省调规程一

3  总  则
3.1 电力系统是电力生产、流通和使用的系统，电力系统是由包括发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施等各个环节（一次设备）以及为保证上述设施安全、经济运行所需的继电保护、安全自动装置、电力计量装置、电力通信设施和电力调度自动化等设施（二次设备）所组成的整体，通常把发电和用电之间属于输送和分配的中间环节称为电力网，简称电网。由于电力生产与消费具有同时性、瞬时性等特点，因此，电力系统必须实行统一调度、分级管理的原则。电力系统的有关各方应协作配合，以保证电力系统的安全、优质、经济运行。
3.2 电网调度系统包括各级调度机构和并网运行的发电厂、集控站、变电所等的运行值班单位。电网调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，浙江电网调度机构分三级，依次为浙江电力调度通信中心（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县调）。
3.2.1 各级调度机构应设立与之相适应的调度、运行方式、继电保护、通信和调度自动化等专业，配置适当的专职人员，并根据电网发展需要增设相关专职人员。各发电厂应有负责调度运行工作的职能部门，配置与调度机构相适应的专职人员。
3.2.2 各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度管理。网内发电厂、集控站、变电所的运行单位必须服从所属调度管辖的调度机构的调度管理。
3.3 本规程是浙江省电力系统运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程。浙江电网调度系统人员须全面熟悉本规程；各相关单位的生产领导、生技、检修、继电保护、通信、自动化等有关人员，应熟悉并遵守本规程的有关部分。各级安监人员应熟悉本规程有关部分并监督对本规程的执行。
3.4 在执行本规程中，若发现有与上级调度有关规定不一致的情况，应及时报告省调，由省调协调解决。
3.5 本规程由浙江省电力工业局负责修订、解释。
4  调度管理的任务
4.1 电网调度管理的任务是负责电网的运行、操作、事故处理，保证实现下列基本要求。
4.1.1 充分发挥电网内发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。
4.1.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网安全、稳定、经济运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。
4.1.3 按照"公平、公正、公开"的原则，依据有关合同或者协议，维护网内各方的合法权益。
4.1.4 按照电力市场调度原则，运行电力市场。
为此，省调应进行下列主要工作：
a)编制和执行本电网的运行方式；
b)编制"浙江电网调度范围划分明细表"；
c)对省调管辖设备进行操作管理；
d)对省调管辖设备编制检修进度表，批准这些设备的检修申请；
e)指挥本电网的频率调整（与华东电网解列运行时）和电压调整（省调管辖范围），使本省与华东其它省市联络线关口的区域控制偏差(ACE)满足控制性能标准（CPS标准）的要求，确保电能质量；
f)指挥本电网的事故处理，分析电网事故，制订提高电网安全运行水平的措施；
g)按《浙江发电市场运营规则》组织浙江发电市场的运营；
h)参加拟定发供电量计划、各种经济指标和改进电网经济运行的措施；
i)当电网需要时，编制电力分配计划，监视并控制各地区按计划指标有序用电；
j)对直接调度管辖的继电保护和安全自动装置、通信和调度自动化设备负责运行管理，对非直接调度管辖的上述设备负有技术指导责任；
k)对本电网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参加审核工作，提出电网继电保护、通信和调度自动化的远景发展目标并参加规划编审工作；
l)收集整理电网运行资料，总结经验，研究制订电网安全稳定运行措施，提高调度运行和技术管理水平。
5  调度管理制度
5.1 凡并（接）入电网运行的发电厂和变电所，均应服从电网的统一调度管理，严肃调度纪律，服从调度指挥，以保证调度管理的顺利实施。调度部门按相关合同或协议调度管理发电厂、集控站和变电所。
5.2 发电厂、变电所要求并（接）入电网运行时，必须事先向相应的电网管理部门提出并网申请，签订并网协议（包括调度协议），完成有关各项技术措施（如运行方式要求，满足电网安全稳定要求的继电保护及安全自动装置、通信和自动化设备等），具备并网条件者方可并网，否则电网管理部门可拒绝其并网运行，以免影响电网的安全、优质和经济运行。
5.3 省调值班调度员在其值班期间是浙江电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定的调度管辖范围行使指挥权，并接受华东电力调度通信中心（以下简称网调）值班调度员的指挥。省调值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。省调值班调度员发布的调度指令，地调、发电厂、集控站及变电所的受令人必须立即执行。如受令人在接到省调值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向省调值班调度员汇报，由省调值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当省调值班调度员重复其指令时，受令人原则上必须执行。但当执行该指令确将威胁人身、设备或电网安全时，受令人应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告省调值班调度员和本单位的直接领导。
如有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令人和允许不执行该指令的领导人负责。决不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报和隐瞒事实真相的现象发生。一经发现，省调负责人应立即组织调查，将调查结果报请浙江省电力行政主管部门和相应的电力监管机构予以严肃处理。
5.4 凡属省调管辖范围内的设备，未经省调值班调度员的指令，各有关单位不得擅自进行操作或改变其运行方式（对人身或设备安全有严重威胁者除外，但应及时向省调值班调度员报告）。
凡属省调许可范围内的设备，各有关单位必须得到省调值班调度员的许可后，才能进行改变运行状态的操作。
5.5 上级领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调负责人（或调度科长）转达给值班调度员。如省调负责人或调度科长均不在时，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时应尽快报告省调负责人或调度科长。
各发、供电单位领导人向其值班运行人员发布的指令，如涉及省调调度范围的权限时，必须经省调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外（现场事故处理规程内的规定有涉及到省调调度范围的权限时，应在规程制定前先征得省调同意，并报省调备案）。
5.6 各级调度和各厂、站值班运行人员应严格履行交接班手续。各地调值班调度员、发电厂、集控站、变电所值长在接班后应主动向省调值班调度员汇报地区网内对主网运行有影响的操作和保供电要求、发电厂主要设备运行状况、变电所主设备有关异常运行情况等；省调值班调度员在接班后，也应向各运行值班人员通报电网内的有关情况。省调值班调度员在听取各运行单位的接班汇报后，把全省的运行情况进行综合分析后向华东网调值班调度员汇报。
5.7 当省调管辖范围内的设备发生异常运行情况时，地调、发电厂、集控站和变电所的值班运行人员应立即报告省调值班调度员。省调值班调度员应及时采取相应措施，做好记录并向有关领导汇报。
各地区、发电厂和变电所在发生与电网生产运行有关的重大人身伤亡事故、电网事故造成县级及县以上的城市全停或杭州、宁波全市减供负荷40%及以上、网内重要用户停限电造成重大社会影响、自然灾害事故、省调直调的发电厂和变电所（含省网内网调直调的发电厂和变电所）主要设备损坏或全停及严重影响设备和人身安全或可能产生严重后果者、电网内的重大，特大事故时，值班调度员、值班长应按规定向省调值班调度员汇报事故情况。
5.8 进行调度业务联系时，必须使用普通话、浙江电网调度术语（见附录A）和浙江电网操作术语（见附录B），互报单位、姓名，严格执行发令、复诵、录音、监护、记录和汇报制度。受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已经执行完毕。
5.9 省调值班调度员应由具有较高专业技术素质、工作能力、心理素质和职业道德的人员担任。调度人员在上岗值班之前，必须经过培训、考核、考试并取得合格证书，经省调负责人审查，省公司批准后方可正式上岗值班，并书面通知各有关单位。
6  调度范围划分原则
6.1 为使电网调度机构能有效地指挥电网的运行和操作，保障电网安全、优质、经济运行，本电网内所有发供电环节的主要设备均应列入调度管辖范围。
6.2 调度范围划分基本原则如下：
6.2.1 属省调调度的发电厂按机组容量大小划分为两种形式，即：直接调度电厂和间接调度电厂。
6.2.1.1 直接调度电厂，指发电厂的并网运行直接由省调调度管理。其范围为：
a)火电厂（含燃油、燃气厂）单机容量在5万千瓦及以上或者总装机容量在10万千瓦及以上；
b)水电厂（含抽水蓄能电厂）总装机容量在5万千瓦及以上；
c)电网经营企业直属的电厂；
d)其它认为必须由省调直接调度的电厂。
6.2.1.2 间接调度电厂，指发电厂的并网运行由地调调度管理，但机组运行方式必须得到省调许可，在电网事故等紧急情况下，省调可直接下达指令。其范围为：
a）火电厂（含燃油、燃气厂）单机容量在2.5万千瓦及以上或全厂总装机容量在5万千瓦及以上；
b）水电厂（含抽水蓄能电厂）单机容量在2万千瓦及以上或者总装机容量在4万千瓦及以上。
6.3 直接调度电厂的发电机（发电机变压器组），汽轮机、水轮机、锅炉由省调调度。辅机或发电厂联络线停役影响机组出力时需经所属调度许可。
6.4 除网调调度管辖的无功补偿设备外，接入220千伏变电所、发电厂的调相机、静止补偿器属省调调度。
6.5 500千伏电网属网调调度。
6.6 发电厂、变电所220千伏母线及线路（除网调调度电厂至主电网相关联络线及母线外）属省调调度；对主电网影响较大的母线及线路由网调许可。
6.7 发电厂、变电所110千伏母线及线路（除发电厂至220千伏重要变电所间联络线及其母线属省调调度外）属地调调度。
6.8 发电厂220千伏主变属省调调度。
6.9 变电所220千伏主变属地调调度、省调许可，其220千伏分接头和220千伏、110千伏中性点接地方式属省调许可。
6.10 高压启备变、厂（所）用变属厂（所）值长调度。
6.11 发电厂110千伏及以下主变一般由发电厂值长调度，其110千伏中性点接地方式属省调许可；带有地区负荷的110千伏主变由地调调度。
6.12 110千伏及以下电网由地调确定调度范围。
6.13 各级调度分界点设备均为上一级调度的许可设备。
6.14 各级调度范围的划分应以调度主管单位批准的文件明确。
7  电网运行方式的编制和管理
7.1 根据浙江省电力公司（以下简称省公司）有关部门提供的生产计划，包括发用电平衡预计、购电量计划，送受电计划，燃料供应计划，设备检修计划，新设备投产计划等，结合电网技术要求，省调进行综合平衡，编制年度、季度、月度和日运行方式及其它特殊运行方式，以保证电网的安全、优质、经济运行。
7.2 浙江电网的年度、季度、月度运行方式和其它特殊运行方式，须经省公司批准；日运行方式由省调负责人批准，并报华东网调。上述各种方式的内容如涉及华东电网主电网时，应事先征求网调的意见，并按网调的规定执行。
7.3 省调、参与发电市场运营的各发电厂应按《浙江发电市场运营规则》的要求，做好保证本电网安全、经济运行的充裕性评估。
7.4 各地调应按照省公司下达的负荷预计准确率要求开展负荷预测工作。负荷预测应结合本地电网的运行特点，并考虑气象、国民经济、重大事件、重要活动、节假日等非电网因素对负荷的影响。   
7.5 为进一步提高电网运行方式编制水平，调度部门应积极开展以下负荷预测的研究及应用工作：
7.5.1 日负荷预测：预测次日至第8日每天的日负荷曲线。
7.5.2 周负荷预测：预测后4周每周的工作日、休息日、节假日典型负荷曲线及周最高负荷、最低负荷、平均负荷。
7.5.3 月负荷预测：预测后12个月每月的工作日、休息日、节假日典型负荷曲线及月最高负荷、最低负荷、平均负荷。
7.5.4 超短期负荷预测：对未来5分钟、10分钟和15分钟的负荷预测。
7.6 浙江电网年度运行方式的编制应包括下列内容：
a)上一年度电网运行情况总结；
b)全省及各地区分月最大负荷和用电量预计；
c)全省及各发电厂分月有功、无功可调出力和发电量预计（包括新投产机组）；
d)电网内主要发、输、变电设备大、小修计划表；
e)全省有功电力、电量平衡计划；
f)电网无功功率平衡，电压水平分析及改进意见；
g)水电厂水库调度运行和水务管理计划；
h)新设备投产计划及电网电气结线方式的变化；
i)电网年度最高负荷、典型低谷负荷、正常腰荷和重大设备检修方式下的结线方式及潮流、电压分布图；
j)电网调峰能力估计及减小峰谷差的意见；
k)电网运行情况分析，存在问题及改进意见；
l)电网设备和线路的最大允许负荷限额；
m)电网稳定运行规定及安全稳定措施；
n)电网低频率自动减负荷及低频解列配置方案；
o)电网短路容量表；
p)电网事故限电序位表；
q)电网黑启动方案的实施细则。
上述的某些项目，可以单项专题报告的形式提出。
7.7 为编制下一年度运行方式，下列单位应于本年度的十月十五日前将有关资料提供或报送省调。
7.7.1 省公司计划规划部：
a)购省调直调电厂电量计划；
b)电网规划有关资料；
c)浙江电网电业电容器、用户电容器统计表；
d)全省及各地区分月负荷水平及用电量计划。
7.7.2 省公司生产部：
a)电网内主要输变电设备大、小修计划表；
b)全省及各地区无功平衡和无功补偿计划。
7.7.3 省公司基本建设部应提供年度输变电工程投产项目，主要设备规范，参数及投产日期等资料。
7.7.4 水力发电厂应提供：
   a)每台机组最高、最低技术出力限额，最低允许出力及短时间内允许的事故过负荷能力；
   b)分月水务管理计划及水工建筑检修计划的意见。
7.7.5 火力发电厂：
a)每台机组最高、最低技术出力限额，最低允许出力及短时间内允许的事故过负荷能力；
b)机、电、炉检修计划及建议高峰、低谷发电量计划。
c)各机组与电网运营相关的参数及资料。
7.7.6 地调：
a)地区分月预计最高负荷、平均最高负荷及低谷最小负荷；
b)地区分月预计供电量；
c)无功补偿设备一览表；
d)地区预计无功平衡和无功补偿情况。
7.7.7 地（市）电力（业）局（以下简称地区局）应参照本规程在每年三月底以前完成本地区年度方式的编制工作。
7.8 浙江电网季度（月度）运行方式应包括下列内容：
7.8.1 电网内主要设备大、小修安排进度表；
7.8.2 全省及各电厂分月发电量调度计划表；
7.8.3 全省及各电厂可调出力，计划出力表；
7.8.4 主要新设备投产计划。
7.9 为编制季度（月度）运行方式，有关单位应按规定的时间向省调提供有关资料。
7.9.1 关于季度运行方式，要求各地区局和发电厂提前一个月向省调提供下一季度的运行资料，省调根据这些资料并参照已批准的年度运行方式编制季度运行方式，并于下季度前5天以省公司文件下达。
7.9.2 关于月度运行方式，要求各地区局和发电厂于本月10日前向省调提供下个月的运行资料，省调编制月运行方式，并于月底前以省公司文件下达。
7.10 浙江电网日运行方式应包括以下内容：
a)全省预计负荷曲线及全日用电量（含峰谷电量）；
b)全省及各电厂有功出力曲线，峰谷发电量，机炉运行、检修、备用及开停机时间；
c)预计省际电力交换曲线和全日交换电量（含峰谷电量）；
d)已批准的设备检修停、复役申请单，并注明注意事项及继电保护与安全自动装置方式，以及薄弱环节的反事故措施；
e)水电厂水库调度日计划。
7.11 为提高日运行方式的编制质量，各地调应充分重视并认真编制日负荷预计曲线，并按规定上报省调。地调在编报日负荷预计曲线时应充分考虑本地区用电拓展销售市场后的最大负荷需求量，并对本地区内的非统调地方电厂按规定进行发电调控。
7.11.1 地调应在前一日编制完成日负荷预计曲线（节假日的日负荷预计曲线，应在放假前一工作日一并编制完成），并于10:00以前上报省调。
7.11.2 省调在收集地调上报的日负荷预计曲线后，进行供求平衡及安全稳定的校核，并于15:00前将日负荷预计曲线下达给各地调执行，并以此作为负荷预计准确率的考核依据。
7.11.3 日负荷预计曲线一经上报，原则上不再同意更改。如果各地调不能在10:00以前按时上报，则省调将直接取用最近一天的日负荷预计曲线，作为该天的预计曲线下达执行。
7.11.4 如果受电网发电能力或安全稳定条件的限制，省调将根据电网情况对各地调编制的日负荷曲线提出控制要求（如最高、最低负荷限制等）。各地调应根据省调要求尽快对日负荷预计曲线进行修改，并于15:00以前再次上报省调。
7.12 在日运行方式执行过程中，省调值班调度员有权根据电网需要修改和调整发电厂计划出力曲线和设备检修停役计划。
7.13 在节日或电网结线方式有重大变化时，省调及各地调应编制节日或特殊运行方式，必要时可召集有关单位一起研究。节日或特殊运行方式的内容应包括：主要设备停役计划和电气结线的变化情况，有功、无功功率平衡计划，有关特殊潮流的说明，继电保护及安全自动装置的调整等。
    为编制节日（特殊）运行方式，下列单位应于该方式出现前20天将有关情况用电话或书面报告省调，如涉及华东网调调度的设备，有关单位应于该方式出现前一个月将有关资料报省调，省调于节前25天转报华东网调。节日运行方式于节日前5天以省公司文件下达，特殊运行方式于该方式出现前5天下达。
7.13.1 地区局上报内容：
a)设备检修（试验）计划；
b)该方式期间每天2：00、9：00、14：00、19：00（20：00）预计负荷。
7.13.2 发电厂上报内容：
a)设备检修（试验）计划；
b)该方式出现期间机组可调出力，及最低技术出力；
c )厂内燃料储备情况。
7.13.3 省公司电力营销部应提供全省用电负荷预计及主要用户节日生产情况。
7.14 电网内各发电厂和地区电网的结线方式，分别由发电厂和地调负责编制，并定期将结线图和有重大变更后的电气结线图报送省调，以便于省调编制浙江电网主电网正常方式结线图。
7.15 浙江电网雷季运行方式和省调线路输送限额表由省公司生产部负责编制，省调配合，于每年二月一日前以省公司文件颁发。各地调调度范围内设备的雷季运行方式和线路输送限额表由各市电力（业）局负责编制。
8  设备检修管理
8.1 设备检修分计划检修和临时检修。计划检修指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验等。临时检修指非计划性检修，即未列入或无法列入月度检修计划和节日检修计划的检修项目。计划检修分年度、季度、月度和节日检修四种。
8.2 凡属调度管辖（包括许可）的一切设备，如需停止运行或退出备用进行检修（试验）时，均须提前向有关调度提交申请。申请书应说明检修设备名称、工作内容、停复役时间及设备状态、申请人姓名和其它有关要求。主要输变电设备的型号、规范、铭牌参数、相位在检修中如有变动，必须在书面申请中加以说明，提出电网试验要求，并附必要的技术资料。
8.3 各厂局凡属网调和省调调度管辖或许可的设备，进行计划检修（试验）时，应在下列时间内将书面申请送（寄）达省调。
8.3.1 一般设备的计划检修（试验），检修（试验）单位应提前四天向省调提出申请，省调在设备检修（试验）前一天12：00前批复申请单位。
8.3.2 设备检修（试验）将引起运行方式重大变化或影响用户供电时，检修（试验）单位应提前七天向省调提出申请，并同时上报检修（试验）方案，省调在检修（试验）前四天作初步答复，在检修（试验）前两天12：00前批复申请单位。
8.3.3 节日检修（指元旦、春节、五一、国庆），检修单位应在节前七天向省调提出申请，省调在节前三天12：00前批复申请单位。
8.4 发电厂的附属设备或地调调度管理的有关设备停役检修（试验）将影响发电出力或主网输电能力的，应向省调办理申请手续。
基建施工单位因施工需要，要求运行设备停役时，应由设备所属的生产单位纳入检修计划，并由设备所属的生产单位向省调办理申请手续。属网调管辖的设备由省调转报网调。
8.5 输变电设备的带电作业（包括停用重合闸、线路跳闸须经联系后才能强送等）无须预先提出申请，但应于每次开始作业前征得省调值班调度员的同意后才能进行。带电作业结束后应立即向省调值班调度员汇报。凡需改变电网正常运行方式及电网继电保护方式的一切带电作业，均需办理检修申请手续，经批准后才能工作。
8.6 设备停役检修或试验，虽有申请并经批准，但在停役（试验）前仍须得到省调当值调度员的指令或许可。在省调管辖的设备上工作，即使无需停役该设备，也应得到省调的许可。
8.7 绝对禁止未经申请和值班调度员的许可在备用设备上进行工作。
8.8 已批准停役检修的设备，由于某种原因检修工作不能按计划开工时，应在原定停役时间前三小时通知省调值班调度员更改停役时间。设备检修提前结束，应及时向省调报告复役。设备检修不能如期完工时，应在原计划工期未过半前（对当日开工、计划当日完工又不能按期复役的检修设备，应在计划复役时间前三小时），向省调值班调度员提出延期申请，说明延期原因和时间。重大方式的推迟或延期须经省公司或省调负责人批准。
8.9 设备检修时间应按规定计算。
8.9.1 发电厂和变电所设备检修时间以设备从电网断开（拉开开关）或许可退出备用时开始到设备重新投入电网运行（合上开关）或转入备用时止，设备断开和投入运行进行的一切操作时间（包括锅炉点火及汽机启动时间以及在复役前进行试验），均统计为检修时间。发电机检修后需做并网试验者，应事先向省调提出试验内容及试验时间，否则机组并网运行即告检修工作终止。
8.9.2 电力线路检修时间，以线路改为检修状态许可开始工作时起，到值班调度员接到汇报线路工作结束，现场地线拆除，检修人员撤离，可以送电的报告止。设备停役检修需对用户停电者，应在申请中说明对用户停电的时间。
8.10 一般情况下，临时检修应提前二天向省调电话申请。
8.11 省调值班调度员有权批准下列对电网运行方式无明显影响注的临时检修：
8.11.1 当天可以完工的设备检修；
8.11.2 收到次日调度计划后，次日可以完工的设备检修；
8.11.3 与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的停役时间）。
注：所谓"对电网运行方式无明显影响"主要是指：
a)不破坏省调管辖范围内的电网正常电气结线方式（如：不改变母线的运行和结排方式、电网的环网运行方式及中性点接地方式等）；
b)不降低电网的电能质量；
c)不破坏电网的稳定性（有补救措施者除外）和超出运行限额；
d)不影响继电保护与安全自动装置的整定配合。
8.12 下列情况不作为临时检修考核，但须经省调值班调度员同意：
a)利用低谷时段进行机炉设备缺陷处理。若对日调度计划出力有影响时，由省调值班调度员修正；
b)与主设备检修配合，不影响电网运行方式和其它发供电设备者（节日检修期间除外）。
8.13 临时检修或设备延期复役虽经省调批准，但安全考核仍由安监部门按有关规定执行。
9  新建、扩建工程投入电网运行的调度管理
9.1 凡新并（接）入浙江电网的发电厂、变电所、电网（包括地方电网）应于接入电网前按本规程确定的调度原则与相关调度机构签订并网调度协议及制订调度管辖范围划分细则，未完成上述手续不允许并网运行。
9.2 涉及省调管辖或许可范围的新建和扩建工程在设计审查阶段，建设单位应通知省调派人员参加。设计项目的有关资料应由建设单位于审查前提供给省调。
9.3 新建、扩建工程在建设过程中影响浙江电网主电网运行方式时，建设单位应提前一个月通过生产单位向省调提出书面申请和方案，经省调批准后实行，涉及网调调度管辖范围的，还必须经网调批准。
9.4 并网主设备按调度范围划分由相应调度部门命名。110千伏线路由有关地调按省调划分编号范围命名后报省调备案。35千伏及以下设备由有关单位的调度部门命名。
9.5 为使涉及网调和省调度管辖的新建、扩建工程（包括发电厂、变电所、输电线路）顺利地投入电网运行，工程建设单位在批准开工前应与省调签订新设备投产调度管理协议（以下简称协议）。建设单位按协议要求提供技术资料及设备参数，由调度部门完成按入电网运行方式计算、保护整定，安排通信、自动化设备接入方式，编制新设备投产启动（试验）操作方案。
9.6 新建、扩建工程建设单位应按协议要求时间向省调提供下述资料。
9.6.1 主要设备和线路的规范、设计参数、制造参数和实测参数资料两份（需要启动过程中测量的参数可在投产后一个月内补报）。
9.6.2 电气一次结线，继电保护和安全自动装置，自动化、通信设备原理结线图等（各两套）。
9.7 新建、扩建工程的设备由生产运行单位在设备投产三个月前提出新设备命名的建议报调度部门，调度部门按管辖范围于接到新设备命名建议后一个月内下达正式命名。
9.8 新建、扩建工程加入电网运行时由生产单位在新设备启动前一个月提出新设备加入电网运行申请，并在新设备启动前15天提供现场运行规程及典型操作票。申请内容如下：
a)启动投产的建议日期；
b)启动试验项目及要求（包括投产设备范围、启动准备工作、启动详细顺序、值班人员名单和启动组织等）。
9.9 建设过程中主要设备和参数如有更改，应补报设备规范、参数及电气一、二次结线竣工图等（各两套）。
9.10  省调应按协议规定做好技术服务和协调工作，编制省调调度设备启动操作方案。
9.11 工程建设主管部门应于工程启动前召集有关单位开会，对启动操作方案组织讨论，由省调于工程启动前7天将通过的启运操作方案以书面形式发送有关单位，以便各有关单位启动操作准备。
9.12 省调在新设备启动前十天批复新设备投入运行的申请。
9.13 新设备启动前必须具备的条件：
9.13.1 设备验收工作结束后，质量符合规定；
9.13.2 参数测量完毕（除需在启动过程中测试者外）；
9.13.3 生产准备工作就绪，运行人员考试合格、规程、制度图纸齐全；
9.13.4 现场新设备已命名，调度关系明确，标记明显；
9.13.5 已按投产要求完成电网继电保护和安全自动装置的配置及整定值调整；
9.13.6 调度通信已开通，且具备两种独立的通道，自动化设备试运行良好。
9.14 调度有权拒绝结线、保护不全，或缺少重要调度自动化信息，对电网安全构成潜在威胁的新设备启动投产。
9.15 新设备未经申请批准，或虽经申请批准但未得到各级值班调度员的指令，不得自行将新设备投入电网运行。
9.16 新设备投入电网运行前，有关调度应做好下列工作：
a)修改调度模拟盘；
b)修改电网一次接线图；
c)修改二次回路图和继电保护配置图；
d)修改参数资料；
e)建立和修改设备专档；
f)修改继电保护整定方案、运行规程及相关电网事故处理预案；
g)新设备投入运行前，各级调度有关人员应熟悉现场设备及现场运行规程、运行方式说明并作好电网事故预想；
h)对新接入电网的发电厂或变电所应互报值班人员名单。
10  电网频率的调度管理
10.1 当浙江电网与华东电网并列运行时，频率调整按照《华东电力系统调度规程》执行。
10.1.1 正常运行频率保持在50赫兹运行，其偏差不得超过±0.2赫兹，在机组一次调频、自动发电控制装置（AGC）投入时偏差不得超过±0.1赫兹。当我省部分电网与华东电网解列运行，孤立运行电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。电钟与标准钟的误差任何时候不得大于30秒，禁止升高或降低系统频率运行。
10.1.2 省调值班调度员应监视好送受电关口，使送受电关口的区域控制偏差(ACE)满足控制性能标准（CPS标准）的要求，如在短时间内无法满足控制性能标准要求时，可采用调整各电厂（包括市场内机组）出力或要求修改送受电计划。
10.2 我省电网与华东电网并列运行时，调频厂由网调确定。担任第一调频厂应保持系统频率在50±0.2赫兹以内，频率超过50±0.2赫兹时，第二调频厂应协助第一调频厂调频，使系统频率恢复至50±0.2赫兹以内。电网内其他发电厂为负荷监视厂，当频率超过50±0.2赫兹时，应主动参加调频，直至频率恢复至50±0.2赫兹以内。
10.3 当我省电网与华东电网解列运行时，省调值班调度员可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂负责调整频率在50±0.2（0.5）赫兹范围以内（具体控制见10.1条规定），其他各发电厂当频率超过50±0.2（0.5）赫兹时，应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围内。
10.4 当省内某一地区或某部分电网与主网解列时，省调值班调度员可根据实际情况确定负责领导调频的某一地调。
10.5 担任调频厂的值班运行人员，应认真负责监视频率，保持频率正常。当调频厂已失去调频能力时，调频厂值长应立即向省调值班调度员或负责领导调频的地调值班调度员汇报，值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力，必要时可根据当时系统结线方式和各电厂发电出力，临时指定调频厂或另行采取其他调整手段。
10.6 调频厂的选择应按以下原则确定：
10.6.1 具有较大调整容量的发电厂，以满足负荷增减的变化量；
10.6.2 应具有增减出力较快的特点，以适应负荷增减速度的需要；
10.6.3 当系统中有水电厂时，一般应由水电厂担任调频任务；
10.6.4 调频厂出力的调整应符合安全和经济运行的原则；
10.6.5 应考虑在电网中的位置及联络网络的送电能力。
10.7 为做好频率调整工作，掌握电网负荷的特性和规律，在华东网调的领导下，要定期地对电网的频率特性进行实测。同时要求网内各机组调速系统的速度变化率（包括水轮机和汽轮机）调整至规定范围之内。
10.8 在电网正常运行时，市场内发电厂应严格按市场指令发电；市场外机组应严格按调度计划或调度指令发电。机组的一次调频必须投入，因故不能投入时必须得到省调值班调度员同意。发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先得到省调值班调度员的同意。省调值班调度员有权修改各发电厂的日调度计划出力曲线，同时亦可根据负荷变化趋势，随时通知变更增减出力的速度，但不应超出现场规程的有关规定。
10.9 为了保证电网频率正常，在编制电网及各发电厂预调度出力计划时，应考虑留有必要的旋转备用容量（高峰时一般为电网负荷的3~5%）和低谷压减出力的裕度。
10.10 为加速事故处理，防止电网频率崩溃，电网必须装设足够数量的低频减载自动装置。
10.10.1 省调、地调在编制本地区低频减载方案时，应根据《电力系统自动低频减负荷技术规定》要求，按照本地区年度最大用电负荷并考虑不同地区最大负荷同时率安排各轮次减负荷容量，对事故后可能孤立运行的小电网还须按出力、负荷平衡核算低频减载容量。
10.10.2 为防止因电压急剧下降造成低频继电器拒动，在必要地点须加装低频低压连锁切负荷装置。
10.10.3 省、地调应建立低频减载自动装置运行台帐。地调应将每月15日规定时刻的各级按频率自动减负荷装置所控制的实际负荷数值进行统计并书面报省调，由省调汇总书面上报网调。
11  电网电压的调度管理
11.1 正常运行的电压调整
11.1.1 为满足电网各级电压质量要求和无功功率合理分布，确保电网安全经济运行，浙江电网各级运行电压的调整和监视由各级调度按调度管理范围分工负责。
11.1.2 省调对所辖调度范围内的220千伏电网运行电压实行统一管理，内容包括：
a)根据电网220千伏结线和调压能力，确定一定数量的发电厂和装有无功调节手段的变电所为电网电压控制点，确定一定数量的220千伏枢纽变电所为电网电压监视点；
b)确定电压监视点的规定值和合格范围以及电压控制点的电压控制值；
c)编制电压控制点和电压监视点每季度的电压曲线；
d)统一管理调度管辖范围内无载调压主变分接头的运行位置；
e)每月统计并定期分析电压监视点和控制点的母线电压及运行合格率；
f)分析电网运行中无功电压方面存在的问题，并提出改进意见。
11.1.3 省调编制的季度电压曲线应包含电压规定值、允许偏差范围和电压控制值，并报送网调。
11.1.4 各地调负责编制所属调度范围内电压控制点和监视点每季度的电压曲线，并报送省调。
11.1.5 正常情况下电厂应按下列原则调整母线电压：
a)高峰负荷时，应按发电机P-Q曲线所规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压控制值的上限运行；
b)低谷负荷时，应按发电机最高允许力率，降低发电机无功出力，使母线电压逼近电压控制值的下限运行；
c)轻负荷时，使母线电压在电压控制值上下限之中值运行；
d)当执行220千伏电压曲线与有地区负荷的110/35千伏电压曲线有矛盾时，可在220千伏母线电压不超出合格范围的前提下，尽量满足110/35千伏母线电压曲线运行。
11.1.6 电压控制点和监视点的运行值班人员应认真监视和及时调整，使各母线运行电压符合电压曲线要求。
11.1.6.1 发电厂应采取一切可能的措施，保证母线电压不超出上、下限值。当母线电压接近上限时，发电厂机组必须采取高力率运行，即机组发电力率保持在0.98以上；有进相能力的电厂，应按省调颁发的电厂进相运行规定执行，采取进相运行。当母线电压偏低接近下限时，发电厂必须尽可能地增发无功功率；当母线电压低于下限时，可以采取压部分有功增发无功的措施。
11.1.6.2 发电厂采取进相运行、压有功增发无功措施时，事先应得到省调值班调度员的许可，事后应及时向省调值班调度员汇报，并作好运行记录。当电厂采取了所有可能的措施，母线电压仍超过电压允许偏差范围的上、下限值时，应及时向省调值班调度员汇报，以便在电网更大范围内进行控制和协调。
11.1.6.3 各监视点的运行值班人员也应经常监视有关母线的运行电压，当运行电压超出规定范围时，应立即报告有关调度值班调度员处理。
11.1.6.4 各发电厂参与进相运行的机组、单台最大进相深度、全厂最多同时进相台数、全厂累计进相时间等进相情况和统计数值，因电压过低影响机组有功出力的情况和统计值均应按月、半年、全年上报省调。
11.1.7 省调值班调度员应经常监视和掌握各电压控制点和监视点的运行电压水平，如发现超过电压曲线规定范围时，应按下述原则进行调整：
a)无功就地平衡原则，首先就地调整发电机无功出力，必要时投切变电所电容器、低压电抗器组，启动备用机组，或建议网调投切500千伏变电所低压电抗器；
b)调整带有载分接头主变的分接头位置；
c)在确保电网安全和稳定运行的前提下，在母线电压允许范围内适当提高或降低送电端母线运行电压；
d)调整电网结线方式，改变潮流分布。
11.1.8 省调调度管辖的主变分接头位置的改变由省调决定。地调调度管辖的220千伏主变分接头位置的改变应得到省调的许可。
11.1.9 省调调度管辖的发电机的励磁调节装置、强行励磁装置应正常投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员的许可。
11.1.10电网内电容器、低压电抗器组等无功补偿设备应按调度管理范围实行分级管理，其日常投切按有关运行规定执行，退出运行需经有值班调度员同意。
11.1.11省调和地调应经常掌握无功补偿设备的投入和使用情况。各地调应将每月十五日2：00和9：00的无功补偿投入情况于当月二十日前书面报省调，其内容包括无功补偿设备安装容量、实际投入容量、停用容量、投入率和停用原因（并联电容器、电抗器应分开统计）。
11.2 电网电压的异常处理
11.2.1 当电网电压高于电压允许偏差范围上限时，有关发电厂运行值班人员应立即自行降低发电机的无功出力，对经过试验批准的发电机亦可以进相运行，同时汇报省调值班调度员。必要时省调值班调度员可以采取调整电网潮流、改变网络结线、通知地调停用变电所电容器和用户电容器，汇报华东网调协助调整（如投入低压电抗器等），直至供电电压恢复到允许偏差范围以内。
11.2.2 当电网中枢点电压低于最低允许运行电压值时，运行值班人员应尽快调整发电机的励磁，使母线电压恢复至最低允许运行电压以上，并汇报省调值班调度员。当发电机已带满出力，而母线电压仍低于最低允许运行电压时，应立即报告省调值班调度员处理。
11.2.3 省调值班调度员为尽快使中枢点电压恢复至最低允许运行电压以上，可动用有关发电机已批准的过负荷出力（如电网频率允许，亦可采取降低发电机有功、增加无功出力），以及限制有关地区负荷直至拉路。
11.2.4 当发电厂母线电压低到威胁厂用电安全运行时，运行值班人员可按现场规程规定，将供厂用电机组（全部或部分）与电网解列。有关发电厂厂用电解列的规定，应书面报省公司及省调，经省公司批准后执行。
12  电网稳定管理
12.1 电网稳定管理按照调度管辖范围分工负责，省调归口管理。省调的任务是按照《电力系统安全稳定导则》的要求，对浙江220千伏电网的稳定性进行全面分析、计算，并编制管辖范围内正常运行方式、检修运行方式下的稳定运行限额表，定期颁发《浙江电网稳定运行规定》并报华东网调备案，及时采取切实可行的安全稳定措施，包括新建项目安全自动装置的配置和实施。同时为确保全网的安全稳定运行，省调可对各地区潮流输送限额、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求，各地调应遵照实施。
12.2 各地区局负责本地区110千伏及以下电网的稳定管理。对本地区电网进行稳定计算，分析本地区电网存在的问题，提出并落实提高电网稳定运行的具体措施，在计算中加以校核，并对电网继电保护及安全自动装置等提出要求。
12.3 省调于每年五月底前将当年的稳定计算数据文件发至各地调，六月底前完成年度暂态稳定计算分析；各地调于每年七月底前完成年度暂态稳定计算分析，并将计算结果和年度稳定运行规定报省调备案。
12.4 为确保全网的安全稳定运行，省调可对各地区潮流输送限额、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求，各地调应遵照实施。
12.5 电网静态、暂态和动态稳定的计算准则，按经贸委颁《电力系统安全稳定导则》和原华东电管局制订的《华东电网稳定计算暂行规定》执行。
12.6 各级调度完成暂态稳定计算后，应将计算结果归纳整理成稳定规定(计算报告) 颁发并上报，具体应包括以下内容：
    a)正常运行方式下本地区电网的稳定限额和稳定措施;
    b)线路、母线、变压器等设备停役，或其它一次方式改变后的本地区电网的稳定限额和稳定措施;
    c)本区域电网的某一部分并入相邻地区电网运行方式下的稳定限额和稳定措施;
    d)相邻电网并入本区域电网运行方式下的稳定限额和稳定措施;
    e)线路、母线、变压器快速保护停役方式下的稳定限额和稳定措施;
    f)本区域电网其它经常出现的临时运行方式下的稳定限额和稳定措施;
    g)稳定规定(计算报告)应包括分阶段基建投产情况及其运行方式潮流图、电网负荷水平、机组出力情况等内容。
12.7 省调值班调度员和有关发电厂、集控站和变电所运行值班人员，应根据《浙江电网稳定运行规定》所规定的稳定限额监视联络线潮流，联络线一般不得超过暂态稳限额运行。如因特殊需要而超暂态稳定限额送电时必须得到省局总负责人的批准。如影响到华东主网稳定运行时须得到网调值班调度员的同意。
12.8 各地区电网在正常运行方式或正常检修方式下，应严格按照省调及本地区的稳定运行规定执行，如省调稳定运行规定与本地区稳定运行规定有差异，应以省调稳定运行规定为准。
12.9 电网遇到特殊网络接线或运行方式时，而稳定运行规定中又未考虑，且该方式计划维持一天以上时，相关调度应在安排该方式前进行稳定校核计算，并提出临时的电网稳定限额和稳定措施。
12.10 超暂态稳定限额送电时必须保持足够的静态稳定储备，严禁超静态稳定额运行。
12.11 电网内220千伏联络线应保持两套全线速动保护投入运行。发电厂、变电所母线的母差保护均应经常投入运行，特殊检修方式不能满足稳定运行规定时必须得到省局负责人批准。其中属地调管辖的母差保护因故停用时，其后备保护切除故障时间应满足稳定要求，并遵照有关规定执行。若不能满足稳定要求必须得到地（市）局负责人批准，并报上级调度部门同意。
12.12 为保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、机组失磁保护、自动电压调整装置和强行励磁、电力系统稳定器、低频解列、低频自启动、自动切机、快控、快速调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。
12.13 电网稳定限额应根据电网装机容量、负荷水平、电气结线等改变情况，定期计算和修编颁发。电网发生重大运行方式变化时，也应及时补充修订。
12.14 电网发生系统性事故后，必要时省调需组织有关地调及时进行事故仿真计算，并提出相应对策。
12.15 根据电网需要省调应校核机组高力率或进相运行对稳定的影响，给出相应的稳定限额。
13  黑启动方案的编制原则
13.1 电网黑启动定义为：系统全部停电后（不排除孤立小电网仍维持运行），迅速恢复供电的方式。其内容包括电网内部分发电机组利用自身的动力资源（柴油机、水力资源等）或利用外来电源使发电机组启动达到额定转速和建立正常电压，有步骤地恢复电网运行和用户供电。
13.2 在电网发生大面积或全网停电的情况下，如果没有任何黑启动措施，将使得停电时间大大延长，甚至在恢复电网时无从入手，不知所措，并由此造成国民经济的重大损失。因此，作为电网安全运行的重要措施之一，研究系统大面积停电后的恢复问题，从而制定切实可行的黑启动方案，对各级电网来说十分必要。
13.3 按照电网统一调度、分级管理的原则，浙江电网黑启动方案编制确定为：省调负责本省220千伏电网恢复计划的编制，各地调应根据本地区电网特点和省调黑启动方案，编制地区电网在系统全部停电后的快速恢复方案。如地区电网内部具有黑启动电源，则可编制内部黑启动电源开启后自行恢复110千伏及以下电网，并在合适地点与主网同期并列的方案；如地区电网内部没有合适的黑启动电源，则应在省调黑启动方案的基础上，编制地区内220千伏厂站带电后快速恢复本地区电网、及配合省调尽快恢复主要厂站的厂（所）用电方案。各地区电网黑启动方案应报浙江省调审核及备案。
13.4 电网全停后的恢复方案，应适合本电网的实际情况，以便能快速、有序地实现电网的重建和对用户恢复供电。恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题，保护、通信、远动、开关及安全自动装置均应满足自启动和逐步恢复其它线路和负荷供电的特殊要求。
13.5 黑启动方案的制定，须考虑电网各种设备性能、操作和管理能力以及相应措施，电网恢复方案的程序必须保持与电网一次结线方式对应，为此根据电网的发展情况每年应对黑启动方案进行检查修订一次。
13.6 黑启动电源是实现电网黑启动的关键。在编制黑启动方案时，应对调度管辖范围内的电网进行分区，一般一个分区应有一处或二处黑启动电源。对确定的黑启动电源，应进行黑启动试验，并应加强管理，制定相应的现场运行规程。
13.7 水力发电厂（包括抽水蓄能电厂）的水轮发电机组应是黑启动电源的首选。与火电、核电机组相比，水轮发电机结构简单，没有复杂的辅机系统，厂用电少，启动速度快，因此是理想、方便的启动电源。水轮发电机组自启动的关键是停电后控制水轮机组导叶开启的压力油槽油压能否维持在正常工作范围内（允许时间一般为半个小时左右）。另外水力发电厂一般远离负荷中心，需经长距离高压线路接入电网，因此自励磁及线路末端高电压问题可能会相对突出。
13.8 电网全停后，应根据电网的具体情况，将电网分为若干个独立的子电网，这些子电网应具有各自的启动电源，同时并行地进行恢复操作，任何一个子电网如因某些不可预料的因素导致恢复失败，并不影响其它子电网的恢复进程。
13.9 电网瓦解和崩溃事故表现在全部或局部发电厂、变电站母线失电，厂用电和站用电失去。电网全停事故后，在直流电源消失前，在确认设备正常后，具有黑启动电源厂站的现场运行人员应自行拉开所有220千伏出线开关，其它失电的220千伏厂站应拉开母联开关或母分开关，并在每一组母线上保留一个可能来电的电源开关，并保留一台可恢复所（厂）用电的主变，其它开关全部拉开。110千伏及以下母线由各地调根据各自地区电网的情况确定是否采取以上类似的策略。
13.10 各启动子电网中具有自启动能力的机组启动后，为确保稳定运行和控制母线电压在规定范围，需及时地接入一定容量的负荷，并尽快向本子电网中的其它电厂送电，以加速全电网的恢复。
13.11 子电网内机组的并列：具有自启动能力的机组恢复发电后，应创造条件尽快带动其它机组启动。根据机组性能合理安排机组恢复顺序，尽快完成各机组之间的同期并列运行。
13.12 子电网间的并列：各子电网之间在事先确定的同期点实现同期并列，逐步完成全电网的恢复。
13.13 黑启动过程中220千伏线路考虑所有高频保护正常投入，一般也不进行保护定值的更改，此时后备保护可能失配，保护也有可能因灵敏度不足而拒动。
13.14 黑启动初期低频振荡问题：黑启动机组送启动电源给临近电厂使其开启机组形成一个多电源的小电网后，可能出现低频振荡问题。此时的应对策略如下：尽量不用机组的快速励磁，同时机组的PSS尽可能投入；由于电网间的联系电抗与电网的阻尼性成反比，因此要尽可能先给附近的机组供电；若发生低频振荡，可通过调整网络结构即调整潮流来进行控制。
13.15 恢复过程中的频率控制: 控制频率涉及负荷恢复速度以及机组调速器响应和二次调频。为了保持电网稳定，需保证非自启动机组获得最多的启动功率，同时必须恢复电网负荷以保证功率平衡。考虑首先恢复小的直配负荷，而后逐步带较大的直配负荷和电网负荷，同时黑启动过程中应优先恢复水电等调节性能好的机组发电，承担调频调压的任务。增加负荷的速度必须在电网恢复时间和机组频率稳定两者之间兼顾，考虑允许同时接入的最大负荷量不应使电网频率较接入前下跌0.5赫兹，一般一次接入的负荷量不大于发电出力的5%，同时保证频率≥49赫兹。
13.16 恢复过程中的电压控制:黑启动进程中首先必须充电空载或轻载长线路，由于分布电容的存在，势必产生大量无功，造成电网电压抬高。电压控制可采取的措施有：发电机高力率或进相运行；对于双回路输电线只投单回线；在变电站低压侧投电抗器、切除电容器，调整变压器分接头，增带具有滞后功率因数的负荷等。电压波动应尽可能控制在0.95～1.052额定值之间。
14  倒闸操作制度
14.1 一般原则
14.1.1 浙江电网内的倒闸操作，应根据调度范围划分，实行分级管理。
    省调管辖的设备，其倒闸操作是由值班调度员通过"操作指令"、"操作许可"这两种方式进行。属省调调度网调许可范围内的设备状态的改变，必须得到网调值班调度员的许可。属省调许可范围内的设备状态的改变，必须得到省调值班调度员的许可。
14.1.2 属省调管辖范围内的设备，未经省调值班调度员的指令，各级调度机构和各发电厂、变电所的值班人员不得自行操作或自行指令操作。但对人员或设备安全有威胁者和经省调核准的现场规程规定者除外（上述未得到指令进行的操作，应在操作后立即报告省调值班调度员）。
14.1.3 省调和上、下级调度管辖范围交界处的设备，在必要时，省调管辖的设备可以委托上、下级调度进行操作，上、下级调度管辖的设备也可以委托省调进行操作，但必须对现场值班运行人员说明清楚。
14.1.4 省调调度管辖范围内的设备，经操作后对上、下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前后通知网调或有关地调。
14.1.5 省调值班调度员发布操作指令有以下几种形式：
a)综合操作指令；
b)单项或逐项操作指令。
不论采用何种发令形式，应使现场值班人员理解该项操作的目的和要求，必要时提出注意事项。
14.1.6 省调调度的发电厂、集控站和变电所,同时接到省调及下级调度或网调调度发布的指令时，现场人员应向省调和其他发布操作指令的调度汇报，由同时发布操作指令的几级调度中的上级调度员决定先执行谁的操作指令。一般情况下，应由调度员双方协商后决定。
14.1.7 在决定倒闸操作前，省调值班调度员应充分考虑对电网运行方式，潮流、频率、电压、电网稳定、继电保护和安全自动装置、电网中性点接地方式、雷季运行方式、载波通信等方面的影响。
14.1.8 省调值班调度员在操作前后均应核对调度模拟盘及CRT上的结线图，操作完毕应将调度模拟盘及CRT修改正确。应经常保持调度模拟盘及CRT的标示与现场情况相符合。
14.1.9 为了保证倒闸操作的正确性，省调值班调度员对一切正常操作应先拟写操作票（机炉解并列操作及事故处理时允许不填操作票，但需发令、复诵、录音并做好记录）。计划操作一般在批准申请当天的中班由值班三值调度员填写操作票，其他值班调度员审核，并在操作前一天的中班预发操作任务到现场（或集控站）。临时性操作，由值班副值调度员填写操作票，值班主值调度员审核，并尽可能提前预发到现场（或集控站），使现场（或集控站）做好操作准备。
14.1.10 值班调度员在进行倒闸操作时，先互报单位、姓名，严格遵守发令、复诵、录音、监护、记录等制度，并使用本调度规程所规定的统一调度术语和操作术语及电网主要设备名称、统一编号等。对于集控站，必须使用包括地点、设备名称、统一编号的三重命名。
14.1.11 调度员发布操作指令时，必须发出"发令时间"。现场（或集控站）值长接受操作指令后必须复诵一遍，调度员应复核无误。"发令时间"是值班调度员正式发布操作指令的依据，现场（或集控站）值长没有接到"发令时间"不得进行操作。
14.1.12 现场（或集控站）值长汇报操作结束时，应报"结束时间"，并将执行项目报告一遍，值班调度员复诵一遍，现场（或集控站）值长应复核无误。"结束时间"是现场操作执行完毕的根据，值班调度员只有在收到操作"结束时间"后，该项操作才算执行完毕。
14.1.13 省调值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由"可以接受调度指令的人员"接令，非上述人员不得接受省调值班调度员的指令，省调值班调度员也不得将调度指令（不论是"正令"或"预发操作任务"）发给不可以接受调度指令的人员。
14.1.14 电网中的正常倒闸操作，应尽可能避免在下列时间进行：
a)值班人员交接班时；
b)电网接线极不正常时；
c)电网高峰负荷时；
d)雷雨、大风等恶劣气候时；
e)联络线输送功率超过稳定限额时；
f)电网发生事故时；
g)地区有特殊要求时等。
14.1.15 正常操作一般安排在电网低谷和潮流较小时进行。但为了事故处理和向用户提前送电的操作，为了改善电网接线及其薄弱环节的操作，为了解决电网频率、电压质量的操作等，可以在任何时间进行。
14.1.16 值班调度员在许可电力设备开始检修和恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。在任何情况下，严禁"约时"停送电、"约时"挂、拆地线和"约时"开始或结束检修工作（包括带电作业）。
14.2 基本操作
14.2.1 并列和解列操作
14.2.1.1 两个电网进行同期并列时，必须满足相序相同、频率相等、电压相等或尽量小；若调整困难，特别是事故时为了加速并列，允许频率差不超过0.5赫兹，允许500千伏电压差不超过10%；220千伏和110千伏电压差不超过20%。
14.2.1.2 电网解列时，应先将解列点有功功率调整至零，电流调至最小，使解列后的两个电网频率、电压均在允许的范围内。
14.2.2 合环与解环操作
14.2.2.1 合环操作，必须相位相同，操作前应考虑合环点两侧的相角差和电压差，电压相角差一般不超过20度，电压差一般允许在20%以内，要确保合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。对于比较复杂环网的合环操作应先进行计算或试验。
14.2.2.2 解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后电网各部分电压在规定的范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。
14.2.2.3 有同期并列装置的开关在正常或事故处理时均应使用"同期"方式进行操作（指合环或并列），不允许自行解除同期闭锁装置。只有值班调度员指明利用该开关向线路或变压器充电时，方可解除同期闭锁装置进行操作。如果合环时发现同期并列装置有问题，在确认为合环操作，且电气距离比较短的情况下，可解除同期闭锁装置进行合环操作。
14.2.3 开关操作
14.2.3.1 开关合闸前必须检查继电保护是否已按规定投入，开关合闸后检查三相电流是否平衡，有功、无功表计指示及指示灯是否正常。当发现油开关缺油液压机构下降超过规定、空气开关的压缩空气压力不足以及SF6开关气体压力下降超过规定时，现场应将该开关改非自动，禁止用该开关切断负荷电流，并尽快处理。
14.2.3.2 开关操作时，若远控失灵，现场规定允许进行近控操作时，必须进行三相同时操作。
14.2.3.3 当用500千伏或220千伏开关进行并列或解列操作，因机构失灵造成二相开关断开，一相开关合上的情况时，不允许将断开的二相开关合上，而应迅速将合上的一相开关拉开。若开关合上两相应将断开的一相再合一次，若不成即拉开合上的二相开关。发变组出现非全相运行时按有关现场规定处理。
14.2.4 闸刀操作
14.2.4.1 允许用闸刀进行下列操作：
a)在电网无接地时拉、合电压互感器；
b)在无雷击时拉、合避雷器；
c)拉合220千伏及以下母线的充电电流；
d)拉合开关旁路闸刀的旁路电流；
e)在没有接地故障时，拉、合变压器中性点接地闸刀。
14.2.4.2 由于母线较长（包括旁路母线），经计算或试验证明母线的充电电流较大，闸刀拉、合空充母线将危及设备安全时，现场应明确规定不得用闸刀拉、合母线的充电电流。
14.2.5 母线操作
14.2.5.1 进行母线操作时应注意对母差保护的影响、各组母线电源与负荷分布是否合理（停用母线压变时应考虑对继电保护自动装置和表计等影响）以及对电网稳定的影响。
14.2.5.2 向母线充电时，充电开关必须具有反映各种故障的快速保护（利用母联开关充电时，应先投入母联充电解列保护）。在母线充电前，应考虑电网稳定的要求。如果稳定有要求则按照规定执行，必要时先降低或减少有关厂、站的有功潮流。
14.2.5.3 经变压器向220千伏、110千伏母线充电时，变压器中性点必须接地。
14.2.5.4 向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
14.2.5.5 进行母线倒排操作时，应注意以下的事项：
a)母差保护不得停用并应做好相应调整；
b)母联开关应改非自动；
c)各组母线上电源与负荷分布的合理性；
d)一次结线与保护二次交直流回路是否对应；
e)一次结线与压变二次负载是否对应；
f)双母线中停用一组母线，在倒母线后，一般先拉开空载母线上压变次级开关，再拉开母联开关（注意谐振过电压）。
14.2.6 线路操作
14.2.6.1 线路停电时，应注意以下事项：
a)正确选择解列点或解环点，并应考虑减少电网电压波动，调整潮流、稳定要求等；
b)对超长线路应防止线路一端断开后，线路的充电功率引起发电机的自励磁；
c)对馈电线路一般先拉开受端开关，再拉开送电端开关。送电顺序则相反。
14.2.6.2 线路送电时，应注意以下事项：
a)充电开关必须具备完整的继电保护（例如有手动后加速保护等），并保证有足够的灵敏度；
b)必须考虑超长线路充电功率可能使发电机产生自励磁，必要时应调整电压和采取防止自励磁的措施；
c)为防止因送电到故障线路而引起失稳，稳定规定有要求的线路先降低有关发电厂的有功功率；
d)充电端必须有变压器中性点接地；
e)对末端接有变压器的长线路进行送电时，应考虑末端电压升高对变压器的影响，必要时应经过计算。
14.2.6.3 新建或改建线路第一次送电时，尽可能先进行零起升压试验并以额定电压将线路冲击合闸三次，经核相正确后方可投入电网运行。
14.2.7 变压器操作
14.2.7.1 变压器并列运行需符合以下的条件:
a)接线组别相同；
b)电压比相等；
c)短路电压相等（指铭牌值）。
14.2.7.2 对电压比和短路电压不同的变压器通过计算任一台变压器都不会过负荷情况下，可以并列运行。
14.2.7.3 变压器投入运行时，应先从电源侧充电，后合负荷侧开关。变压器停用时应先拉负荷侧开关，后拉电源侧开关。
14.2.7.4 向空载变压器充电时，应注意以下的事项：
a)充电开关应完备的继电保护，用小电源向变压器充电时应校核继电保护的灵敏度，以及励磁涌流对电网继电保护的影响；
b)为防止充电变压器故障跳闸后电网失稳，必要时可先降低有关线路的有功功率；
c)变压器充时前应检查电源电压，使充电的变压器各侧电压不超过相应分接点电压的5%；
d)220千伏、110千伏变压器在拉、合闸前必须先合上变压器中性点接地闸刀，待充电后再按规定改变接地方式；
e)运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换，则应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀，再拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀；
f)新投产及大修后变压器在第一次投入运行时，应在额定电压下冲击合闸五次，并应进行核相。有条件时应先进行零起升压试验。
14.2.8 零起升压操作
14.2.8.1 零起升压应注意以下事项：
a)对长距离线路进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，加压应从最低电压开始，防止发电机产生自励磁和设备过电压；
b)双母线中一组母线进行零起升压时，母差停用，如母差要继续投用必须做好相应的安全措施。防止零升母线故障，母差动作造成运行母线的停电；
c)被零升线路的重合闸应停用；
d)在中性点接地电网中，被升压的变压器中性点必须接地；
e)零起升压的发电机强行励磁，自动电压调整装置等均应停用，被升压的所有设备应有完善的继电保护；
f)不允许用绑线式，镶嵌式转子的发电机进行零起升压。
14.2.8.2 根据电流和电压的变化情况可以判断被零升设备是否良好。
a)三相电压随转子励磁电流增加而平衡增加到额定值，无异状时，被零升设备良好；
b)三相电流、电压有较大（大于5%）不平衡，或三相电压升不高，而三相电流剧增时，被零升设备有问题，应立即停止加压。
14.2.9 核相操作
14.2.9.1 新设备或检修后相位可能变动的设备，投入运行时，应校验相序相同后才能进行同期并列，校核相位相同后，才能进行合环操作。
14.2.9.2 220千伏、110千伏线路或变压器核相，一般在母线压变次级进行（必要时应采取防谐振措施），核相应先用同一电源校验两组压变次级相位正确，再进行不同电源核相。
15  电网事故处理
15.1 事故处理原则和规定
15.1.1 省调值班调度员为处理本电网事故的指挥人，并对事故处理的迅速、正确性负责，在处理事故时应做到以下几点：
15.1.1.1 尽速限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电。
15.1.1.2 用一切可能的方法保持设备继续运行和不中断或少中断重要用户的正常供电，首先应保证发电厂厂用电及变电所所用电。
15.1.1.3 尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。
15.1.1.4 及时调整电网运行方式，并使其恢复正常。
15.1.2 在处理事故时，各级调度员和现场（或集控站）值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度命令。凡涉及到对电网运行有重大影响的操作，如要改变电网电气结线方式，应得到省调值班调度员的指令或许可后进行。
15.1.3 为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报：
15.1.3.1 将直接对人员生命安全有威胁的设备停电。
15.1.3.2 在确知无来电可能的情况下将已损坏的设备隔离。
15.1.3.3 运行中设备受损伤已对电网安全构成威胁时，根据现场事故处理规程的规定将其停用或隔离。
15.1.3.4 发电厂厂用电全部或部分停电时，恢复其电源。
15.1.3.5 整个发电厂或部分机组因故与电网解列，在具备同期并列条件时与电网同期并列。
15.1.3.6 其它在本规程或现场规程中规定，可不待省调值班调度员指令自行处理的操作。
15.1.4 发生重大设备异常及电网事故，省调值班调度员在事故处理告一段落后，应将发生的事故情况迅速报告调度科长和调度所负责人。在调度室的调度所负责人或调度科长，应监督省调值班调度员正确处理事故。在必要时，应给省调值班调度员以相应的指示。
15.1.5 调度所负责人或调度科长认为省调值班调度员处理事故不当，则应及时纠正，必要时可由调度所负责人或调度科长直接指挥事故处理，但有关的调度指令必须通过调度科长、值班调度员下达。
15.1.6 电网事故处理的一般规定如下：
15.1.6.1 电网发生事故时，事故单位应立即清楚、准确地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、跳闸开关、运行线路潮流的异常变化、继电保护及安全自动装置动作、人员和设备的损伤以及频率、电压的变化等事故有关情况。
15.1.6.2 非事故单位，不得在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。应密切监视潮流、电压的变化和设备运行情况，防止事故扩展。如发生紧急情况，须立即报告省调值班调度员。
15.1.6.3 事故处理时，必须严格执行发令、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。
15.1.6.4 事故处理期间，事故单位的值长、值班长应留在岗位上进行全面指挥，并随时与省调值班调度员保持联系。如确要离开而无法与省调值班调度员保持联系时，应指定合适的人员代替。
15.1.6.5 为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员可越级发布调度指令，但事后应尽快通知网调或有关地调调度员。
15.1.6.6 省调值班调度员在处理电网事故时，只允许与事故处理有关的领导和专业人员留在调度室内，其他人员必须迅速离开。必要时省调值班调度员可请有关专业人员到调度室协助处理事故。被请人员应及时赶到，不得拖延或拒绝。
15.1.6.7 电网事故处理完毕后，调度所按事故调查规程的要求，填好事故报告，认真分析并制定相应的反事故措施。各单位的少送电量以原始报告为依据。
15.1.6.8 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。
15.1.7 为防止超电网供电能力用电和电网事故引起的电网频率、电压降低和输变电设备超载，省调必须掌握足够数量的"超电网供电能力限电序位表"和"事故限电序位表"，列入表中的设备应为35千伏及以上电压等级的线路或变压器，容量不少于上一年全省最高负荷的20%。每年的年初由省公司发文至各有关的运行单位执行。
15.1.8重大或紧急缺陷作为事故类处理，值班调度员有权改变电网的运行方式，必要时可紧急召集相关人员进行协商处理。
15.2 电网频率降低或升高的事故处理
15.2.1 电网频率超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率允许的持续时间为：超过50±0.2赫兹，总持续时间不得超过60分钟；超过50±0.5赫兹，总持续时间不得超过15分种。对频率事故的处理，属电网事故处理性质，也应遵循电网事故处理的一般规定。
15.2.2 当电网频率低于49.8赫兹时，各级调度和有关值班运行人员应按下述原则进行处理：
15.2.2.1省调值班调度员应立即检查送受电关口的偏差（即区域控制偏差ACE）是否满足CPS的要求，再根据CPS的情况，指令发电厂增加出力（或启动备用机组）。当电网备用出力不足或无备用出力时，省调值班调度员应按照网调下达的拉、限电数额，并根据电网的负荷趋势，对地调值班调度员下达限负荷或按"超电网供电能力限电序位表"下达其中一轮或同时几轮的综合拉电指令。地调接到指令后应在15分钟以内拉限下去。省调值班调度员在下达限电、拉电指令时，应遵循"谁超拉谁"的原则。但是当电网频率已经低至49.5赫兹且有继续下降的趋势或低于49.8赫兹持续时间30分种以上时，则省调值班调度员将对发电厂、变电所值班人员直接发布拉电指令,使频率低于49.8赫兹的时间不超过60分钟。
15.2.2.2 49.0赫兹以下时，省调值班调度员应立即对各地区按"事故限电序位表"进行拉路（首先对超用地区拉路），必须在15分种内使频率上升至49.0赫兹以上。
15.2.2.3 48.5赫兹以下时，有"事故限电序位表"的发电厂值班人员应立即按照"事故限电序位表"自行进行拉路，变电所值班运行人员在接到省调值班调度员的拉路指令后，应立即进行拉路，使频率迅速回升至49.0 赫兹以上。
15.2.2.4 47.0赫兹以下时，各级值班调度员可不受"事故限电序位表"的限制，直接下令拉开负荷较大的线路、主变，直至整个变电所。必须在15分钟内使频率回升至49.0赫兹以上。
15.2.2.5当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，各发电厂可按照现场规程规定的步骤将厂用电（全部或部分）与电网解列。各发电厂厂用电解列的规定和实施细则，事先须书面上报省公司和省调，经省公司批准后执行。
15.2.2.6对省调发布的拉电指令，任何单位或个人不得少拉或不拉，不得倒换电源（配置有备用电源自投装置的线路，在执行拉路指令时事先停用）。对特殊需要保证供电的用户，必须及时向省调汇报，在征得值班调度员许可后方可变更。
15.2.2.7电网配置的低频减载装置未经省调同意不得撤出运行，在电网低频率运行时，各发电厂、变电所值班运行人员应检查低频减载装置动作情况，如到规定频率应动而未动者（含发电厂低周解列装置），应立即手动拉开该开关。
15.2.3  当电网频率超过50.2赫兹时，省调值班调度员应立即检查送受电关口的偏差（即区域控制偏差ACE）是否满足CPS的要求，再根据CPS的情况，指令发电厂降低出力直至技术允许最低出力，使送受电关口的区域控制偏差(ACE)满足控制性能标准（CPS）的要求。如所属各发电厂出力已降至最低技术允许出力，而频率仍高于50.2赫兹，本省ACE仍未满足CPS的要求，省调值班调度员应立即汇报网调值班调度员，并发布停机停炉指令，务必使频率在60分钟内恢复到50.2赫兹以下。
15.2.4当电网频率超过50.5赫兹时，各发电厂应立即将出力降到最低技术允许出力，并向省调值班调度员汇报。
15.2.5当电网频率超过51.0赫兹，而本省ACE未满足CPS的要求，省调值班调度员应立即发布停机停炉指令，并向网调值班调度员汇报。
15.3 电网电压降低或升高的事故处理
15.3.1 当发电机的运行电压降低时，有关发电厂的值班运行人员按规程应自行使用发电机的过负荷能力，制止电压继续降低到母线额定电压的90%以下。
15.3.2 当个别地区电压降低，使发电机过负荷时，有关发电厂的值班运行人员应向有关调度报告采取措施（包括降低发电机有功，增加无功及限制部分地区负荷等），消除发电机的过负荷。
15.3.3对于发电机过负荷的发电厂处于电网受端时，或电网低频率时，一般不能用降低有功增加无功的办法来提高电压和消除发电机的过负荷。此时应根据具体原因进行处理直至限制或切除受端部分负荷。
15.3.4 根据《电网稳定运行规定》要求，为防止系统性电压崩溃，当枢纽变电所电压监视点的运行电压下降到"最低运行电压"值以下时，各有关调度应立即采取措施直至拉路，使电压恢复到"最低运行电压"以上。现场值班运行人员也应一面按"事故限电序位表"进行拉路，一面报告有关调度，尽快使电压恢复到"最低运行电压"以上。
15.3.5 电网电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班运行人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电（全部或部分）与电网解列。
15.3.6 各有关枢纽变电所的"最低运行电压"值由省调确定，并交运行单位执行。
15.3.7 当电网电压高于该点电压允许偏差范围上限时，有关发电厂值班运行人员应立即自行降低发电机的无功，有条件的还可以进相运行，同时汇报省调值班调度员。当电网电压高于该点电压额定值的10%及以上时，发电厂值班运行人员除立即采取调整无功、降低电压措施外，并迅速汇报省调值班调度员采取调整电网潮流、改变网络结线、停用发电机以及通知地调停用变电所电容器和用户电容器或投入低压电抗器，必要时汇报华东网调协助调整（如投入500千伏变电所低压电抗器等），直至供电电压恢复到允许偏差范围以内。
15.4 线路事故处理
15.4.1 线路跳闸后（包括重合不成），为加速事故处理，省调值班调度员可不查明事故原因，立即进行一次强送（确认永久性故障者除外），对新启动投产线路，应得到启动总指挥同意后才能进行强送，但在强送前应考虑以下事项：
15.4.1.1 正确选择强送端使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查有关主干线路的输送功率在规定的限额之内。
15.4.1.2 强送电的开关设备要完好，并尽可能具有全线快速动作的继电保护。
15.4.1.3 对大电流接地系统，强送端变压器的中性点应接地，如对带有终端变压器的220千伏线路强送，则终端变压器中性点必须接地。
15.4.1.4 联络线路跳闸，强送一般选择在大电网侧或采用鉴定无电压重合闸的一端，并检查另一端的开关确实在断开位置。如强送不成，省调值班调度员为处理电网事故需要还可再强送一次，但一般宜采用零起升压的办法。
15.4.1.5 如跳闸属多级或越级跳闸者，视情况可分段对线路进行强送。
15.4.1.6 终端线路跳闸后，重合闸不动作，在确定线路无电的情况下，可以不经调度指令立即强送一次。如强送不成根据省调值班调度员指令可以再试送一次，充电线路跳闸后，应立即报告省调值班调度员，听候处理。
15.4.1.7 重合闸停用的线路跳闸后，现场（或集控站）应立即汇报省调值班调度员，由省调值班调度员决定是否强送。
15.4.1.8 开关允许切除故障的次数应在现场规程中规定。开关实际切除的次数，现场值班人员应作好记录并保持准确。线路跳闸能否送电，强送成功是否需停用重合闸，或开关切除次数是否已到规定数，发电厂、变电所（或集控站）值班人员应根据现场规定，向有关调度汇报并提出要求。
15.4.2 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定如下。
15.4.2.1 地调未向省调值班调度员提出故障跳闸后不得强送者按上述有关规定，可以进行强送。
15.4.2.2 地调调度员已向省调值班调度员提出要求停用重合闸或线路跳闸后不得强送者，只有得到地调值班调度员的同意后才能强送电。现场工作负责人一旦发现线路上无电时，不管何种原因，均应迅速报告有关调度，说明能否进行强送。
15.4.2.3 对重合闸或强送有要求的线路带电作业，应在得到省调值班调度员的许可后，才能开始工作，带电作业结束后应及时向省调汇报。
15.4.3 在线路故障跳闸后，省调值班调度员发布巡线指令时应说明以下情况。
15.4.3.1 线路是否带电；
15.4.3.2 若线路无电，是否已经做好停电检修的安全措施；
15.4.3.3 找到故障点后，是否可以不经联系立即开始工作。
调度员应将继电保护动作情况告诉巡线单位，并尽可能根据故障录波器的测量数据提供故障的范围。
15.4.4 联络线输送潮流超过线路或线路设备的热稳定、暂态稳定或继电保护等限额时，应迅速降至限额之内，处理办法如下：
15.4.4.1 增加该联络线受端发电厂的出力；
15.4.4.2 降低该联络线送端发电厂的出力；
15.4.4.3 在该联络线受端进行限电或拉电，省调值班调度员应按电网实际运行情况合理确定拉、限电地点和数量；
15.4.4.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。
15.5 变压器及电压互感器事故处理
15.5.1 变压器开关跳闸时，省调值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理。
15.5.1.1 重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送；
15.5.1.2 差动保护动作跳闸，经外部检查无明显故障，变压器跳闸时电网又无冲击，如有条件可用发电机零起升压。如电网急需，经设备主管局、厂总工程师同意可试送一次。
15.5.1.3 重瓦斯保护动作跳闸后，即使经外部检查和瓦斯气体检查无明显故障也不允许强送。除非已找到确切依据证明重瓦斯误动方可强送。如找不到确切原因，则应测量变压器线圈的直流电阻，进行油的色谱分析等补充试验证明变压器良好，经设备主管局、厂总工程师同意后才能强送。
15.5.1.4 变压器后备保护动作跳闸，经外部检查无异常可以强送一次。
15.5.1.5 变压器过负荷及其异常情况，按现场规程规定进行处理。
15.5.2 电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，应按以下原则处理。
15.5.2.1 不得用近控方法操作异常运行的电压互感器的高压闸刀。
15.5.2.2 不得将异常运行电压互感器的次级回路与正常运行电压互感器次级回路进行并列。
15.5.2.3 不得将异常运行的电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为非固定结线（单母差方式）。
15.5.2.4 异常运行的电压互感器高压闸刀可以远控操作时，可用高压闸刀进行隔离。
15.5.2.5 无法采用高压闸刀进行隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后隔离故障电压互感器。
15.6 发电机事故处理
15.6.1 发电机内部故障时，均按现场事故处理规程的规定进行处理。
15.6.2 发电机失去励磁时的处理方法如下：
15.6.2.1 经过试验证明允许无励磁运行，且不会使电网失去稳定 者，在电网电压允许的情况下，可不急于立即停机，而应迅速恢复励磁，一般允许无励磁运行30分钟，其允许负荷由试验决定。
15.6.2.2 未经无励磁运行试验或经证明不允许无励磁运行的机组，在失去励磁时，应立即与电网解列。
15.6.3 当发电机进相运行或功率因素较高时，由于电网干扰而引起失步者，应立即减少发电机有功，增加励磁，从而使发电机重新拖入同步，若无法恢复同步时，可将发电机解列后，重新并入电网。
15.6.4 发电机允许的持续不平衡电流值，应遵守制造厂的规定。如无制造厂的规定时，一般按以下规定执行：
15.6.4.1 在额定负荷下连续运行时，汽轮发电机三相电流之差不得超过额定值的10%，10万千瓦以下水轮发电机和凸极同步调相机三相电流之差，不得超过额定值的20%，同时任一相的电流不得大于额定值。
15.6.4.2 在低于额定负荷连续运行时，各相电流之差可大于上述规定值，限额须根据试验确定。
15.7 母线故障的迹象是母线保护动作开关跳闸，并出现由于故障引起的声、光、信号等。当母线发生故障停电后，现场值班运行人员应立即报告省调值班调度员，同时对停电母线进行外部检查，并把检查结果报告省调值班调度员（如母线故障系对侧跳闸切除故障，现场值班运行人员应自行拉开故障母线全部电源开关），省调值班调度员按下列原则进行处理：
15.7.1 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。
15.7.2 找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电，对联络线要防止非同期合闸。
15.7.3 经外部检查找不到故障点时，应用外来电源对故障母线进行试送电。发电厂母线故障有条件时对母线进行零起升压。
15.7.4 如只能用本厂（站）电源送电时，试送时，试送开关必须完好，并将该开关有关保护时间定值改小，具有速断保护后进行试送。
15.7.5 双母线中的一组母线故障，用发电机对故障母线进行零起升压时，或用外来电源对故障母线试送时，应停用母差保护。如母差要继续投用，必须做好相应的安全措施。
15.8 发电厂、变电所母线电压消失的事故处理
15.8.1 母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于电网故障，继电保护误动或该母线上出线、变压器等设备本身开关拒跳，而使联接在该母线上的所有电源越级跳闸所致。判别母线电压消失的依据是同时出现下列现象：
a)该母线的电压表指示消失；
b)该母线的各出线及变压器负荷消失（主要看电流表指示为零）；
c)该母线所供厂用电或所用电失电。
15.8.2 当发电厂母线电压消失时，无论当时情况如何，发电厂值班人员应立即拉开失压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，利用本厂机组对空母线零起升压，成功后将发电厂（或机组）恢复与电网并列，如对停电母线进行试送，应尽可能利用外来电源。
15.8.3 当变电所母线电压消失时，经判断并非由于本变电所母线故障或线路故障开关拒动所造成，现场值班运行人员必须立即向省调值班调度员汇报，并立即自行完成下列操作：
15.8.3.1 单电源变电所，可不作任何操作，等待来电。
15.8.3.2 多电源变电所，为迅速恢复送电并防止非同期合闸，应拉开母联开关或母分开关并在每一组母线上保留一个电源开关，其它电源开关全部拉开（并列运行变压器中、低压侧应解列），等待来电（涉及到黑启动路径的变电所按当年《浙江黑启动厂站保留开关表》执行）。
15.8.3.3 馈电线开关一般不拉开。
15.8.4 发电厂或变电所母线失电后，现场值班运行人员应根据开关失灵保护或出线、主变保护的动作情况检查是否系本厂、站开关或保护拒动，若查明系本厂、站开关或保护拒动，则自行将失电母线上的拒动开关与所有电源线开关拉开，然后利用主变或母联开关恢复对母线充电。充电前至少应投入一套速动或限时速动的充电解列保护（或临时改定值）。
15.9 电网解列事故处理
15.9.1 部分电网解列后，事故处理原则如下：
15.9.1.1 如解列开关两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班运行人员无需等待值班调度员指令，可自行恢复同期并列。
15.9.1.2 解列后，解列部分电网的频率和电压调整应遵照本规定执行。为了加速同期并列，可采取下列措施：
a)调整解列电网的频率，当无法调整时，再调整正常电网的频率；
b)将频率较高部分电网降低其频率，但不得低于49.5赫兹；
c)将频率较低部分电网的负荷短时停电切换至频率较高的部分电网；
d)将频率较高部分电网的部分机组与电网解列，然后再与频率较低部分电网并列；
e)在频率较低部分电网中切除部分负荷；
f)如有可能，可启动备用机组与频率较低部分电网并列；
g)在电网事故情况下，为加速处理，允许两个电网频率相差0.5赫兹、电压相差20%进行同期并列。
15.10 电网振荡事故处理
15.10.1 电网振荡时的一般现象如下：
15.10.1.1 发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动，发电机、调相机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡呜声。
15.10.1.2 失去同期的发电厂与电网间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。
15.10.1.3 振荡中心电压周期性的降至接近零，其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小，白炽照明随电压波动有不同程度的明暗现象。
15.10.1.4 送端部分电网的频率升高，受端部分电网频率降低并略有摆动。
15.10.2 电网振荡产生的主要原因如下：
15.10.2.1 电网发生严重故障，因故障切除时间过长，造成电网稳定破坏。
15.10.2.2 大机组失磁，再同步失效，引起电压严重下降，导致邻近电网失去稳定。
15.10.2.3 电网受端失去大电源或送端甩去大量负荷且受端发电厂功率调整不当，引起联络线输送功率超过静稳定极限造成电网静稳定破坏。
15.10.2.4 环状网络或多回路线路中，一回线路故障跳闸后电网等值阻抗增大且其他线路输送功率大量增加，超过静稳定极限，造成电网事故后静稳定破坏。
15.10.2.5 大容量机组跳闸，使电网等值阻抗增加，并使电网电压严重下降，造成联络线稳定极限下降，引起电网稳定破坏。
15.10.2.6 电网发生多重故障。
15.10.2.7 其它因素造成稳定破坏。
15.10.3 电网稳定破坏的处理办法如下：
15.10.3.1 利用人工方法进行再同步。
a)各发电厂应提高无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值；
b)频率升高的发电厂应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降至49.8赫兹为止；
c)频率降低的发电厂就立即采取果断措施（包括使用事故过负荷和紧急拉路）使频率提高，直至49.8赫兹以上。
15.10.3.2 在下列情况下，应自动或手动解列事先设置的解列点：
a)非同步运行时，通过发电机的振荡电流超出允许范围，可能致使重要设备损坏；
b)主要变电所的电压波动低于额定值的75%可能引起大量甩负荷；
c)采取人工再同步（包括有自动调节措施）3~4分钟内未能恢复同步运行；
d)当整个电网（或多部分）发生非同步运行，其损失将更大。
15.10.3.3 电网发生振荡时，任何发电厂都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时，可按各厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用电的办法处理。
15.10.3.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，现场值班运行人员应立即将失磁的机组解列。
15.10.4 为便于省调值班调度员迅速、正确地处理电网振荡事故，防止电网瓦解，有条件时应事先设置振荡解列点。当采用人工再同步无法消除振荡时，可手动拉开解列点开关。
15.11 通信中断时电网调度办法及事故处理
15.11.1 省调与直接调度的发电厂或变电所（或集控站）之间通信中断时（指调度电话、系统电话、市内电话、移动电话），省调可通过有关地调转达调度业务。
15.11.2 当发电厂或变电所与各级调度通信中断时，可采取以下方法处理：
15.11.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作，其他各发电厂按省调规程中有关规定协助调频，各发电厂还应按规定的电压曲线调整电压。
15.11.2.2 发电厂的出力安排，市场外机组应按照最近执行的计划出力曲线重复使用，市场内机组继续按市场指令调整，如果不能接受市场指令，厂内如有备用容量，应根据电网频率、电压及联络线潮流等情况由发电厂掌握使用。一切预先批准的计划检修项目，此时都应停止执行。
15.11.2.3 发电厂与变电所的主结线，应尽可能保持不变。
15.11.2.4 正在进行检修的厂、站内部（不包括线路开关、闸刀设备），通信中断期间检修工作结束，可以复役时，在不影响主电网运行方式、继电保护整定配合及电网潮流不超过规定限额的情况下，可以投入运行，否则只能转为备用。
15.11.3 在电网发生事故，发电厂、变电所、地调与省调通信中断，同时发电厂、变电所与地调通信也中断，发电厂、变电所可根据本规程和现场事故处理规程迅速进行必要处理，并应采取一切可能的办法与省调或地调取得联系，必要时可用交通工具尽快与地调取得联系。
15.11.4 当发电厂、变电所与地调取得通信联系时，则地调应立即承担所属地区内原来属省调管辖的发电厂、变电所的事故处理。事故时凡能与省调取得联系的地调和发电厂、变电所（或集控站）有责任转达省调的调度指令和联系事项。
15.11.5 通信中断时，若电网发生事故，现场值班运行人员进行处理的规定如下。
15.11.5.1 线路故障：
    a)终端线路跳闸后，重合未成，强送一次，强送不成开关转冷备用；
    b)110千伏电网联络线、环网线路（包括双回线）故障跳闸，投无电压鉴定重合闸这端在验明无电压线路后，可强送电一次，强送不成将该开关改为冷备用。对于联络线的另一端，开关跳闸后如线路有电则自行同期并列；如果无并车装置母线有电不作处理，母线无电将该开关改运行等待受电；
    c)220千伏电网联络线、环网线路（包括双回线）故障三相跳闸后，当线路侧有电，可立即检定同期并列或合环；若线路侧无电，可以对线路强送一次；
    d)没有同期并列装置的联络线开关跳闸，虽然开关两侧有电，现场值班运行人员也不得自行合闸。
15.11.5.2 发电厂与电网解列时：
    a)解列的联络线路有电时，应从解列点迅速并列；
    b)若联络线路已停电，现场值班运行人员应拉开进线开关，等待线路来电后进行同期并列；
    c)省调值班调度员确知联络线已无电，可下令由一端试送。
15.11.5.3 母线故障：
    a)不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大；
    b)找到故障点并能迅速隔离的，在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对停电母线恢复送电；
    c)找到故障点不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电；
    d)经检查找不到故障点时，不得处理，应继续查找；
    e)母线故障恢复送电或一组母线上设备倒向另一组母线供电时，现场值班人员应避免非同期合闸，同时要考虑线路，变压器的潮流及电压水平等情况。
15.11.5.4 母线失电：
    a)双母线运行，一组母线失电。失电母线上送终端变的线路开关可冷倒至运行母线上供电，但应考虑线路、变压器的潮流及电压水平等情况。失电母线上应保留一组电源开关，其它所有开关全部拉开；
    b)单母线失电或双母线失电，可按通信正常时第11.8.3条的有关规定处理。若有备用电源应严格按照先拉开停电线路和进线开关，再合上备用电源开关。
16  电网继电保护与安全自动装置的调度管理
16.1 一般原则
16.1.1 继电保护及安全自动装置是保证电网安全稳定运行、保护电气设备的主要装置，地区局、发电厂必须严格执行有关法律法规、电力行业标准、国家电力管理部门的规定和其他反事故措施规定以及国家和省有关继电保护技术监督的规定，重视和加强继电保护及安全自动装置的规范管理，切实做好运行维护工作，确保继电保护及安全自动装置的正常、可靠运行。
16.1.2 地区局、发电厂的所有继电保护及安全自动装置均应经调试，符合整定单要求，遵从电力行业管理部门颁发的检验条例，定期进行校验维修，并有完整的调试记录和报告。
16.1.3 地区局、发电厂每月十日前应根据电力行业管理部门颁布的有关法规和规定的要求，将本单位上月份继电保护及安全自动装置的动作情况及事故、缺陷报告报送省调，对重大事故应有专题分析报告，并在事故发生的当日或第二个工作日报送省调。
16.1.4 各设备运行单位的继电保护及安全自动装置的运行指标应达到省调的指标要求。
16.1.5 地区局、发电厂的各有关部门应设有继电保护及安全自动装置管理专职人员，以便与省调有关人员联系。
16.2 继电保护装置管理
16.2.1 地区局、发电厂必须及时完成电网运行要求的继电保护技术改造以及执行电力行业管理部门下达的反措规定。
16.2.2 地调、发电厂调度管辖的继电保护装置，必须与电网的继电保护装置配合。在电网的继电保护定值或运行状态改变时，应按省调要求及时调整本单位调度管辖的继电保护装置的定值及运行状态，并将执行计划及完成情况及时报送省调。
16.2.3 地区局、发电厂的继电保护装置投运试验，若需省调配合的，应将试验方案报省调审核批准。
16.2.4 继电保护新装置投入运行前，该设备的调度管辖部门必须编制相应的调度运行说明或运行注意事项，现场运行部门必须编制运行规程，并向有关调度、运行人员培训交底。凡涉及省调调度管辖设备的应报省调备案。
16.2.5 省调管辖设备的继电保护出现缺陷后，地区局、发电厂必须立即处理，每次因故障停役时间应遵从省调的停役时间要求，重大缺陷应及时书面报送省调。
16.2.6 地区局、发电厂每季度第一个月十日前应向省调报送本季度继电保护检验、检修计划及上季度完成情况，每年年末应向省调报送下一年度的设备检修计划。
16.3 继电保护装置整定管理
16.3.1 继电保护装置整定范围的划分原则
16.3.1.1 电网继电保护的整定计算应符合电力行业标准中的有关电网继电保护装置运行整定规程及各级电力行业管理部门制定的继电保护整定原则。
16.3.1.2 由省调调度管辖的220千伏电网及部分省调调度的110千伏联络线等线路保护（包括失灵保护、重合闸）、母线保护、故障录波器、发电厂220千伏主变中性点零序电流保护（包括间隙零序保护）、失灵保护等由省调负责整定。发电厂的变压器/发电机及厂用系统设备等保护由主管设备的发电厂负责整定；变电所的220千伏降压变压器（包括联络变）保护应按省调给定的整定限额由主管设备的地调负责整定。主变220千伏后备保护整定单须上报省调备案。
16.3.1.3 发电厂的220千伏线路保护（包括失灵保护、重合闸）、母线保护、故障录波器、220千伏主变中性点零序电流保护（包括间隙零序保护）、失灵保护等应由发电厂书面委托省调整定。
16.3.1.4 旁路开关的保护整定单应由各调度管辖单位提供。
16.3.1.5 500千伏及以上设备的整定划分原则按《华东电网调度规程》执行。
16.3.1.6 华东电网220千伏电网分界点保护整定限额由网调确定；省调与发电厂或地调分界点保护装置整定限额由省调确定；按局部服从全局，相互兼顾、协商的原则确定。确定的限额各方必须遵守，并相互提供必要的图纸、电气设备参数等技术资料。整定限额需根据电网情况的变化及时修正。
16.3.1.7 地调与发电厂、地调与地调之间交界处保护整定限额由双方协调，必要时省调协调，书面确定，共同遵守。相互提供必要的图纸、电气设备参数等技术资料。整定限额需根据电网情况的变化及时修正。
16.3.1.8 省调、地调、发电厂应定期复核修编其调度管辖设备保护装置的整定方案和运行说明，并向调度、运行方式人员、安全专职人员交底，经单位总工程师批准后实施。
16.3.1.9 电网继电保护整定方案原则上每年进行编制，于每年第一个季度下达，作为当年度调度运行的依据。
16.3.1.10 设备运行管辖单位应提供电网保护整定计算所需的设备参数和图纸资料。并应满足：已投产设备应提供实测参数；未投产设备应在投产前三个月提供相应线路设计参数、发电机和变压器出厂试验报告和图纸资料（含CAD图纸一份），并于投产前两天提供线路实测参数。各地区等值至220千伏变电所110千伏母线的等值阻抗应在每年一月十五日按省调要求统一上报省调（包括已投产及本年度计划投产的设备）。
16.3.2 编制电网继电保护整定方案及调度运行说明的依据
16.3.2.1 电网正常方式和实际可能出现的检修运行方式，最大、最小开机方式。
16.3.2.2 主设备、线路最大潮流，母线最低运行电压。电网稳定所要求的故障切除时间，重合闸使用方式和最佳重合时间以及解列点设置，备用电源自投设置等。
16.3.2.3 线路在非全相过程中可能出现的最大零序电流。
16.3.2.4 电网保护整定计算所需的设备参数和图纸资料（未投产设备可采用设计参数）。
16.3.2.5 本年度基建投产计划。
16.3.2.6 电网继电保护配置及主接线。
16.3.3 继电保护整定方案和运行说明应包括下列内容：
16.3.3.1 整定配合原则及说明。
16.3.3.2 电网接线及电网运行方式说明。
16.3.3.3 电网最大及最小运行方式，检修运行方式说明。
16.3.3.4 变压器中性点接地方式安排原则及其分布。
16.3.3.5 整定配合中存在的问题及其处理对策。
16.3.3.6 一次检修方式（包括特殊运行方式）对继电保护运行要求及其相应措施。
16.3.3.7 继电保护装置（母线保护、线路保护、重合闸，低周、低压解列、故障解列、故障录波器、备用电源自投装置等）及相应的电流、电压互感器变比配置。
16.3.3.8 保护装置整定配置图。
16.4 继电保护装置运行和操作管理
16.4.1 属省调调度一次设备的继电保护装置，原则上其调度管辖原则与一次设备相一致。发电机、220千伏变压器的主保护及失灵保护属省调许可，由地调、发电厂调度操作。
16.4.2 任何设备不允许无保护运行，由于一次设备检修、新设备启动、保护试验、调整定值或继电保护装置故障需停用时，继电保护调整原则原则上应按《浙江220千伏电网继电保护装置检修运行规定》执行。
16.4.3 属省调调度管辖设备继电保护装置，其状态的改变（停用、投入、更改定值等），必须事先申请并得到省调值班调度员的同意。
16.4.4 现场需更改保护运行状态时，应履行调度申请手续。特殊情况可向省调值班调度员申请。
16.4.5 继电保护装置一般具有"跳闸" 、"信号" 、"停用"三种状态。各种状态具体命名见调度操作。正常运行方式下线路两侧高频保护状态应一致。若继电保护装置上无工作，但需将继电保护装置退出运行时，正常应将其改为"信号"状态。
16.4.6 省调调度范围的继电保护设备，更新改造或定值更改后，现场值班运行人员必须检查设备符合运行规程要求并与整定单一致，在设备投入运行前应向省调值班调度员汇报确认具备投运条件，省调值班调度员应按整定通知单与发电厂、变电所值班员核对无误，并在整定通知单上签写投用日期。
16.4.7 更改微机保护装置定值，无特殊要求时可不作交流通流试验校核，但须进行定值打印核对确认。
16.4.8 旁路开关代出线或主变时，旁路开关保护定值应按所代设备调度管辖单位提供的整定单执行。
16.4.9 继电保护装置动作以后，现场值班运行人员应及时检查和打印故障报告，并将保护每个动作信号详细准确记录在继电保护运行记录簿内。值班运行人员应及时将动作跳闸的保护装置名称、故障相别、重合闸装置及录波器动作情况、故障测距汇报值班调度员；应将故障录波波形图、保护装置的打印报告存档并在三个工作日内上报给有关部门。
16.4.10 当保护装置发生异常情况时，值班运行人员应立即向省调值班调度员汇报，并按有关规定处理。必要时报告局（厂）总工程师，并通知保护专业人员及时到现场处理。发生不正确动作后，设备管辖单位的继电保护人员应尽早进行事故检验，查明事故原因。在进行事故检验前，必须保护现场，确定检验项目，事故检验方案应经本单位技术负责人批准。对重大事故，可由省公司组织有关单位参加。
16.4.11 运行值班人员必须按继电保护运行规程对继电保护装置及其二次回路进行定期巡视、对相关设备作在线测试和记录。并对交流电压回路、直流电源、设备或线路的负荷限额进行监视。
16.4.12 纵联保护每天应定时测试或检查通道信号，并做好记录。运行中如发现通道异常时，值班运行人员应立即向省调值班调度员汇报，若需停用保护时应向省调值班调度员申请停用，通知有关部门检查处理。
16.4.13纵联保护通道设备如阻波器、结合滤波器、接地闸刀、分频滤波器（差接网络）、高频电缆、光缆、光纤通信和PCM等设备的运行维护、调试、检修应明确分工，加强管理。当保护通道设备工作时，必须事先与相关专业联系，并通过设备所在运行单位履行调度申请手续，严格执行工作票制度。
16.4.14 省调或地调调度室内应备有下列资料：
16.4.14.1 电网继电保护整定方案（附配置图）。
16.4.14.2 继电保护装置的调度运行说明。
16.4.14.3 继电保护装置的原理接线图。
16.4.14.4 继电保护装置的整定通知单。
16.4.14.5 线路继电保护允许的最大负荷潮流限额。
16.4.14.6 各分界点保护装置的定值限额表。
16.4.14.7 保护装置临时变动记录簿。
16.4.15 各发电厂、集控站和变电所现场应具备下列资料：
16.4.15.1 继电保护装置定值配置图及定值通知单。
16.4.15.2 正确齐全的继电保护竣工图（原理接线图、安装图、端子排图、电缆清册等）。
16.4.15.3 继电保护装置现场运行规程或规定；电网继电保护与安全自动装置检修运行规定。
16.4.15.4 继电保护装置工作记录簿、运行记录簿。
16.4.15.5 线路保护允许的最大负荷潮流限额。
16.4.15.6 其他有关的运行规定和必要的技术资料。
16.5 安全自动装置及运行管理
16.5.1 安全自动装置实行定期准入制度。各级调度机构应根据本网实际情况制定安全自动装置准入细则，严禁未通过准入审查的安全自动装置进入电网运行。
16.5.2 对于不能满足《电力系统安全稳定导则》中规定的安全稳定标准，在正常运行方式（含计划检修方式）和经常出现的发输电设备临时检修方式下存在较严重的安全稳定隐患的局部电网，或者对相关电能质量指标必须进行有效控制的区域，调度部门应该考虑在相关厂站装设安全自动装置，任何单位和个人不得以任何借口拒绝或阻挠安全自动装置的安装和投运。
16.5.3 仅在某些特殊运行方式下投运的安全自动装置可不考虑旁路代的情况，正常方式下需长期运行的安全自动装置应考虑旁路开关代路的适应性。
16.5.4 安全自动装置装设方案由电网调度运行管理单位根据电网安全稳定需要，于投运三个月前向装设单位下达。
16.5.5 安全自动装置涉及上级调度管辖设备或需要上级调度协调的，装设方案下达前需经上级调度同意。应于装置投运两个月前向上级调度报送设计原理图等书面资料，上级调度于投运一个月前明确设备调度管辖单位。
16.5.6 安全自动装置的调度管辖，应根据其作用和装设地点决定，原则上与一次设备管辖一致，也可根据上级调度要求，由上级调度管辖。
16.5.7 由于新设备投运需要装设的安全自动装置，应与新设备同步投运。
16.5.8 安全自动装置的投停方式由调度管辖单位明确，调度管辖单位及运行单位要拥有装置投产调试的全部资料。有关单位提出改变投运方式，需经装置调度管辖单位同意。有关电网方式变化时，装置调度管辖单位要及时分析、审查安全自动装置及投停方式的合理性。
16.5.9 装设安全自动装置的发电厂、变电所等运行单位要根据装置的特性及有关调度部门的要求制定相应的现场运行规程，并报送有关调度部门备案；要有经过培训的专责人对安全自动装置按有关的规程、规定进行正常维护、定期校验等运行管理。
16.5.10 调度系统人员必须熟悉所管辖管辖范围安全自动装置的投停规定及其操作，严格按投停规定执行。
16.5.11 装设安全自动装置的发电厂、变电所等运行单位要对装置的运行状况（如投、退、动作等）进行详细的记录，并按规定及时报告值班调度员。
16.5.12 各级调度部门要及时组织对所管辖安全自动装置的动作情况进行分析，包括必要的校验和计算分析，以确定装置的动作是否合理，并报上级调度部门。
16.5.13 电网安全自动装置（重合闸、备用电源自投除外）设置方案及整定值由调度管辖部门的运行方式人员负责，必要时可由继电保护人员负责校核。电网安全自动装置由继电保护部门负责管理。
16.5.14 安全自动装置的装设单位应于装置投运前一个月向装置调度管辖单位提出电网定值整定申请，同时提供详细的装置资料（包括装置动作原理、各整定值的意义和可整定范围等），装置调度管辖单位于装置投运前10天负责下达电网定值。装置的设备定值由装设单位负责整定，并报调度管辖单位备案。
16.5.15 安全自动装置任何可能影响原理和动作行为的改变，特别是涉及软件、通道回路及二次回路的工作，均需征得装置调度管辖单位的同意。
16.5.16 安全自动装置的退役应由装置的管辖单位正式发文明确，并报有关部门备案。