的操作(如500kV系统运行方式变更、出力大幅度变动等),均应得到总调、市调的命令或许可。为了防止事故扩大，下列各项操作可不经值班调度员的命令，一面自行处理，一面作简要汇报，但事后应作详细汇报： 3.4.
1将直接对人员生命有威胁的设备停电；
3.4.
2运行中的设备有受损坏的威胁时, 将其停用或隔绝； 3.4.
3确知无来电的可能性, 将已损坏的设备隔离；
3.4.
4母线电压消失时, 将连接到该母线上的开关全部拉开； 3.4.
5当厂用电全部或部分停电时, 恢复其电源；
3.4.6
整个发电公司或部分机组因故与系统解列, 在具备同期并列条件时与系统同期并列。
3.5
交接班时发生的事故, 由交班者负责处理, 接班者协助。待事故处理结束或告一段落时再进行交接班。
3.6
系统发生事故时，不属于我公司处理范围的事故，不应在事故当时向调度员询问事故的原因和过程，以免影响事故处理；而应密切监视频率、电压、潮流的变化情况，防止事故扩展，发现异常情况应及时向调度员汇报。 3.7
事故处理时，须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，必须使用统一调度术语和操作术语，指令和汇报内容应简明扼要。事故处理以及发生严重危害人身和设备安全时可不填写操作票，但须详细记入交接班记录簿及各项记录簿内。
3.8
事故处理时，除与事故处理有关的领导和有关人员留在控制室，其他人员应迅速离开。
3.9
事故处理时,值长有权拒绝回答与事故处理无关的领导和其他人员的各种问题,集中精力进行事故处理。事故处理结束后,应写出书面的事故处理全过程。
4500KV系统的事故处理
4.
1系统频率异常的事故处理：
4.1.1
当系统频率超出50±0.2赫兹时为事故频率；
4.1.
2当系统频率在事故频率范围时，应坚决按调度员命令增、减有功出力；如通讯中断时，应主动自行增减有功出力，使频率恢复至正常范围内； 4.1.
3当系统频率在事故低频率时，集控值班人员应注意因汽机转速下降而引起的汽机轴系振动情况；
2 4.1.
4当系统频率低到机组低频保护整定值时，如保护未动或未投跳时，应及时向公司总经理或总工程师及调度员汇报，紧急停机；
4.1.
5当系统频率超过51赫兹时,各机组应立即将出力降至技术允许最低有功出力,同时服从调度员可能发布的停机命令,执行停机不停炉操作； 4.
2系统低电压的事故处理：
4.2.
1当本公司500KV母线电压超过网调颁发的电压曲线所规定的上/下限值或不能达到无功曲线要求时，值长应不待总调值班调度员的命令，自行调整发电机励磁使母线电压恢复到规定数值，当发电机已带足满负荷，而母线电压仍低于规定数值时，应汇报总调/市调值班员处理；
4.2.2
因系统电压低引起发电机强励持续动作达10”时, 应汇报总调、市调 值班调度员，并将强励出系；
4.2.
3当由于系统电压低导致10kV/3kV厂用电压低至额定电压的95%(即9.5/2.85kV)并有继续下降趋势时,可采取利用高备变带10kV/3kV厂用段的办法, 但二台高备变只能带有一台机组的10kV/3kV母线。此时,如有一台电动给泵运行, 应将另一台机组电动给泵的自启动停用。并应调节高备变的有载调压分接头, 使10kV/3kV厂用电压维持在9.5/2.85kV以上, 必要时可停用部分不影响机组运行的辅机或调整辅机的运行方式, 以尽量提高厂用电压。在主系统运行恢复正常或10kV/3kV厂用电压达10kV/3kV以上后，应将厂用电方式恢复正常；
4.2.
4当发电机出口电压降低到额定电压的90％时，应不待总调、市调值班 调度员的命令立即自行采用发电机的过负荷来制止电压继续下降；
4.2.
5当发电机出口电压降低到额定电压的90％，发电机已利用过负荷制止 电压继续下降，值长应立即汇报总调、市调值班调度员要求采取减有功，增无功措施来降低发电机的过负荷；
4.2.6
系统电压降低至额定电压的90％，并有下降趋势时，应及时向生产副总经理或总工程师及总调、市调值班调度员汇报，当系统电压下降至严重威胁厂用电安全时，继续向生产副总经理或总工程师及总调、市调值班调度员汇报，并申请解列停机待批准后执行； 4.
3线路事故处理
4.3.
1线路开关跳闸后的一般处理步骤：
4.3.1.1
复臵开关及信号, 向总调调度员作简要报告；
4.3.1.
2检查电压及频率情况, 双回线路中的一回线路跳闸时,还应监视相应线路的潮流不超过规定运行限额；
4.3.1.3
检查继电保护动作情况,分析故障性质；现场检查设备特别是开关外部情况；
4.3.2
线路故障跳闸重合闸不动作或动作后又跳闸时,应将继电保护及现场
3 设备情况汇报总调, 并按其命令进行操作。如重合成功, 亦应汇报保护及设备情况：
4.3.3
线路跳闸后的强送电必须按总调的指令执行： 4.3.
4线路强送电前必须做到：
4.3.4.1
无论因何种原因跳闸, 均应对开关进行外部检查正常后方可强送。 4.3.4.2
强送电的开关必须完好, 且具有完备的继电保护。故障线路的有关设备(包括开关、闸刀、C.T、P.T、耦合电容器、阻波器等)均应进行外部检查且情况正常；
4.3.4.
3当强送开关的故障跳闸次数距允许值只剩一次时, 强送电前应向总调值班调度员申请停用重合闸；
4.3.4.
4强送电后发生非全相运行时, 运行人员应迅速恢复, 如无法恢复, 应立即汇报总调, 用对侧开关解除非全相状态； 4.4
500kV母线的事故处理
4.4.
1母线失电是指母线本身无故障而失去电源。一般由于系统故障、继电保护误动，或该母线上开关所属设备故障本身开关拒动而使该母线上的所有电源越级跳闸引起。判别母线失电的依据是同时出现下列现象： 4.4.1.
1该母线的电压指示消失；
4.4.1.
2该母线上各出线及变压器负荷消失； 4.4.1.
3该母线所供的厂用电失去；
4.4.2
当500kV母线故障停电后, 应立即汇报上级调度, 并自行将故障母线上的电源和线路开关全部拉开；
4.4.3
故障母线停电后, 应对停电母线进行外部检查, 并将检查结果包括继电保护动作情况汇报上级调度；
4.4.
4在发生500kV母线故障时, 机组发生跳闸，必须关注厂用电系统(特别是保安段等) 是否受影响，并注意#03/#04高备变是否运行正常；
4.4.
5对已确定故障点并能迅速隔离者, 在隔离故障后对停电母线恢复送电；如不能迅速隔离, 可待总调允许后将确无故障的设备冷倒至运行母线逐一恢复运行；如不能确定故障点时，可利用跳闸的机组对故障母线进行零起升压检查来寻找故障点；
4.4.6
如必须用本公司电源(如5012开关或5032开关)对故障母线充电时, 开关本身必须完好, 且有完备的继电保护。母差及主变后备保护应有足够的灵敏度，主变后备保护的时限应尽量缩短； 4.5
系统振荡的事故处理 4.5.1
系统振荡时的现象：
发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，各点电压也摆动，振荡中心的电压摆动最大，并周期性地降到接近于0，失去同期的系
4 统之间联络线输送功率往复摆动，因而虽有电气联系，但送端系统的频率升高，受端系统的频率降低，并略有摆动，发电机发出有节奏的嗡嗡声； 4.5.
2系统振荡的主要原因：
4.5.2.
1系统发生严重故障或多重故障, 造成系统暂态稳定破坏； 4.5.2.2
故障时开关或继电保护误动或拒动； 4.5.2.
3大机组失磁；
4.5.2.
4自动电压调节装臵(AVR)失灵； 4.5.2.
5失去大电源； 4.5.2.6
其他偶然因素； 4.5.3
系统振荡时的处理：
4.5.3.1
增加无功出力, 尽量使母线电压提高至允许最大值；
4.5.3.2
如振荡时我公司频率升高, 应立即自行降低有功出力, 直至振荡消失或频率降至49.5赫兹；如振荡时我厂频率降低, 应尽量增加有功出力, 直至频率恢复至49.5赫兹以上；
4.5.3.3
在系统振荡时，不得解列发电机，如频率或电压严重下降到威胁厂用电安全时，按本规程“4.1、4.2”规定执行；
4.5.3.
4如系统振荡是由于我公司机组失磁引起时, 应立即将该台机组解列 4.5.3.
5在系统振荡过程中, 集控运行人员应密切监视有关设备，如线路潮流、汽机调门晃动、推力轴承、轴系振动运行情况等，如发现异常，应立即汇报并按有关规程规定执行；
4.6
500KV电压互感器故障的事故处理：
4.6.
1电压互感器发生异常情况，若随时可能发展成故障时（冒烟、大量漏油等），则不得将该电压互感器的次级与正常运行的电压互感器次级进行并列；不得将该电压互感器所在的母差保护停用；
4.6.
2若发现电压互感器有异常情况时,可采用下列方法尽快将该电压互感器隔离；
4.6.2.
1若母线电压互感器故障，则进行
一、二系统及保护调整，用开关切断该电压互感器所在母线的电源或所在线路两侧的电源，停用该母线，然后隔离该母线；
4.6.2.
2若线路电压互感器故障，则停用该线路两侧的电源，然后隔离故障的电压互感器；
4.7
500kV开关非全相运行的处理：
4.7.
1本公司500kV开关不允许非全相运行。如发生非全相运行时, 保护装臵应动作跳闸；
4.7.2
如在合开关时仅合上一相或二相, 应立即将合上的开关拉开, 待缺陷消除后再操作。严禁在一相开关合上的情况下合上断开的二相开关。如果在发
5 电机并列时发生, 应立即将机组解列；
4.7.
3如在拉开开关时仅拉开一相开关, 可将断开的一相开关重新合上, 然后再设法隔绝故障开关。如仅拉开二相开关, 则严禁将其重新合上, 同时应立即汇报上级调度，采取停用故障开关所在母线的办法进行隔绝。如上述情况发生在发电机解列时，除按上述规定处理外，还应迅速将汽机挂闸，开启主汽门、调门，设定3000转/分，尽量缩短汽机无蒸汽运行时间；
4.7.
4在机组并、解列过程中发生的非全相运行，除按上述规定处理外，还应注意发电机定子电流三相不平衡情况，必须使三相不平衡电流不超过规定的允许值；
4.8
本公司系统与电网主系统部分解列事故处理：
4.8.
1因系统故障，使本公司与主系统解列成为小系统时，而且系统内的周率不能维持正常而下降到49Hz及以下时，或电压不能维持正常使发电机出口电压降低到额定电压的90％时，值长应立即汇报总调、市调值班调度员，要求将部分负荷翻至系统外，直到该系统周率恢复到50Hz为止，或电压恢复到发电机出口额定电压的95％以上为止；
4.8.
2当厂用电系统与主系统解列后，要注意非同期点应挂明标示牌，防止非同期并列，在此期间内安排厂用电源的切换操作要加强监护，并得到值长批准；
4.8.
3因主系统故障，使本公司与主系统分列而成小系统运行时，值长是小系统调频工作的指挥人；
4.8.
4当发生故障，使本公司与主系统解列成小系统运行时，值长在指挥调频时，应明确通知由某台机组进行调频，另一台机组应尽量维持负荷稳定。 4.8.
5当某台机组作为调频机组时，该机组应改滑压运行。该机组值班员应立即根据机组转速表进行调频，将小系统周率调整到50±0.5Hz（即转速3000±30rpm）以内，同时应注意发电机出口电压调整，当该机组已不具备调频能力时，主值应立即汇报值长，由值长决定安排另一台作为调频机组；
4.8.6
当本公司部分系统与主系统解列后，如厂用10KV母线及3KV母线由本公司部分系统供电，而主系统作备用电源，此时备合闸装臵仍应投用。当厂用10KV母线及3KV母线发生故障而使该段母线失电时，要特别注意保安段母线的供电情况，可由备合闸切到系统供电，如备合闸装臵失灵，可按“5.1.2.2”方法处理。备用电源开关合上，以保证由系统供电。要做好防止由于本公司部分系统与主系统解列运行时，厂用电系统内发生故障，造成全厂停电；
4.8.7
当本公司部分成为小系统运行后，小系统内10KV/3KV及400V大容量 辅机的启停必须征得值长同意；
4.8.8
本公司部分与主系统解列后，当主系统发生解列事故时，其现象为并列于主系统的发电机定子电流，有功功率表全部甩足，周率迅速下降至45Hz
6 以下，发电机出口电压迅速下降到额定电压的90％以下，强励动作，此时值长应立即向总调、市调值班调度员汇报同时命令主值对并列于主系统的发电机组按紧急停机的步骤解列。必须确保小系统内的机组及保安电源安全运行，使紧急停机的机组能安全停下来；
4.8.9
当本公司与主系统解列成小系统运行后，一旦小系统瓦解引起全厂停电时，立即检查柴发是否自启动，若柴发未启动应立即启动柴发按规程规定向保安电源供电，确保保安电源的安全运行，使紧急停机的机组能安全停下来；
5厂用电系统的事故处理
5.
1母线失电
5.1.1
10kV/3kV母线失电处理：
5.1.1.1
10kV/3kV厂用段母线常用开关跳闸时, 备用开关应自动投入。运行人员应分析、检查故障跳闸原因，并通知检修人员。应特别注意#03/#04高备变是否运行正常，并将机组10kV/3kV厂用段所有备用快切装臵停用；
5.1.1.
210kV/3kV厂用段任一母线常用开关跳闸后备用电源未自切时，应确认无明显的母线故障象征及相关信号和母线上所有开关已分闸, 可能由于保护误动或备合闸装臵失灵等造成，允许不经检查立即合上备用开关，但伴随母线失电的同时有反应母线故障的信号( 包括继保掉牌及集控CRT信号)发出时，则严禁合上备用开关。如备用开关合上后再次跳闸，则说明母线发生了短路故障，应将母线隔绝停役检修，并调整运行方式，开出备用辅机及恢复各400V低压母线的供电,进行降负荷或停机的相应处理；
5.1.1.
310kV/3kV厂用段母线发生短路故障时，将由继电保护动作使常用开关跳闸并闭锁自切。此时应立即拉开该段母线上的所有开关及相应低压厂变的400V开关。全面检查故障母线，寻找故障点。如故障点可以隔绝，则隔绝故障点，同时空出母线，经测量母线绝缘合格后，用备用电源充电，正常后恢复负载供电。如为母线本身故障或故障无法隔绝，则将母线隔绝停役检修；
5.1.1.
410kV/3kV厂用A、B段母线同时失电时, 由于机组已经MFT，除参照上述有关条文处理外，应首先尽快恢复保安段母线的供电(见“5.1.2.3”),保证机组的安全停运。 10kV/3kV厂用段母线失电的其他处理，见汽机、锅炉规程的有关内容；
5.1.1.5 10kV/ 3KV公用段母线常用开关跳闸时，联络开关应自动投入，运 行人员应分析、检查故障跳闸原因，并通知检修人员，并密切注意供公用段 母线的厂高变负荷是否超限，若负荷超限应调整公用段母线其运行方式或用 户，降低负荷，使厂高变负荷不超限，保持正常运行；
5.1.1.6
10kV或3KV公用段母线常用开关跳闸后备用电源未自切时，如无明
7 显的母线故障象征及相关信号，可能由于开关故障、保护误动或备合闸装臵失灵等造成，允许不经检查，立即合上联络开关，但伴随母线失电的同时，有反应母线故障的信号（包括继电保护掉牌及集控CRT信号）发出时，则严禁合上联络开关。若联络开关合上后再次跳闸，则说明母线发生故障，应将母线隔绝停役检修，并调整运行方式，启动备用辅机；
5.1.1.7
10KV或3KV公用段母线发生故障时，将由继电保护动作使常用开关跳闸并闭锁自切。此时应立即拉开该段母线上的所有开关及相应低压厂变的400V开关。全面检查故障母线，寻找故障点，如故障点可以隔绝，则隔绝故障点，同时空出母线，经测量绝缘合格后，用常用开关充电，正常后恢复负载供电，如为母线本身故障或故障无法隔绝，则将母线隔绝停役检修，调整公用系统低压厂变运行方式，恢复其供电。如因某分路设备故障本身开关拒动造成时，按“5.1.2.5”方法处理，如为常用开关本身故障引起，则隔绝常用开关，合上联络开关，由备用电源继续供电；
5.1.1.8
10kV公用03/3kV公用03段或10kV公用04/3kV公用04段同时故障的处理，如系#03高备变或#04高备变故障引起,应确认该母线常用开关已断开，联络开关自动合上。由#
5、#6机组10kV/3kV厂用段母线向10kV公用03/3kV公用03段或10kV公用04/3kV公用04段供电。密切注意供公用段母线的厂高变负荷是否超限，若负荷超限应调整公用段母线其运行方式或用户，降低负荷，使厂高变负荷不超限，保持正常运行，必要时适当降低机组负荷运行，并将机组10kV/3kV厂用段所有备用快切装臵停用。若10kV公用03段、3kV公用03段或10kV公用04段、3kV公用04段故障失电则按“5.1.1.6、5.1.1.7”方法处理；
5.1.
2400V母线失电处理：
5.1.2.
1正常运行时，400V厂用段、400V公用段及400V照明段、400V检修段母线常用电源跳闸时，备用开关应自动投入。运行人员应分析、检查故障跳闸原因，并通知检修人员，并密切注意供二段母线的低厂变负荷是否超限，若负荷超限应调整二段段母线用户，降低负荷，使低厂变负荷不超限，保持正常运行；
5.1.2.
2400V厂用段、400V公用段及400V照明段、400V检修段母线常用开关跳闸后，备用电源未自切时，如无明显故障象征及相关信号，可能由于开关故障、保护误动或备合闸装臵失灵等造成，允许不经检查，立即强送一次，但伴随母线失电的同时，有反应母线故障的信号（包括继电保护掉牌及集控CRT信号）发出时，则严禁强送电，如强送后再次跳闸，则说明母线发生了故障，应将母线隔绝停役检修，并调整辅机运行方式；
5.1.2.
3400V厂用段、400V公用段及400V照明段、400V检修段母线发生故障时，将由继电保护动作，使常用开关跳闸并闭锁自切，此时应立即拉开该段
8 母线上的所有开关，全面检查故障母线，寻找故障点，如故障可以隔绝，则隔绝故障点，同时空出母线，经测量母线绝缘合格后，用常用电源充电，正常后恢复负载供电，如为母线本身故障，或故障点无法隔绝，则将母线隔绝停役检修；
5.1.2.
4其余未装设备合闸自切装臵的400V母线，当常用电源开关跳闸后，有关岗位值班人员应立即启动备用辅机，维持机组或公用系统设备的稳定运行； 5.1.2.
5检查厂变继电保护动作情况，分析判断跳闸原因，并至开关室检查现场情况，如确认为厂变故障，可用联络开关对失电母线充电，恢复母线供电，然后隔绝故障变压器，如现场检查发现系分路设备故障开关拒动引起，应将故障设备隔绝，并测量母线绝缘正常后恢复母线供电，如为母线本身故障，应调整有关负载的运行方式，然后隔绝故障母线，如现场检查未发现明显故障可将母线上所有设备改至冷备用，测量母线绝缘合格后，用本身厂变向母线充电，再逐一经绝缘合格后恢复分路设备供电；
5.1.2.6
若400V保安段母线由于机组MFT，10KV母线电源自切不成功或上 级电源失去，例如10KV B段母线故障原因引起失电时，应首先确认柴发是 否自启动，若400V保安段母线失电，柴发未自启动，应立即遥控合上柴发 开关。若柴发开关合不上，应立即至现场手动启动柴油发电机，恢复对保安 段母线供电；
5.1.2.7
若400V保安段母线失电，柴发因故无法启动，此时在确认另一台机组运行正常情况下，确认失电母线常用电源开关已分闸后，合上400V保安段联络开关；
5.
2厂用系统接地
5.2.
110KV系统接地处理：
5.2.1.1
10KV系统不允许单相接地运行。发生单相接地后将由继电保护动作 跳闸；
5.2.1.2
10KV母线发生接地报警，系由压变熔丝熔断引起，应有相应光字牌 同时发讯，不接地相对地电压不会升高至线电压，三相线电压也不平衡（一 般情况下，与熔丝熔断相关的线电压降低）可根据配电装臵有关规定处理； 5.2.2
3KV系统接地处理：
5.2.2.1
3KV系统母线不允许单相接地运行，发生单相接地，将由继电保护动 作跳闸；
5.2.2.2
3KV母线发生接地报警，系由压变熔丝熔断引起，应有相应光字牌同 发讯，不接地相对地电压不会升高至线电压，三相线电压不平衡（一般情况 与熔丝熔断相相关的线电压降低）可根据配电装臵有关规定处理； 5.2.
3400V系统接地处理：
5.2.3.1
除厂用低压变、保安变、公用低压变400V中性点采用经高电阻接地
9 方式允许带接地运行外，其余低压厂变400V中性点均为直接接地，不允许 系统带接地运行，发生接地时将由继电保护动作跳闸。在400V中性点经高 阻接地的变压器所供电的母线发生单相接地时，运行时间不允许超过4小时； 5.2.3.
2400V母线发生接地报警时，应切换测量母线电压情况，确定是否是 “假接地”，判断真、假接地的依据是：真接地时，接地相对地电压下降（金 属性接地为0），不接地相对地电压升高（接地相金属性接地时，将升高至 线电压），且线电压三相平衡，而当母线电压互感器的高压或低压熔断器熔 断时，也会发出母线接地光字报警信号，但不接地相对地电压不会升高至线 电压，三相线电压也不平衡（一般情况下，与熔断器熔断相相关的线电压降 低）这种情况下的接地报警就是“假接地”。根据分析，判明接地相及其程 度，同时通知检修；
5.2.3.
3至400V开关室检查各分路设备，有无接地报警信号，发现后设法调 停该设备，以观察接地报警是否消失；
5.2.3.
4若经试拉后确定接地点发生在母线上时，应调整负荷及辅机运行方 式，停用故障母线交检修处理；
5.2.3.
5若查明接地发生在保安段母线本身，应汇报生产副总经理或总工程 师，适当延长接地运行时间，但应尽快安排停役母线检查处理；
5.2.3.6
400V保安段电源切换前应先调整所带辅机的运行方式，切换后再根 据情况调整至正常方式，并注意检查其他负载的运行情况；
6失去通讯联系时的事故处理：
6.
1当本公司与总调、市调的对讲电话、市内电话（包括无线电话）均发生 故障无法联系时，称为失去通讯联系状态；
6.
2当失去通讯联系时，电气主接线尽可能保持不变，负荷曲线按排按照最近的计划负荷曲线重复使用，一切预先批准的计划检修，试验项目都停止执 行，厂内如有备用容量应根据系统电压、周率、及联络线潮流情况，由本厂 值长自行掌握调度；
6.
3当失去通讯联络前已接到总调、市调值班调度员操作命令，但尚未实际 执行，应停止执行，若已开始执行，则应将操作命令全部进行完毕为止。 6.4
联络线停役，如线路上有人工作，或联络线停役，在失去通讯联系时， 我厂不得合闸送电；
6.5
当失去通讯联系，同时系统发生故障时，本公司值班人员应自行按照本规程“500KV系统的事故处理” 及其他有关事故规定处理； 6.6
在失去通讯联系时，线路跳闸后的事故处理：
6.6.1
500KV线路运行时，故障跳闸后，等待线路有电，在具备同期并列条件
10 时，进行同期并列。
附加说明
本标准由发电部负责提出 本标准由发电部负责起草
本标准主要起草人：
包伟大
审
核：
批
准：
本标准由发电部负责解释
标准首次发布年月 2003年10月标准第一次修改 2005年10月
