电网波动事故报告（小编整理）

第一篇：电网波动事故报告

石油三厂“4.15”电网波动事故报告

一、事故时间：2007年4月15日星期日02：44分

二、事故地点：常减压高压配电室

三、事故经过：2007年4月15日星期日 02：44分石油三厂电力系统I段波动。电工人员马上到各高压配电室检查，发现常减压高压配电室室内有烟，配电室门上方玻璃破碎，常减压1#变压器（1250KVA）高压开关柜电缆室后面柜门被崩开，开关断路器速断保护动作跳闸。

电工人员随后将常减压高压配电室1#受入停电后，但此时全厂电力系统仍显示I段C相死接地。

电工车间联系机动处及生产运行处相关人员后，用排除法依次将催化剂厂，加氢大套及演武油库配出停电后，发现接地故障点在演武油库配出上。后经进一步检查确认，接地点在演武油库液态烃2#变压器（500KVA）一次电缆上，将变压器停电后电力系统恢复正常，经绝缘检查液态烃2#变压器一次6千伏电缆C相对地绝缘为零，其它两相正常。

四、事故原因：全厂电力系统恢复正常后，电气人员对常减压1#变压器高压开关柜电缆室进行检查，发现常减压1#变压器一次高压电缆（型号为ZLQD-10的油浸电缆，1971年投用，运行年限较长，绝缘已经老化，绝缘层损坏比较严重；油浸式电缆已被淘汰）A相在CT处发生短路。

经过小朴故障录波系统和自动调谐消弧系统记录的数据及现场的现象分析，经分析此次事故是由演武油库液态烃2#变压器一次6千伏电缆绝缘破坏，造成C相接地，引起高压系统C相接地，其它A、B两相电压升高，常减压1#变压器一次6千伏电缆（油电缆）A相电缆头处比较薄弱，对CT放电，电力系统通过大地在常减压1#变压器开关柜电缆室内发生A,C两相短路

五、事故影响：

由于波动时间比较短，全厂高压负荷没有受到影响，低压负荷部分停车。中压加氢装置：停9台低压电机

重整装置：停22台低压电机

芳烃装置：停6台低压电机

分子筛一套装置：停8台低压电机 分子筛二套装置：停8台低压电机 热电装置：停3台电压电机

六、事故教训：

目前全厂电缆还存在一部分油浸式电缆，希望厂里加强重视，抓紧更换，保证全厂供电安全。此类似设备隐患，电工车间已上报到2006及2007电气隐患整改项目中。见附文：

石油三厂电气隐患统计

一、低压电缆隐患

1、项目的必要性

油品3号泵房内低压电动机、北蒸馏装置的低压电动机、制氢装置低压电动机、油品加铅泵房的低压电动机、中心水场8台空冷风机、加氢大套装置的低压电动机、老硫磺部分低压电动机、调运洗槽站的低压电动机，这些电动机的动力电缆和控制电缆都是铝的，而电动机的接线柱是铜的，所以经常出现接线盒过热现象，并且电缆使用时间也比较长了，最少的使用时间已经18年了，绝缘也已经老化。

2、项目建设内容

更换VV22-3*150+1*70电缆1570m，VV22-3*120+1*70电缆980m，VV22-3*95+1*50电缆1820m，VV22-3*70+1*35电缆3560m，VV22-3*50+1*25电缆6250m，VV22-3*35+1*16电缆2820m，VV22-3*25+1*16电缆1650m，VV22-3*16+1*10电缆1780m。挖电缆沟约520m。

3、投资估算

按照目前电缆价格计算，材料费用400万元，施工及机具费用80万元。总费用480万元。

二、低压电动机隐患

1、项目的必要性

厂内有51台低电动机处在超期服役状态，最低运行时间为20年，最高运行时间已达39年，定子和转子已经处于疲劳期，不知哪天运行过程中出现崩烧，后果轻则局部生产波动，重则厂内电网波动导致全厂生产波动。

2、项目建设内容

大修理如下电动机：动力车间3台22KW，2台125KW，1台135KW；油库车间4台100KW，2台75KW；北蒸馏5台55KW，2台125KW，1台100KW，4台13KW，2台30KW，2台22KW，1台7.5KW，1台4KW；油品8台75KW，1台18.5KW；轻油4台22KW，2台55KW，2台37KW；一净水2台115KW。

3、项目投资

按照目前漆包线价格计算，材料费用32万元，施工、试验及机具费用50万元。总费用82万元。

三、威胁厂内电气系统运行的设备隐患1、6KV电缆隐患 ①项目的必要性

制氢高压配电室4条受入线，型号为ZLQD12-10的油浸电缆，每条长125米，1987年投用，运行年限较长，绝缘已经老化，绝缘层损坏比较严重；

常减压高压配电室2条受入线，型号为ZLQD-10的油浸电缆，每条长340米，1986年投用，运行年限较长，绝缘已经老化，绝缘层损坏比较严重；

分子筛I套1#进线一条电缆绝缘损坏，一直没有查找到故障点现在1#进线单电缆运行。长400米；

中心水场5台高压电动机、2台变压器电缆，常减压变压器一次电缆、催化变压器一次电缆是纸绝缘油浸式电缆，运行年限较长，绝缘已经老化，绝缘层损坏比较严重。

以上电缆随时威胁厂内电网运行的稳定性。②项目建设内容

更换YJV3*240/6电缆1360米，更换YJV3*70/6电缆450米，更换YJV3*95/6电缆400米。挖电缆沟约500米。

③项目投资

按照目前电缆价格计算，材料费用86万元，施工、试验及机具费用28万元。总费用114万元。2、6KV电动机 ①项目的必要性

厂内有11台高压电动机处在超期服役状态，最低运行时间为20年，定子和转子已经处于疲劳期，不知哪天运行过程中出现崩烧，后果轻则局部生产波动，重则厂内电网波动导致全厂生产波动。

②项目建设内容

大修理如下电动机：动力车间1台220KW，2台350KW，1台290KW；轻油2台280KW；供排水4台380KW，1台260KW。③项目投资

按照目前漆包线价格计算，材料费用29万元，施工、试验及机具费用60万元。总费用89万元。3、6KV开关柜 ①项目的必要性

厂内演武油库高压配电室、厂用高压配电室、制氢高压配电室、加氢高压配电室改造的高压配电柜是GFC型淘汰式开关柜，使用年限超过20年，非常不利于现在供电系统的安全运行。

②项目建设内容

更新改造79面高压开关柜 ③项目投资

材料设备费用869万元，施工、试验及机具费用70万元。总费用939万元。

四、低压开关柜隐患

1、项目的必要性

厂内消防低压配电室、水净化低压配电室、洗槽低压配电室、厂用低压配电室、滑油低压配电室、液态烃低压配电室、油泵低压配电室、乙烯低压配电室、液蜡低压配电室、水净化干化配电室、水净化锅炉配电室、分子筛I套低压配电室、南小套低压配电室是PGL或BSL型淘汰式开关柜，使用年限超过20年，防护等级、运行的安全系数已经达不到现代标准。

2、项目建设内容

更新改造230面低压开关柜

3、项目投资

材料设备费用1380万元，施工、试验及机具费用230万元。总费用1530万元。

五、低压配电室隐患

1、项目的必要性

厂内共有12个配电室门窗都是钢窗，年久失修，腐蚀严重，室内墙壁破烂不堪，影响设备运行环境，配电室内设备运行安全性受到威胁。

2、项目建设内容

小朴组合电器室墙壁刮大白850平；空分高低压配电室刮大白980平、更换窗户10扇、更换门3扇；压缩低压配电室刮大白410平、更换窗户8扇、更换门1扇；南泵房低压配电室刮大白175平、更换窗户4扇；北蒸馏低压配电室刮大白207平、更换2扇门、3扇窗户；硫磺低压配电室刮大白145平、更换窗户4扇、更换2扇门；硫磺变压器更换2扇门；加氢高压配电室刮大白256平、更换窗户2扇、更换门3扇；南蒸馏配电室刮大白280平、更换窗户5扇、更换门2扇；南小套配电室更换2扇门、4扇窗户、刮大白100平；油库高低压配电室刮大白950平，更换窗户16扇、更换门7扇；更换加氢高压配电室、油泵配电室、脱盐水配电室、南小套配电室、南蒸馏配电室、硫磺配电室、滑油配电室、加氢大套配电室、压缩低压配电室的照明灯具50套。

3、项目投资

材料费用35万元，施工、试验及机具费用70万元。总费用105万元。

六、防爆电气设备隐患

1、防爆电源箱 ①项目的必要性

加氢大套、分子筛I套、脱盐水、送水、硫磺、制氢II型、空压机站防爆照明箱、防爆检修电源箱由于使用年限比较长，已经不具备防爆功能，时时威胁安全生产。

②项目建设内容

更换18台防爆照明箱，5台防爆检修电源箱。③项目投资

材料设备费用35万元，施工、试验及机具费用5万元。总费用40万元。

2、防爆照明设备 ①项目的必要性

加氢大套装置、芳烃装置、管网空压机厂房、北蒸馏装置、制氢1600氢压机厂房、轻油装置、油品灌区的灯具已经不具备防爆功能，而且照明灯具由于使用时间长，灯具损坏严重，线路绝缘也已经下降严重，线路护管已经严重腐蚀，时刻威胁装置的安全生产。

②项目建设内容

更换制氢1600氢压机厂房灯具48套、线路850m，护管约200m；加氢大套灯具110套、线路6500m，护管约360m；芳烃灯具536套、线路12000m，护管约1100m；管网空压机厂房灯具20套、线路500m，护管约108m；北蒸馏灯具80套、线路3800m，护管约430m；轻油装置灯具160套、线路5200m，护管约360m；油品灌区灯具36套、线路1250m，护管约530m；

③项目投资

材料设备费用151万元，施工、试验及机具费用45万元。总费用196万元。

电工车间 2007/4/15

第二篇：301C 1#主变跳闸导致电网波动事故学习心得

301C 1#主变跳闸导致电网波动事故学习心得

2011年06月23日17时32分302B变电所后台报警：“301C所35KV 1#主变左侧温度大于85℃跳闸、301C 10KV 1段进线C115断路器分闸、母联断路器C101备自投投入运行、302C 10KV 1段进线跳闸、母联备自投投入运行”等报警信息。后经调查研究发现主要原因为：二期工程施工中主变温度保护控制器调试方法不正确，错误的把主变温度大于65度应该报警的信号接到了大于85℃温度故障跳闸的连锁回路中。电气人员因对温控器缺乏相关调试经验在检查时未能及时对厂家的校验方法正确性提出怀疑。当天变压器室内环境温度在38度左右，1#主变温度达到65度，故发生1#主变跳闸。

学习完事故后使我感触颇深，使我深刻体会到了我们电气工作的重要性和谨慎性。电气工作是全厂工作的前提是全厂运行的动力，只有我们电气人员保证了电网的安全稳定运行才能保证全厂的安全生产。在日常工作中有任何不清楚存在疑问时应马上停下等搞明白或找比自己强人的一起干，不能盲干、蛮干。一个小小按钮的错误摁下也许就会造成不可挽回的损失。我们千万不能马虎“失之毫厘谬之千里”，也许今日的不在意将为以后的大灾难留下伏笔，我们必须加强自身要求，严于律己。电气人员在工作的过程中不能有任何的瑕疵对每项工作必须干得漂亮干的彻底不留任何隐患

这次事故的发生可以说是完全可以避免的或者说就不应该发生。通过此次事故的学习使我认识到在以后的工作中要避免类似事故的发生还应注意以下几点：

加强日常巡检及维护深入查找隐患

在巡检时不能走马观花流于形式。例如在巡检直流屏时不能光看看电压表、电流表的视数，我们要多动动手打开柜门闻闻里面的味道，看看电池有没有变形接线是否有松动，听听有没有异常声响等。保证每次巡检的时间，在看、闻、听的过程中多问几个为什么。

急需加强人才的培养，进一步提高员工的工作能力

我们公司的员工富于年轻化，在一定程度上是好事，说明我们的团队朝气蓬勃充满活力有很强的创新能力和竞争优势但凡事有利就有弊，它在一定的程度上又说明我们的团队缺乏经验，经不起大的风浪。为了更好的保证生产，提高电网的稳定运行就必须加强人才的培养提高每位员工的工作能力，年轻员工是公司生命力的象征，关心年轻员工的成长为他们的成长提供平台。

对全工业园的供电系统进行全面的学习，增强其科学性和合理性，对以前的供电设计进行反思发现其漏洞及时修补

我们的电气人员对我们的供电系统了解的还不是很清楚，对全厂供电系统没有全面的认识，不能站在一定的高度看问题，出了问题只会疲于应对。“牵一发而动全身”不能看到小小的问题后面埋藏的隐患。

对继电保护的工作能力还不是很强，全厂没有一个统一的标准，在继电保护方面我们应该有我们自己可参考的技术文件而不是每次口头上的阐述。继电保护工作做得相当混乱，上下级配合没有层次，现有的保护装置起不到保护的作用，各个工序之间的配合也不是很科学，电气设计方面存在缺陷不能站在全厂的角度看问题！

多和其他部门人员沟通，对各个装置的重要设备明确分工

了解工艺流程，对每个设备的性质了如指掌，（如：某个设备停车将会带来什么后果，在什么情况下某设备将会发生连锁停车等！）将关键设备分配给个人，将设备的电气性质介绍给工艺人员协调各个部门的关系，每个员工都做到一专多能！

每天早晨对一天的工作进行计划和分类，主动出击减少工作的盲目性

对每天的工作重点应该心中有数，对重点设备分类轮番巡检，而不是每天等着电话喊我们去哪干活，对重点设备主动检查而不是去“亡羊补牢”。加强日常施工监护严格控制施工质量

在外单位日常的施工中加强监护，在监护时多看看他们的图纸有看不明白的地方及时和施工人员进行沟通，如果他的解释不能使你明白那可以让他们先停下来，仔细和他们商讨直到彼此双方都明白为止，在他们干一段时间后我们应该对照图纸进行验收，不要等全干完了再去验收那样对一些不易发现的问题容易忽略 树立爱厂如家的工作理念，甘于吃苦乐于奉献

端正工作态度，以主人翁的意识对待每一件工作，把每一件工作都当成自己的事情去干。爱我万华甘于吃苦奉献，以积极向上饱满的热情对待工作。留住人才，培养能独当一面对全厂供电系统能全面掌握能高瞻远瞩，运筹帷幄的人

总之，问题还有很多，在以后的工作中我们一定要提高警惕，及时发现隐患。以这次事故为教训，迅速提高个人工作能力。

电气MDI二班

王龙

第三篇：电网事故处理

电网事故处理

第一节 一般原则和规定

第124条 中调值班调度员是中调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确和迅速负责，在处理事故时应做到：

124.1 尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁。124.2 用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。124.3 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。124.4 调整电网的运行方式、使其恢复正常。第125条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从中调值班调度员的指挥，迅速正确地执行中调值班调度员的调度指令。凡涉及到对电网运行有重大影响的操作，均应得到中调调度值班员的指令或许可，符合下列情况的操作，可以一面自行处理，一面作简要报告，事后再作详细汇报：

125.1 将直接对人员生命有威胁的设备停电。

125.2 确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离。

125.3 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。发电厂厂用电全停或部分停电时恢复其电源。

125.4 线路开关由于误碰跳闸，立即恢复供电或鉴定同期并列（或合环）。

125.5 装有备自投装置的变电站，当备自投装置拒动或动作不成功（如开关拒动等），现场值班员可不经中调值班调度员同意手动模拟备自投操作，即检查主供电源停电、备用电源正常、变电站内无明显故障后，即拉开原主供电源开关，合上备用电源开关，恢复供电，然后尽快汇报中调值班调度员。（有备自投闭锁信号动作的除外）。

125.6 其它在本规程或现场规程中规定可以自行处理者。第126条 电网事故处理的一般规定：

126.1 电网发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应迅速正确地向中调报告事故发生的时间、现象、设备各称和编号、跳闸开关、继电保护动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

126.2 非事故单位，不应在事故当时向中调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

126.3 事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用统一的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班的调度员、发电厂值长（或电气班长）、变电站正值班员担任。

126.4 为迅速处理事故和防止事故护大，中调值班调度员必要时可越级发布指令，但事后应尽速通知有关县调值班调度员。

126.5 事故处理告一段落时，中调值班调度员应迅速将事故发生的情况报告上级调度机构值班调度员、中调所或调度室领导。中调所领导接到报告后应及时向市级电网主管部门有关领导汇报。事故发生时的中调值班调度员事后应填写事故报告。中调所领导应及时组织讨论并总结事故处理经验教训，采取必要的措施。

126.6 在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时中调值班调度员还可以邀请其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

第127条 开关允许切除故障的次数应在现场规程中规定，开关实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确，开关跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向中调值班调度员汇报并提出要求。

第二节 线路事故处理

第128条 线路跳闸后，为加速事故处理，中调值班调度员可不待查明原因，立即进行强送电（确认已有永久故障者除处）。在强送电前应考虑：

128.1 强送电的开关要完好，且有完善的继电保护。

128.2 强送端的正确选择，使电网稳定不致遭到破坏，一般宜从距离故障点远的一端或者小电源侧强送。单机容量为20万千瓦以上大型机组所在母线出线发生故障跳闸，一般不允许强送电。

128.3 对可分段线路是否分段试送。

128.4 除上述考虑之外，还应参照第109条线路送电注意事项进行。第129条 联络线，环网线路事故跳闸时处理办法：

129.1 若重合成功，现场值班人员应立即将保护和重合闸动作情况汇报中调值班调度员。

129.2 若重合闸未动作或动作不成功，现场值班人员立即将事故情况汇报中调值班调度员，中调值班调度员判明线路无电压后，可根据规定和电网情况选择强送端强送一次。如强送不成功，中调值班调度员为事故处理需要可再试送一次。强送成功，对侧开关鉴定同期进行并更或合环。

129.3 双电源线路开关跳闸后，开关两侧均有电压（或线路来电后），且开关有同期装置时，现场值班人员无须等待中议值班调度员的指令可立即恢复同期并列，然后报告中调值班诉度员。

129.4 联络线、环网线路开关跳闸后，在强送电时应避负非同期合闸。第130条 馈供线路事故跳闸处理原则：

130.1 重合闸投人，应该动作而未动作，现场值班人员可不待中调值班高度员的指令立即强送一次（有特殊情况、单机容量为20MW 及以上大型机组所在母线出线除外）。

130.2 未投重合闸、重合闸动作成功或不成功，现场值稗人员均应汇报中调值班调度员待命处理。’

第131条 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定如下：

131.1 工作负责人未向中调值班调度员提出申请，故障跳闸后不得强送者，仍按上述“线路事故处理”办法进行。

131.2 工作负责人向中调值班调度员提出申请要求停用重合闸，故障后不得强送者，中调值班调度员应得到工作负责人的同意后才能强送电。申请带电作业的单位在线路不论何种原因停电后，应迅速与中调值班调度员联系，说明能否进行强送电。

131.3 线路带电作业要求停用线路开关的重合闸或故障跳闸后不得强送者，带电作业前应向中调值班调度员提出申请并得到中调值班高度员的同意后方可进行工作，中调值班调度员应通知有关发电厂、变电站的运行值班人员。

第132条 线路跳闸强送不成，有条件的可以利用发电机进行零起升压试验，以判明线路是否有故障，零起升压时应考虑的问题详见第111条内容。

第133条 线路跳闸后，确认有永久故障时，中调值班调度员应下令将线路转为检修，立即通知有关单位进行事故抢修，检修工作当值完不成时应及时向中调值班调度员办事事故检修申请手续。

第134条 线路故障后，中调值班调度员均应通知有关单位巡线，在发布巡线指令时应说明：

134.1 线路是否已经带电。134.2 若线路无电是否已做好安全措施。

134.3 找到故障后是否可以不经联系立即开始处理。中调值班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测量数据指出故障点，供巡线单位参考。

第135条 35KV 及以上线路（不论联络线或者馈线）除有规定者外，严禁线路二相运行。当发生二相运行时，应立即恢复三相运行，无法恢复全相运行时，应立即将该线路各侧开关拉开，其处理原则如下：

135.1 因开关非全相引起时，应利用开关远控操作装置立即恢复开关的全相运行。不允许用旁路开关代非全相开关。

135.2 远控操作装置失灵，允许开关可以近控分相和三相操作，应满足下列条件： 135.2.1 现场规程允许。

135.2.2 确认即将带电的设备（线路、变压器、母线等）应属于无故障状态。135.2.3 限于对设备（线路、变压器、母线等）进行空载状态下的操作。

135.3 倘若遇有开关采用远控操作和现场规程允许近控方法均拉不开时，应立即切除非全相运行开关的对侧开关，使线路处于空载状态，然后将该非全相运行开关所在母线负荷移出或调度停电后，使该开关在无电压情况下拉开其两侧刀闸。

135.4 如确认线路非全相运行是线路断线（不接地）引起，应立即断开该线路各侧开关。

135.5 3/2接线的发电厂，变电站在正常方式下，若发生某一开关非全相运行，且保护未动作跳闸，值班人员应立即向中调值班调度员汇报，若无法联系时可以自行拉开非全相运行的开关，然后迅速向中调值班调度员汇报。

第三节 发电厂、变电站 母线故障和失电的处理

第136条 母线事故的迹象是母线保护动作（如母差等）。开关跳闸及有故障引起的声、光、信号等。

当母线故障停电后，现场值班人员应一面处理，一面向中调值班调度员汇报。立即恢复受影响的厂（所）用电，对停电的母线进行外部检查，发现故障点应迅速隔离，并把检查的结果迅速报告中调值班调度员，中调值班调度员应按下述原则处理：

136.1 不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

136.2 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线先送电，联络线要防止非同期合闸。

136.3 找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的－组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复送电。联络线要防止非同期合闸。

136.4 经过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。发电厂母线故障如电源允许，可对母线进行零起升压，一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。

136.5 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电时；或用外来电源对已隔离故障点的母线先送电时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。

第137条 发电厂、变电站母线失电是指母线本身无故障而失去电源，如果是由于本厂、站出线故障，该跳的开关拒动引起越级跳闸所致，现场值班人员应首先查明并拉开拒动的开关。判别母线失电的依据是同时出现下列现象：

137.1 该母线的电压表指示消失。137.2 该母线的各出线及变压器负荷消失（电流表、功率表指示为零）。137.3 该母线所供厂用电或所用电失去。

第138条 对220KV多电源变电站的220KV母线及110KV联络变电站的110KV母线失电，在确定母线失电原因不是本变电站母线故障所引起时，为防止各电源突然来电引起非同期，现场值班人员应按下述要求自行处理：

138.1 220KV单母线变电站的220KV母线可保留一主要电源开关在合上状态，主变开关、11OKV及以下联络线开关全部拉开；110KV 及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

110KV单母线变电站的 110KV母线可保留一主要电源开关在合上状态，35KV及以下联络线开关全部拉开；其它所有开关包括主变及 35Kv 及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

138.2 220KV双母线的220KV母线应首先拉开母联开关，然后在每一组母线上只保留一个主电源开关在合上状态，主变及110KV及以下联络线开关全部拉开；110KV及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

110KV双母线变电站的110KV母线，应首先拉开母联开关，然后在每一组母线上只保留一个主供电源开关在合上状态，35KV及以下联络线开关全部拉开；其它所有开关包括主变及35KV及以下馈线开关不必拉开（保护动作开关拒动者除外）。

138.3 如果停电母线上的电源开关中仅有一台开关可以并列操作的，该开关一般不作为保留的主电源开关。

138.4 当母线或线路有电后，应立即恢复供电或鉴定同期并列（或合环）。

第139条 发电厂母线失电后，应立即自行将可能来电的开关全部拉开。有条件时，利用本厂机组对母线零起升压，成功后将发电厂（或机组）恢复与电网同期并列，如果对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源。

第140条 当110KV终端变电站因供电电源全停而导致全站失电时，可不必拉开进线开关及主变三侧开关和中、低压侧馈线开关（保护动作开关拒动者除外），并加强电源线路监视，及时将母线投人首先来电的线路。

第四节 系统解列事故处理

第141条 电网解列后，事故处理原则如下：

141.1 如解列开关两侧均有电压，并具备同期并列条件时，现场值班人员无须等待中调值班调度员指令，可自行恢复同期并列。

141.2 解列后，解列部分电网的频率和电压调整应遵照本规程的有关规定执行。141.3 为了加速同期并列。可采取下列措施：

141.3.1 先调整不合标准的电网频率，当无法调整时，再调整正常电网的频率。141.3.2 将频率较高的部分电网降低其频率，但不得低于49.5HZ 141.3.3 将频率较低的部分电网的负荷短时停电切换至频率较高的部分电网供电。141.3.4 将频率较高的部分电网的部分机组或整个发电厂与电网解列，然后再与频率较低部分电网同期并列。

141.3.5 在频率较低的部分电网中切除部分负荷。

141.3.6 如有可能，可起动备用机组与频率较低部分电网并列。

141.3.7 在电网事故情况下，允许经过长距离输电线的二个电网电压相差20％、频率相差0.5HZ进行同期并列。

第五节 发电机（调相机）事故处理

第142条 发电机转子回路一点接地或定子回路一相接地、或发电机跳闸及其它异常情况等，均按现场规程进行处理。

第143条 当发电机进相运行或功率因数较高时运行，由于某种原因下受到干扰而引起失步时，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，以使发电机重新拖入同步，在仍不能恢复同步运行时，可将发电机解列后，重新并入电网。

第144条 发电机失去励磁时的处理：

144.1 经过试验允许无励磁运行，且不会使电网失去稳定者，在电网电压允许的条件下，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 so 分钟，其允许出力由试验决定；

144.2 不符合上述要求的，失磁后应立即将失磁的发电机解列。

第六节 变压器及电压互感器事故处理

第145条 变压器开关跳闸时，中调值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理： 145.1 变压器开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将备用变压器投人运行，然后再检查变压器跳闸原因；变电站其它运行的变压器应该尽量接带负荷，装有备自投装置的变电站可以参照 125.5条执行。

145.2 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。145.3 重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，经过瓦斯气体检查（必要时还要测量直流电阻和色谱分析）证明变压器内部无明显故障后，经设备主管局、厂总工程师同意、可以试送一次，有条件者，应先进行零起升压（注：对 110/220Kv 高压线圈在线自中间进线的变压器，重瓦斯保护动作后，如找不到确切原因，至少应测量直流电阻，有疑问的再进行色谱分析等补充试验，证明确无问题才可以进行试送）。

145.4变压器后备保护动作跳闸，进行外部检查无异状时，可以试送一次。145.5变压器过负荷及其它异常情况，接现场规程规定进行处理。

第146条 电压互感器发生异常情况可能发展成故障时，处理原则如下： 146.1 不得用近控的方法操作该电压互感器的高压刀闸。

146.2 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。

146.3 不得将该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连结方式（或单母方式）。

146.4 该电压互感器高压刀闸可以远控操作时，可用高压刀闸进行隔离。、146.5 无法采用高压刀闸进行隔离时，可用开关切断该电压互感器所在母线的电源，然后再隔离故障的电压互感器。

146.6 系统过电压的处理

146.6.1 当系统出现过电压时，现场运行值班人员要根据现场运行规程中的规定，正确分析和判断过电压的类别、起因和地点，进行正确地处理并及时汇报调度。

146.6.2 各有关单位都要认真审查投运方案，对可能出现谐振过电压的运行方式，要采取正确的倒闸操作顺序，特别要避免出现断路器均压电容与空母线电压互感器组成串代回路，要有事故预想，做到对谐振有各无患。

146.6.3 谐振发生后，应立即破坏谐振条件，并在现场远行规程中明确。严禁合其均压电容器参与谐振的带电源的断路器，以防电压互感器的损坏，可以在空母线上合一台空载变压器或一条无源线路，改变参数消除谐振，也可以打开断路器电源侧的隔离刀闸。

第七节 单相接地故障处理

第147条 在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，发电厂、变电站的值班人员发现电网接地时，应迅速对设备进行检查并加强监视，同时将接地性质、相别、三相电压指示等报告中调值班调度员。

第148条 电网中发生接地故障时，中调值班员应迅速寻找故障点，经消弧线圈接地的电网允许带接地故障运行时间由消弧线圈允许发热条件决定，由发电厂直配线供电的电网，带接地故障的运行时间不得超过二小时。

第149条 寻找接地故障应按下列顺序进行： 149.1 通知有关发电厂、变电站进行检查。149.2 试拉空载线路。

149.3 分割电网、试拉改变结线后不影响供电的线路（如环状线路）。149.4 试拉并列运行的双回路。

149.5 用倒换母线的方法检查母线电网。149.6 装有自动重合闸的线路。

第150条 中调调度员在处理接地故障，应注意下列问题。150.1 消弧线圈的补偿情况。

150.2 电网分割后各部门能维持电力平衡。150.3 各主要设备在电网分割后过负荷情况。150.4 继电保护和自动装置应满足电网要求。150.5 电网分割后能否恢复并列。150.6 电网分割后应有接地监视装置。150.7 要考虑接地允许时间。

第八节 电网振荡的事故处理

第151条 电网振荡时的一般现象为：

151.1 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；发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声。

151.2 失去同步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。151.3 振荡中心电压周期性地降至接近于零，且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。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

151.4 送端部分电网的频率升高，受端部分电网的频率降低，并略有摆动。第152条 电网振荡产生的主要原因：

152.1 电网发生严重故障，引起稳定破坏。

152.2 故障时开关或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。152.3 电源间非同期合闸未能拖入同步。152.4 大机组失磁，再同步失效。152.5 失去大电源。152.6 发生多重故障。152.7 其它原因。

第153条 电网稳定破坏时的处理原则： 153.1 利用人工方法进行再同步：

153.1.1 各发电厂或有调相机的变电站，应提高无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值。153.1.2 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49.8HZ为止。

153.1.3 频率降低的发电厂应立即采取果断措施（包括使用事故过负荷和紧急拉路）使频率提高，直至49.8HZ以上。

153.2 电网发生振荡时，任何发电机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，可按各厂事故处理规程中低频、低压保厂用电的办法处理。

153.3 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，现场值班人员应立即将失磁的机组解列。153.4 在下列情况下，应自动或手动解列事先设置的解列点：

153.4.1 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。

153.4.2 主要变电站的电压波动低于额定值75％可能引起大量甩负荷。153.4.3 采取人工再同步（包括有自动调节措施），在3-4分钟之内未能恢复同步运行。

第九节 电网联络线过负荷的处理

第154条 各级值班员应认真监视电网元件的负荷（当电网有负荷转移，如备自投动作或人工模拟备自投成功时），当达到或超过暂态稳定、静（热）稳定等限额时应迅速将其降至限额以内，处理原则如下：

154.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

154.2 降低送端发电厂出力（必要时可切除部分发电机组），并提高电压水平。154.3 调整电网运行方式（包括改变甩网结线等），转移过负荷元件的潮流。154.4 在该联络线受端进行限电或拉电。

第＋节 通信中断时电网调度工作和事故处理

第155条 中调与其直接调度的发电厂、变电站之间的调度电话、行政电话、市内电话、长途电话都因故无法取得联系时，中调可通过有关下级调度转达调度业务。

有关厂（站）也应主动与所在地县调度联系，并接受其转达的调度业务。同时应设法采取一切可能措施，尽快恢复通信联系。

第156条 与外界通信中断的发电厂、变电站，应设法用交通工具尽快与有关县调取得联系，同时应遵守下列规定：

156.1 发电厂仍按原来的发电曲线发电，但可参照地区的实际情况，有关设备的限额以及电网频率和地区电压水平等作适当的变动，但不得无故将机组停用；

156.2 发电厂及变电站的一次结线、以及中性点接地方式应保持不变，尽最大努力维持主电网的完整，不得随意与电网解列。

156.3 中调已经批准的检修、试验等工作，如当夜工作、且情况较严重而非修不可的、可允许开工，但必须按时竣工。其它已批准而未进行的都不得开工检修，对于复役的设备在完工后可保持备用状态，只有在不影响主电网运行方式、继电保护配合及电网潮流不超过规定限额的情况下，才可以投人运行。

156.4 中调预发的操作任务票均不得自行操作，如操作任务票已经发令而正在进行操作者，则可将该操作任务票执行完毕。

第157条 在电网发生事故的同时，各县调、发电厂及变电站与中调的通信中断，则各单位值班运行人员应根据本调度规程中“电网频率调整”和“电网电压调整”、“电网事故处理”和本节中有关条文规定自行处理。

第158条 通信中断时，若电网发生事故，现场值班人员进行处理的规定： 158.1 线路故障按下列原则处理： 158.1.1 馈电线路跳闸，重合闸未动或重合不成，立即强送一次，强送不成开关转冷备用（单机容量为200MW 及以上机组的母线，其出线不得强送）。

158.1.2 联络线，环网线路故障跳闸，当线路侧有电，可立即鉴定同期并列或者合环，若线路侧无电，应等待来电，现场值班人员不得自行向线路强送电。

158.1.3 没有同期装置的联络开关跳闸，虽然开关两侧有电，现场值班人员也不得自行合闸。

158.2 发电厂、变电站内某些元件（如发电机组、变压器等）故障处理与其它单位无配合操作时，可参照本规程有关条文和现场事故处理规程自行处理。

第159条 母线故障按下列原则处理：

159.1 不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

159.2 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。

159.3 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供电（与电网联络线要经同期并列或合环）。

159.4 经过检查找不到故障点时，应继续查找，不得擅自恢复送电。

159.5 母线故障恢复送电或一组母线上元件倒向另一组母线供电时，现场值班人员应避免非同期合闸，同时要考虑输变电元件（线路、变压器）的潮流及电压水平等情况。

第160条 母线失电：

160.1 双母线运行，一组母线失电。失电母线上馈供负荷的开关可冷倒至运行母线上供电，但应考虑输变电元件（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电源开关。

160.2 单母线失电或双母线均失电，可按通讯正常时第138条的规定办法处理。第161条 发电厂全停时，应首先将可能来电而造成非同期并列的开关断开，然后分别轮流使一个电源开关在合上位置，以判明是否来电，母线来电后，可自行送厂用电将机组启动，并恢复并列，机组并网后，应自行调整周率和电压，视周率情况对停电用户恢复供电。在具备同期并列条件时，将本厂内有关线路开关、联络开关进行同期并列。

第四篇：电网事故处理原则

第14－4条 线路事故处理

1．馈电线路开关事故跳闸处理原则：（35kv用户居多）

（1）开关重合闸未动者，现场值班员可不待调度指令立即强送一次，然后汇报地调值班调度员。

（2）开关跳闸，重合不成功或重合闸未投者，由调度员根据用户性质和设备及天气情况决定是否强送。强送电次数一般只允许一次，禁止无根据地连续强送。2．投入线路无压重合闸的开关跳闸，不论重合闸动作与否，现场值班人员应汇报值班调度员。（电容器开关都有无压跳闸，停电倒电时要注意先拉开开关）3．强送电的开关应具备下列条件：（1）开关完好，并有足够的遮断容量；（2）开关跳闸次数在允许范围内；

（3）具有完备的继电保护（至少有一套快速、可靠的保护）。

4．我区现有环路，不考虑合环运行，正常供电经开环单侧电源供电，其开关跳闸后处理原则同上。

5．有带电作业的线路开关跳闸后，必须与带电作业人员取得联系后，才能对线路进行强送电。

6．开关因低频减载装置或低电压切负荷装置动作跳闸，不得强送电，应汇报值班调度员处理。

7．充电运行的空载线路开关跳闸，汇报值班调度员处理。

8．各类线路开关跳闸后，强送电不成或确认有明显故障点时，则可认为线路是永久性故障，应将线路转为检修状态，发布停电查线指令，及时进行查线和事故抢修。

9．各类线路瞬时故障，开关跳闸后，重合或强送成功，线路虽在带电运行，值班调度员仍应发布带电查线的指令，以便查出故障点，安排检修。10．地调调度员发布的事故查线命令有两种：

停电查线命令：“××线路故障，已转为检修状态，停电查线”，意思为调度员已按正常工作联系制度，做好应做的安全措施，查线人员在查到故障点后，可以按照“电业安全工作规程”要求做好现场安全措施后，不经联系即可进行检修工作。带电查线命令：“××线路故障，现处运行（热备用、冷备用）状态，带电查线。”查线人员应认为线路在带电状态，不经调度同意，不得擅自进行工作。无论下达何种查线命令，调度员均应说明保护及自动装置动作等有关情况，保护人员应尽快提供故障录波动作情况分析，供查线单位参考。查线结束后，不论是否查到故障点，查线人员都应及时汇报地调值班调度员，方式如下：（1）接受停电查线命令时，应按线路正常检修完工方式汇报。

（2）接受带电查线命令时，查线结束后，原受令人应及时向值班调度员汇报查线结果，并向其所在单位的领导详细报告查线结果。

各有关单位应将有权接受地调线路事故查线指令的人员名单书面报送地调。第14－5条 主变跳闸及压变的事故处理

1．主变跳闸，现场值班员应立即将保护动作情况、主变外部征状汇报值班调度员，地调值班调度员应根据现场汇报情况分别处理。

（1）若变压器差动、重瓦斯保护同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。（事故处理时注意）

（2）若变压器差动、重瓦斯保护之一动作跳闸，经过必要的电气检验和外部检查无明显故障或检查瓦斯气体，色谱分析证明变压器内部无明显故障者，在电网急需时，经公司分管领导批准，可以试送一次。

（3）在主保护投入情况下，主变后备保护动作跳闸，一般经外部检查及初步分析无异常后，拉开直接相连的全部出线开关后试送空载变压器，正常后恢复正常方式。

若有备用变压器，应首先投入备用变压器，然后按上述规定处理跳闸变压器，但现场应注意监视运行主变的负荷，不准超载运行，必要时，汇报地调，按事故拉电顺序拉闸限电。

2．当发现压变有异常情况并随时可能发展成故障时，现场值班人员应尽速用开关切断故障压变所在母线的电源，不得用闸刀拉开故障压变；不得将该压变次级与正常运行中的压变次级进行并列；但对高压侧闸刀可遥控操作时，可用高压侧闸刀进行隔离。

第14－6条 母线失电事故处理

1．判别母线失电不能只根据母线电压表无指示来判断，还应观察出线电流表计及主变（由该母线供电的非联络变压器）有无声音等情况进行正确判断。2．母线失电的原因有：（1）母线故障；

（2）线路或主变故障，开关拒动、保护拒动或配合不当造成越级跳闸，使该母线的电源开关跳闸。

3．多电源母线失电后的处理：

（1）无母差保护或母差保护未投的母线，当发现母线电压消失时，现场值班员需首先判明确系母线无电后，自行拉开失电母线上的所有开关，（包括母联开关），及时汇报地调值班调度员，并对失电母线进行外部检查（包括所有的出线开关及其保护），按如下原则处理：

①若经检查判断并非母线本身原因，而认为是某一出线开关保护拒动越级所致，应首先拉开拒动的开关，汇报地调，由地调值班调度员下令恢复母线及其他开关的运行，然后查明原因及时处理，如不能立即消除故障，有条件的应考虑用旁路替代运行。

②若经检查未见明显异常，可用一个保护完备的电源开关对失电母线试送电，试送正常后，再迅速恢复正常方式。

③若经检查母线确有故障，但因母差未投或母差虽投而拒动时，应按本条（2）处理。

（2）母差保护动作，母线电压消失，现场值班员应及时将保护动作、开关跳闸及事故情况向地调值班调度员汇报，并对失电母线进行外部检查，按如下原则处理：

①经检查判明失电母线确有故障时，首先隔离故障母线。如双母线中的一组母线故障，则将故障母线上的全部或部分开关倒至另一组运行母线上（操作应采用冷倒方式）；如系单母线故障，应尽可能先隔离故障点，（将母线分段或启用旁路母线等）恢复部分运行，并尽可能恢复用户供电。

②经检查若确系母差保护误动作，应停用母差保护立即对母线恢复送电。4．电源母线失电后的处理。

对单电源110kV母线失电，现场值班员应边检查母线、出线开关及其保护、边汇报地调值班调度员处理，对10－35kV母线失电，而110kV母线及主变运行正常，则应立即检查母线、出线开关及其保护回路，及时汇报地调，按上述原则处理。5．失电母线试送正常后，应尽快逐路试送，恢复对用户的供电。开关或保护拒动的线路，未得到地调值班调度员的指令不准强送。

第14－7条 系统频率降低由省调调度员处理，各县调和变电站必须严格执行省、地调指令，防止系统频率崩溃。第14－8条 单相接地故障处理

1．中性点不接地（或经消弧线圈接地）系统中发生单相接地故障时，现场值班人员应立即将接地情况（相别、三相电压指示、线电压指示、瞬时、高阻抗、永久或间歇性接地、保护、信号及消弧线圈动作情况等）汇报地调值班调度员，并立即进行内部检查。

2．电网带接地点运行时，值班调度员应迅速寻找故障点，争取在发展成相间故障前将其断开，带接地点运行最大允许时间应考虑下述因素：（1）消弧线圈允许额定电流和油温（按消弧线圈铭牌规定）；

（2）防止电压互感器过热，系统接地时电压互感器允许运行时间由现场规程规定。

3．寻找接地故障的一般顺序：（1）检查母线及配电装置；（2）试拉空载线路、电容器组；

（3）把电网分割成电气上不直接相连的部分；

（4）按照分支多少，线路长短、负荷大小及重要性，依次试拉线路。无人值班变发生接地故障时，为减少系统带接地运行时间，寻找接地故障可按以下顺序进行：

⑴试拉空载线路、电容器组；

⑵把电网分割成电气上不直接相连的部分；

⑶按照分支多少，线路长短、负荷大小及重要性，依次试拉线路； ⑷检查母线及配电装置；

4．对于已找出的接地线路，如用户无特殊要求，则通知线路维护单位停电查线并处理。如确需继续运行，则停用该线路重合闸，通知用户做好停电准备。无人值班变电站接地线路不宜继续运行。有重要用户的35kV、10kV线路，在线路接地且天气良好时，允许带部分重要用户短时间运行，但运行时间不得超过90分钟。农网10kV线路不宜带接地运行。第14－9条 电容器组跳闸的事故处理

1．电容器发生下列情况之一时，现场值班员应立即拉开电容器开关，并及时汇报调度：

（1）电容器发生喷油、爆炸或起火；（2）电容器瓷套管发生严重放电闪络；

（3）电容器内部或其附属电气设备有严重异常响声；（4）接头严重过热或熔化；

（5）运行电压、电流或环境温度超过允许值。

2．电容器开关跳闸后，现场值班员应按照现场运行规程对电容器组及其附属电气设备进行检查，并将检查结果报告值班调度员处理。值班调度员根据保护动作情况、现场检查汇报情况及现场运行电压的高低，在查明跳闸原因并消除后方可决定试送。

3．部分电容器因故障被拆除后，应保持三相容量平衡，并应通知保护整定人员。

第五篇：电网反事故演习制度

电网反事故演习制度

电网反事故演习是根据事故发生的可能性，对事故进行模拟、处理的过程，内容具有针对性，处理具有真实性，活动具有全员性，处理方法具有指导性，是开展电网分析、调度员技术的重要手段。为规范调度班反事故演习的工作，特制定本规定。

1、对电网薄弱环节重点分析的基础上，定期检查调度人员处理事故的能力，领导相关运行生产人员掌握迅速处理事故和异常现象的正确方法，达到贯彻反事故措施，深入掌握现场规程，熟悉电网及设备运行特性的目的。

2、反事故演习根据演习规模和组织单位的不同采取不同组织领导。省公司系统联合反事故演习，在省公司生产副总经理及公司总经理的领导下进行；公司反事故演习，在公司生产副总经理及总工程师的领导下进行；调度中心反事故演习在中心主任的领导下进行；调度班的反事故学习，在班长领导下进行。

3、反事故演习的时间规定。网、省公司的反事故演习，依据上级单位的通知不定期举行；公司反事故演习一般每年进行两次，由公司副总经理批准，调度中心及相关的单位组织开展。调度中心反事故演习重点围绕电网阶段性重点工作，不定期开展，由中心主任批准。班组反事故演习每季度不少于一次，由班长或培训负责人组织进行。各值反事故演习每月不少于一次，有各值正值组织进行。

4、反事故演习的题目制定应贴近电网和生产实际，重点包括公司和相关单位发生事故的教训和异常现象，电网的薄弱环节及设备的重大缺陷，新设备投入前后可能发生的事故，以及影响设备安全运行的季节性事故，电网的重大复杂操作。

5、演习领导人应对演习内容进行详细研究，审定演习计划，编写演习剧本。

6、为了达到应有的实战效果，演习题目应保密，不可事先告诉参演人员，以便在实际演练中暴露出真实存在的问题安全管理，有利于采取相应的措施，使参演人员的事故应变能力在活动中不断得到提高。

7、反事故演习的参与人员应当由非当值的值班人员、工程技术人员担任。不得要求当值人员参与反事故演习，严防误操作事故发生。

8、反事故演习可设置专职监护人。监护人的职责：按计划内容正确、及时地发布事故现象，监视演习人的动作是否正确，判断是否迅速；发现演习人违反演习制度，企图触动运行设备时，应立即制止，防止造成事故；当演习过程中发生事故时，监护人应立即宣布停止演习，全体演习人员退出现场，由当值人员进行事故处理。

9、为保证演习顺利开展，调度应设置演习专用电话，与生产指挥用电话隔离。

10、反事故演习开始前，演习领导人应将演习现场当时的运行方式和负荷情况，以及尖遵守的制度通知演习人员，演习人员各就岗位后，演习领导人和监护人按照实习计划的程序，将演习情况和事故状态发展的补充情况，依次向演习人员宣布。

11、反事故演习过程中，演习人员不得妨碍当值人员的正常工作，不得操作运行设备。

12、反事故演习活动结束后，演习组织单位应参演人员参加考评分析总结会，对反事故演习活动中的表现作出评估，指出整个演习过程中不当、遗漏、错误的做法。就整个反事故演习题目，提出正确、完善的处理步骤，讨论总结，防止类似事故的发生。

13、反事故演习活动结束后，演习组织人员应编写演习总结报告，整理归档，作为电网运行分析和调度员培训的资料。

电业局调度班