河南电力调控规程2017（样例5）

第一篇：河南电力调控规程2017

附件

河南电力调控规程（2012年）

──────────────────────

河 南 省 电 力 公 司

发 布

批

准：张中青 审

核：王红印 执行编审：付红军

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审：代

飞

唐智育 修

编：李

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东 刘华伟 陈

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前言

为贯彻实施《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国安全生产法》，规范河南电力系统电力调度业务，减少和防止生产事故，保障电力系统安全，适应国民经济的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力投资者、经营者和使用者的合法权益。依照《电网调度管理条例》、《华中电力调度管理规范》，结合河南电力系统实际情况制定本规程。

本规程是河南省电力系统运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程，它规定了电力调度管理的基础性原则。本规程与上级调度或调控规程（规范）矛盾或抵触时，以上级调度或调控规程（规范）为准。

本规程由河南省电力公司提出并解释。

本规程由河南电力调度控制中心起草并归口。

目 录 范围........................................4 2 规范性引用文件...............................4 3 术语和定义...................................5 4 总则.......................................10 5 调度系统....................................11 6 调度机构....................................12 7 调度管理和监控范围..........................15 8 调度规则....................................18 9 调度指令....................................20 10 调度计划...................................24 11 电能质量...................................32 12 系统参数...................................36 13 系统稳定...................................37 14 继电保护及安全稳定自动装置.................40 15 调度自动化.................................49 16 并网与调度.................................55 17 调度信息...................................57 18 运行与操作.................................65 19 事故处理...................................78 20 继电保护及安全稳定自动装置运行.............99 21 自动发电控制及自动电压控制运行............115 22 省调调控事务规范..........................120 附录A 河南电网常用调度术语..................136 附录B 文件和资料............................151

河南电力调控规程 范围

本规程适用于河南电力系统内发电、输电、变电、配电、售电、用电及其它活动中与电力调度、监控有关的行为。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程，使用本规程的各方应使用本规程所引用的法律、标准、技术规范、上级调度或调控规程（规范）及管理文件等最新版本。

《中华人民共和国安全生产法》

——2002 《中华人民共和国电力法》

——1995 《电网调度管理条例》 国务院

——1993 《电力监管条例》 国务院

——2005 《电力安全事故应急处置和调查条例》

——2011 《电力系统安全稳定导则》

国家经贸委——2001 《电网运行准则（试行）》

——DL/T 1040—2007 《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）

国家电网公司——2009《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）

国家电网公司——2009 《国家电网公司安全事故调查规程》

国家电网公司——2011 《微机继电保护装置运行管理规程》—DL/T587—2007 《电网调度自动化系统运行管理规程》DL/T516—2006 《电力二次系统安全防护规定》

国家电力监管委员会令5号——2005 《电网运行规则（试行）》

国家电力监管委员会令22号——2006 《节能发电调度办法实施细则（试行）》

发改能源〔2007〕3523号

《风电场接入电网技术规定》

——国家电网科〔2009〕1465号 术语和定义

3.1 电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全稳定自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。3.2 电力系统运行

电力系统各构成设施的协同运用。3.3 独立小电力系统

指与主网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统。3.4 发电企业

3.11 电力调度系统

包括各级电力调度机构和发电厂、大用户变（配）电系统等运行值班单位以及变电站（含换流站、开关站，下同）运行值班、运行维护单位等。3.12 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作的指挥权限范围。3.13 集中监控范围

集中监视控制的设备范围。3.14 调度许可

下级调度机构、厂（站）管辖（或受委托调度）的设备在进行有关操作前，下级调度机构值班调度员、监控员、厂（站）运行值班人员、运维人员向上级调度机构值班调度员申请并征得同意。3.15 委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.16 越级调度

紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行单位的运行值班人员的方式。3.17 调度指令

值班调度员对其下级调度机构值班调度员、监控员或调度管辖厂（站）运行值班人员、运维人员发布有关运行、操作和事故处理的指令，包括自动发电控制（简称AGC）、自动无功电压控制（简称AVC）、实时调度等调度自动化系统-7用电源、二次回路、卫星时钟、模拟屏/盘、配电/线柜、运行环境监测报警等）。

3.20 调度机构自动化部门

负责调度管辖范围内调度自动化系统的专业管理、运行管理和技术监督工作的组织。履行调度管辖范围内调度自动化系统的管理权、调度权。3.21 负荷备用容量

是指已连接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容量，用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计的差额。3.22 事故备用容量

是指在规定时间内可供调用的备用容量。3.23 计划检修

电力设备列入年度、月度计划的检修、维护、试验等工作。

3.24 临时检修

计划检修以外的所有检修。3.25 一次调频

指原动机调速器根据频率高低自动降升发电机负荷做出功率与频率反向调节的行为。这是并网机组应具备的基本功能，有利于保持系统频率稳定及事故后阻止频率恶化。3.26 特殊运行方式

指在电厂或电网接线方式相对于正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。3.27 黑启动

指某个电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具-9法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》有关条款承担法律责任。对违反调度纪律的行为应严肃处理，各有关单位应制定防范措施。

4.6 河南省电力调度系统人员须全面熟悉本规程；各相关单位的生产领导，运维、安监、规划、用电、基建、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。

5调度系统

5.1 国家电力调度控制中心（简称国调）、国家电网华中电力调控分中心（简称华中分中心）是河南电力调度控制中心的上级调度机构。

5.2 河南电力调度系统包括河南电力系统内各级调度机构和有关运行值班、运行维护单位。

5.3 河南电力系统设置三级调度机构，即：

── 河南电力调度控制中心（以下简称省调）； ── 省辖市级电力调度机构（以下简称地调）； ── 县级电力调度机构（以下简称县调）。

5.4 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值班、运行维护单位。

5.5 调度系统运行值班人员、运维人员应经培训、并经有资格的单位考核合格，由其相应主管部门批准，书面通知有关单位和部门后，方可上岗值班。

5.6 离开运行岗位3个月及以上的调度系统运行值班人员、运维人员，应经过熟悉设备、系统、熟悉运行方式的-11需要增设相关专职人员，履行上述各专业的管理工作。6.2 调度机构应依据国家、电力行业及企业相关标准建立标准体系，制定标准、制度。调度机构各专业所需的法律、法规、条例、标准、制度及实施细则等应配置齐全。

6.3 调度机构应按 “事故原因未查清不放过，责任人员未处理不放过，整改措施未落实不放过，有关人员未受到教育不放过”的原则，对电网事故、事件及未遂及时处理、汇报，组织或参与调查分析。

6.4 调度机构应建立专业管理、技术监督体系，制定专业管理、技术监督标准和制度。6.5 调度机构职责

6.5.1 负责调度管辖电网的调度管理，接受上级调度机构的指挥和专业管理。

6.5.2 负责监控职责范围内的变电站集中监控

6.5.3 编制执行调度管辖电网的运行方式和调度计划。6.5.4 指挥调度管辖范围内设备的操作及电网事故处理，进行电网事故调查分析，制定并组织实施提高电网安全稳定运行水平的措施。

6.5.5 负责调度管辖电网的在线安全稳定分析，根据需要与上级调度开展在线联合分析工作。

6.5.6 负责电网的发、用电负荷调整和电压调整以及联络线潮流调控。

6.5.7 负责调度管辖范围内的继电保护、安全稳定自动装置、调度自动化系统的运行管理。

6.5.8 负责电网的电能质量、继电保护、调度自动化专业-136.6.3.4 省检修公司全体运维人员。6.6.3.5 省网所有发、供电单位、检修公司主管生产的领导。6.6.3.6 接入省网110kV及以上系统、有专供变电站的大用户单位主管电力的领导及全体运行人员。

6.6.4

调度机构应定期举行有针对性的反事故演习。省调每年至少组织一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习，反事故演习应使用调度人员培训模拟系统。

7调度管理和监控范围

7.1 一次设备的调度管理

7.1.1 省调调度管辖的一次设备范围划分原则

7.1.1.1 最大单机容量在100MW及以上的发电厂（国调、华中分中心调度管辖电厂除外），并于220kV及以上电压等级的水电厂（含抽水蓄能电厂）以及装机规模大于10MW的风电场、大于5MW的太阳能电站；

7.1.1.2 华中分中心委托河南省调调度管辖的发、输、变电设备；

7.1.1.3 220kV待用间隔设备（母线连接排、引线已接上母线的备用间隔）。

7.1.2 省网内220kV馈线、220kV馈线变电站由省调委托地调调度管理。

7.1.3 省网内最大单机容量在100MW以下的发电厂宜由所在地市的地调调度管辖。

7.1.4 各发电厂、变电站的自用电由厂（站）管辖。电厂炉、机的辅助设备由电厂管辖。

5要求进行运行管理。

7.2.3 省调使用的继电保护故障信息管理系统主站设备和子站设备由省调调度管辖；多级调度机构共用的继电保护故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。

7.2.4 继电保护装置及故障信息管理系统设备、安全稳定自动装置等，由所在单位负责运行维护。

7.2.5 220kV及以上电压等级的安全稳定自动装置归省调调度（国调、华中分中心调度的除外），如远方切机、切负荷控制系统（装置），低频、低压切负荷装置，同期装置等。7.2.6 微机保护装置软件实行统一领导、分级管理的原则，220kV系统微机保护装置的软件版本省调统一管理、确定，110kV及以下系统（设备）微机保护装置的软件版本由各地调统一管理，必要时省调应提出意见。电厂管辖设备的微机保护装置的软件版本由本单位确定。

7.3 调度自动化设备的调度管理

7.3.1 调度机构使用的调度自动化系统主站设备、相应系统的子站设备及其辅助设备由该调度机构调度管辖。

省调管辖范围是省调端自动化系统主站设备、相应系统的子站设备及其辅助设备。

7.3.2 多级调度机构共用的调度自动化系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。

7.3.3 调度自动化系统主站设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，应经上级调度机构自动化部门许可。

7网运行工作中行使指挥权。各级调度机构在调度业务中是上下级关系。下级调度机构应服从上级调度机构的调度。8.2 省调既是生产运行部门又是电力系统运行管理的职能机构。负责河南电网电力调度监控、运行方式、调度计划、继电保护、设备监控、调度自动化等专业的管理工作。8.3 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位、运行维护单位，应服从该调度机构的调度。

8.4 地调应依照本规程制定本地区电力调控管理规程，经所在供电公司批准后执行。

8.5 省调调度设备的正常操作，应按省调值班调度员的指令或得到省调值班调度员的许可方可进行，发令、受令及填写操作票应使用调度术语和统一的双重编号。系统内其它设备的操作原则同上。

8.6 未获相应调度机构值班调度员的指令，厂（站）运行值班人员、运维人员或者下级调度机构的调度员、监控员均不得操作该级调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，运行值班人员、运维人员应按现场运行规程处理，并立即报告有关的值班调度员。

8.7 地调、厂（站）调度的下列设备的操作应经省调同意。8.7.1 省调调度的发电厂与省网的联络设备。

8.7.2 地调调度的110kV设备与主网短时合、解环可能造成220 kV电网潮流异常的操作。

8.7.3 省调委托调度的馈线变电站变压器220kV侧中性点。

99.1.1 调度机构应制定电力系统操作和事故处理规程、设备监控运行规程，运行值班单位、运行维护单位应制定本单位运行规程。

9.1.2 值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度员按照规定发布、接受调度指令。接受调度指令的调度系统运行值班人员、运维人员应执行调度指令。

有权接受调度指令的调度系统运行人员、运维人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班、运行维护单位。

9.1.3 发布调度指令时，发令人和受令人应先互报单位和姓名，发布调度指令、汇报情况都应准确清晰。发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和执行指令的汇报，发令人和受令人都应使用电网调度规范用语和普通话。发令人对其发布的调度指令的正确性负责，受令人对其执行调度指令的正确性负责。

调度指令的发令、受令及执行情况的汇报，操作前后的联系等，发令、受令双方都应录音，并作记录。

9.1.4 受令人认为执行调度指令将危及人身及设备安全时，应立即向发令人报告，由其决定指令的执行或撤消。发令人坚持执行时，受令人应执行该指令。若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全，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发令人和本单位领导。

9.1.5 非调度机构负责人，不应直接要求值班调度员发布-21对于不按调度机构要求装设及投入电力系统安全稳定自动装置的发电企业、独立小电力系统、电力用户，经报请电力监管机构同意，调度机构可以暂时停止其并列运行或者停止向其供电。

对于擅自并网或者解网的发电企业、独立小电力系统，调度机构应责令其改正；拒不改正的，调度机构可以拒绝其并网运行。

9.1.10 对事故抢修工作，现场应办理事故应急抢修单（线路抢修可不用办理省调线路检修票），接到省调值班调度员指令后方可进行，双方应录音并记录。

9.2 省调调度操作指令

9.2.1 逐项指令：涉及两个及以上单位的操作（如线路操作），省调按项目顺序逐项下达操作指令，受令人按照单项指令的内容执行一项操作或一连串操作。完成该指令操作后立即汇报，下一步操作需要再得到指令才可进行。在逐项指令中可以包含综合指令。

9.2.2 综合指令：只涉及一个单位（无须其他单位配合）的操作。一般包含有综合在一起的若干项一次（或一、二次混合）操作任务，值班调度员只下达操作任务。其具体的逐项操作步骤、内容以及安全措施等，均由受令人自行拟定。

9.2.3 即时指令：事故处理、单一操作项目时使用，受令人无须填写操作票。如断、合单一开关或刀闸（含地刀闸），增、减有功、无功负荷，开停机炉，限电拉闸，继电保护和自动装置投退，下达或更改日调度计划等。

310.1.7 调度计划下达后，应准时完成各项任务，原则上除不可抗原因外不作调整，以维护调度计划的严肃性。

10.1.8 省调安排备用容量时应依据有关规程、规定并考虑电网的输电能力。负荷备用容量一般不小于电网最大发电负荷的3%或省网内的最大单机容量，事故备用容量一般不小于电网最大发电负荷的10%或省网内的最大单机容量。

备用容量不能满足要求时，值班调度员应及时调整。高峰时段发电容量不足，应安排让峰负荷及事故拉闸负荷作为事故备用容量，值班调度员要做好预案。

10.1.9 经本级调度机构主管生产领导批准后，值班调度员可根据电网运行情况调整本网日调度计划，并将调整的原因及内容向有关发、供电单位通报，做好记录。

10.1.10 发电厂、供电公司及检修公司计划人员应加强沟通协调，切实做好停电计划综合协调管理；应统筹安排、申报设备的一次、二次停电计划工作，密切跟踪工作进度，全面掌握工作内容，及时与省调计划人员沟通，提前做好停、送电准备。开工后原则上不允许增加临时工作。

10.1.11 对已批准的停电计划，发电厂、供电公司及检修公司应保质保量按期完成。当设备检修工作不能按期完成时，应在原批准工期未过半前通过计划申报系统由设备维护单位向省调提出延期申请。设备检修延期带来的后果由设备维护单位负责。

10.1.12 设备临时检修应于6小时前由设备所在单位运行值班人员、运维人员向省调值班调度员提出口头申请，由省调安排。其检修的必要性、及时性及由此产生的后果由-2510.2.3.5 降水、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。

10.2.4 长期负荷预测应按年给出预测结果，年度负荷预测应按月给出预测结果。年度负荷预测应至少包括下列内容： 10.2.4.1 年（月）电量。10.2.4.2 年（月）最大负荷； 10.2.4.3 分区年（月）最大负荷；

10.2.4.4 典型日、周负荷曲线，月负荷曲线，年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年发电利用小时数、典型日平均负荷率和最小负荷率。10.2.5 日负荷预测应按照96点编制，每15分钟为一个点，预测时间为0:00～23:45。调度机构在编制短期负荷预测曲线时，应综合考虑历史数据及气象、工作日、节假日、重大社会活动等因素对负荷的影响。

10.2.6 超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑历史数据和实时天气等因素进行。

10.3 调度计划编制

10.3.1 电网年度运行方式编制

10.3.1.1 主要内容含新设备投产计划，负荷预测及电力电量平衡分析，发电检修计划，输变电设备综合停电计划，水电厂水库运行方式，网络结构变化和典型潮流分析，无功电压分析，安全稳定分析和控制限额规定，系统短路容量计算分析，安全稳定自动装置和低频、低压减载整定方案，本年度影响系统安全运行的问题分析和采取的措施。10.3.1.2 每年9月底前省调向有关单位收集下列资料：

7统筹考虑合理安排，达成一致后上报运维检修部，并对检修的必要性负责。

10.3.2.2.2 涉及多个单位的输变电检修工作，各方应主动相互沟通，在停电计划上应达成一致。

10.3.2.2.3 输变电设备的常规预试原则上随基建工程或技改项目同时进行。

10.3.2.2.4 申报输变电设备停电项目时，应明确配合停电要求。

10.3.2.2.5 年度输变电设备综合停电计划申报截止时间为每年的9月30日。

10.3.2.3 运维检修部根据电网季节性潮流变化特点，参考各单位上报的发电和输变电设备检修申请，经与相关单位协商后，按照对电网安全运行影响最小的原则，统筹安排，编制并下达年度输变电设备综合停电计划。10.3.3 月度调度计划

10.3.3.1 月度调度计划包括：月度负荷预测，月度统调公用电厂月度发电综合方案，月度发电设备检修计划，月度输变电设备综合停电计划，电压控制及考核标准，月度自动化设备检修计划。

10.3.3.2 申报要求

10.3.3.2.1 发电设备检修申请。包括具体开竣工时间及工期，主要检修内容，检修类别。

10.3.3.2.2 水电厂水情、风电场风能及电力电量预测。10.3.3.2.3 输变电设备综合停电计划申请。包括具体开竣工时间及工期，主要检修内容。

910.3.4.3 各有关单位应针对周调度计划优化运行方式，上报电网运行风险预警分析书。10.3.5 日调度计划

10.3.5.1 省调应在满足电网安全约束的条件下，根据各发电厂综合出力、日负荷预测、阶梯供电方案、有关的供用电协议和并网协议、设备停电申请、新设备启动方案等编制日调度计划。日计划内容包括：

a）跨省（区）电力交换曲线； b）省网发用电预计曲线； c）省网电力电量平衡结果；

d）各统调发电机组96点出力曲线；

e）各供电区网供负荷预计曲线、用电指标； f）发电设备检修、备用、试验等的启停计划；

g）省调调度范围内的输变电设备停电计划及相关预控措施；

h）新建、改建、扩建发输变电设备启动安排及相关预控措施；

i）河南电网上级调度管辖设备的投运、停运安排； j）特殊运行方式下的调度方案及事故处理预案等。10.3.5.2 申报要求

a）对于周计划已安排的停电计划，应提前3个工作日通过计划申报系统提交检修申请.b）临时检修项目应于停电前一日11时前向省调提交申请。

c）需要调整或改变周计划中已安排的项目及其原因。

1±0.2Hz。实际运行中按±0.1Hz控制，按50±0.1Hz、50±0.2Hz、50±0.5Hz分段考核。

11.1.2 与区域电网并列运行时，省调负责省际联络线潮流的监视和调整工作；河南电网单独运行时，省调负责省网的频率调整。

11.1.3 频率偏差在±0.2Hz以内，省调应按日调度计划中省际联络线的交换功率曲线及时调整负荷；河南电网单独运行时，应及时调整到50Hz。频率偏差超出±0.2Hz时属于事故状态，省调与发电厂、变电站，地调运行值班人员应按本规程事故处理相关部分执行。

11.1.4 所有并网机组应投入一次调频功能，一次调频参数应经调度机构确认。

11.1.5 省调直调电厂机组应按要求投入AGC运行。11.1.6 省调每年应编制低频减载方案。

11.2 电压

11.2.1 电力系统无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。

省网与地区电网之间、省网与发电厂之间的无功电力交换实行“界面功率因数”控制并考核。

11.2.2 调度机构应在调度管辖范围内设置电压监测点和考核点，并报上级调度机构批复。

所有220千伏及以上电压等级的厂站均为河南电网的电压考核点和电压监测点。

11.2.3 调度机构应按月编制调度管辖范围内电压监测点的电压（无功）曲线或上下限值。电压曲线或上下限值应-33应经省调值班调度员同意或申报计划调整。

500千伏有载调压变压器分接头调节应按规定汇报华中分中心调度员，经许可后操作。

无载调压的变压器调节分接头应申报计划调整。11.2.9 无功补偿设备的检修应报调度机构审批。11.2.10 各地调应对本供电区电压合格率进行统计，对110千伏及以上变电站全月最大有功、无功，最小有功、无功及出现时间和当时无功补偿运行情况进行统计分析。11.2.11 每月15日为典型负荷日。地调应记录典型日4时、11时、21时（冬季19时）供电区有功、无功电力潮流及无功补偿设备的投退容量。

11.2.12 监控点电压超出调度规定的电压曲线值±5%，延续时间超过2小时；超出调度规定的电压曲线值±10%，延续时间超过1小时构成一般电网事故。

11.2.13 发电厂和变电站的母线电压的日电压波动率应满足以下要求：

11.2.13.1 500千伏变电站高压母线：3% 11.2.13.2 发电厂220千伏母线和500千伏变电站中压母线电压：3.5%。

11.2.14 地调调度员应加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过调压措施保证220千伏主变高压侧功率因数高峰时段不低于0.95，低谷时段不高于0.95。在所有调压手段全部用尽后变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调调度员协助调整。

5与老厂（站）不得不采用同音或谐音字时，两厂（站）地理位置应距离较远。

12.3 规划中未投运的设备参数可采用设计参数或已运行同类设备的参数。

12.4 运行的系统设备参数应采用实测值，测试方法应有依据，向省调报送的结果应加盖公章并附测试报告。负荷模型和参数应逐渐符合实际负荷特性。

12.5 等值参数由管辖该电网的调度机构完成并提供。12.6 系统参数是省调重要基础数据，数据输入（计算）及校核应由两人担任，应在变更后及时备份，保证参数库完整性和安全。

3系统稳定

13.1 安全稳定自动装置的管理

13.1.1 省调调度管辖范围内的安全稳定自动装置控制策略由省调负责制定并组织实施，安全稳定自动装置投入运行后的运行维护由设备所在单位负责。

13.1.2 未接到相应调度指令，厂（站）运行值班人员不得自行操作安全稳定自动装置或随意转移、增减安全稳定自动装置所控制的负荷。

13.1.3 影响安全稳定装置正常运行的相关设备停运检修，值班调度员应根据运行方式变化，先退出相应的安全稳定装置，方可进行设备的操作。

13.1.4 若安全稳定自动装置出现异常，运行值班人员应及时汇报省调值班调度员，地调和厂（站）运行值班人员根-3713.2.7 各地调应于每月25日前将典型日（当月15日13时和20时）低频减负荷实控容量上报省调。

13.2.8 建设稳控装置切负荷量、低频切负荷量在线监测系统，确保稳控装置切负荷、低频切负荷实时统计容量数据实时、可靠、完整地上传至省调。

13.3 励磁调节器和电力系统稳定器的运行管理

13.3.1 省调负责直调机组励磁调节器和电力系统稳定器（简称PSS）中涉及电网安全稳定运行有关参数定值与运行管理工作。

13.3.2 发电机组励磁调节器和PSS的投入、退出应得到省调的批准，其投退信号应实时上传省调。上述装置异常或故障，运行值班人员可按现场运行规程将其退出，但退出后应及时向省调值班调度员汇报，事后报省调备案。

13.3.3 省调负责调度管辖机组励磁系统调差率、低励限制值的整定；负责对励磁系统的强励倍数、励磁调节器开环放大倍数、各环节时间常数、阶跃响应结果的核查备案。13.3.4 省调根据每年的系统小干扰稳定分析结果及上级调度机构的要求，确定需投入PSS的机组。对于需要投入PSS的机组，省调根据机组PSS参数整定试验结果，下达定值。电厂在接到省调下达的定值后，应按要求完成有关参数、定值整定，并返回回执单。未经省调批准，电厂不应更改机组励磁系统和PSS中的参数。

13.3.5 新建发电机组投运前三个月、励磁系统更换或改造后的机组投运前一个月，电厂应向省调报送完整的励磁系统有关资料，并申请无功调差率、低励限制值的临时整定-3913.4 稳定计算

13.4.1 调度机构稳定计算应根据调度管辖范围分级负责。涉及500kV及以上电压等级电网的稳定计算，省调应与上级调度机构协调。各地调应按要求参加省调组织开展的集中计算工作，完成计算任务并提出保证电网安全稳定水平的措施。按要求及时维护省地一体化协同计算平台模型参数，满足集中计算要求，按流程节点完成上级调度布置的相关工作。

13.4.2 电网稳定计算应采用调度机构建立的基本参数数据库。

13.4.3 调度机构进行稳定计算时应遵循统一计算程序，统一计算标准，统一计算模型，统一运行方式，统一计算方案和计算进度的原则实施统一管理。

13.4.4 稳定计算采用的计算程序应使用经国家电网公司指定机构认证的软件。

13.4.5 发电机组模型应该遵照上级规定，负荷模型和参数应结合河南电力系统实际。

13.4.6 稳定计算应按《电力系统安全稳定导则》、《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》、《国家电网公司安全稳定计算技术规范》、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》执行。

13.4.7 稳定计算应执行计算、校核、审批流程，对于存在稳定问题的运行方式应充分讨论后确定。

13.4.8 对于不满足单永故障校核标准的运行方式，应采取相应措施，并经调度机构负责人批准。

113.6.4 线路、输电断面或设备潮流过重时候，应增加负荷端的发电出力，降低潮流，各级运行值班人员应加强监视。值班调度员应做好事故预想，并通知有关运行单位、运维单位落实相关预控措施。继电保护及安全稳定自动装置

14.1 继电保护与安全稳定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备，是电网的重要组成部分（安全稳定自动装置见13.1和13.2）。各级主管生产的领导对其中存在的重大问题应予组织解决。

14.2 省调是省电力系统继电保护技术管理的职能机构和技术监督主管部门，并负责省调所管辖设备的继电保护和安全稳定自动装置的整定计算与运行管理等工作。14.3 保护装置整定范围的划分

14.3.1 省调直接调度的220kV联络线和母线保护由省调整定计算；220kV整定计算范围调整的地区，其变电站、发电厂的有关定值由该地区供电公司负责整定计算。

14.3.2 各发电厂、供电公司及用户的发电机、调相机、变压器由设备所在单位负责整定计算。110kV及以下电压等级的线路、母线等系统保护由调度管辖该设备的调度机构整定计算。

14.3.3 变压器的零序电流、零序电压保护由负责高压侧线路保护装置定值的调度机构整定。

14.4 值班调度员在继电保护运行方面的职责

14.4.1 按调度管辖范围正确使用各种继电保护装置。

314.5.4 保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，厂（站）运行值班人员、运维人员应与值班调度员核对定值单无误，并在定值输入后将保护装置打印的定值与定值单中的定值核对无误后方可投入运行。

14.5.5 运行值班人员、运维人员应按继电保护运行规程对保护装置及二次回路定期巡视、对试或按规程规定更改定值；监视交流电压回路，避免保护失去电压；监视电气设备或线路的负荷潮流，避免其超过保护整定值所允许的最大负荷电流，发现问题应及时汇报。

14.5.6 发现保护装置（如高频保护交换信号不符合规定）及二次回路存在缺陷或异常情况，应作记录，通知本单位继电保护人员及时处理。如发现保护装置有明显异常，可能引起误动作时，现场运行值班人员、运维人员应作出正确判断，向有关调度汇报，并申请退出。

14.5.7 对继电保护及安全稳定自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号，运行值班人员、运维人员应准确记录，及时向有关调度汇报，并通知本单位继电保护部门上报故障录波图。

14.6 各级继电保护部门整定范围分界点设备上的继电保护及安全稳定自动装置定值，不应超过上级调度机构规定的限额值，原则上局部服从全局，条件允许时全局照顾局部。需要更改时，应经上级调度机构批准。

14.7 110kV及以上电压等级电力系统为大接地电流系统，在同一个电压等级互联的网络中至少应有1个主变压器中性点接地。

514.8.10 保护定值下发后，有关单位应按照要求的时间更改装置的定值，并在改完定值后及时将定值单回执返回省调，必要时应及时编写和修订继电保护运行规定。14.9 有关保护的调度命名

14.9.1 一般情况下以保护原理、保护动作的物理量、保护对象或厂家确定的型号命名，如测量阻抗的距离保护，过电流保护、过（低）电压保护，短引线保护，11保护或901保护等。河南电力系统已经存在的通用保护命名，可直接应用，调度机构不必专门予以命名。

14.9.2 复杂情况下需要为保护特别命名的，管辖该保护的调度机构应研究确定。维护单位应根据调度命名在保护屏前、后标识其运行设备名称，操作时按照此命名区分保护。14.9.3 新设备的保护如需特别命名，应在启动试运方案（调度措施）中明确。改造、新增加的保护需要特别命名的，由管辖该保护的调度机构正式通知。

14.9.4 一组（段）母线的两套母线保护分别命名为“xxkV xx母第一套母线保护”和“xxkV xx母第二套母线保护”。14.9.4.1 220kV失灵保护单独组屏的，可命名任一套母线保护为第一套母线保护，另一套为第二套母线保护。

14.9.4.2 220kV失灵保护不是单独组屏的，内含失灵保护被应用的母线保护命名为第一套母线保护，另一套为第二套母线保护。

14.9.5 线路纵联保护分类

14.9.5.1 高频闭锁保护——指高频闭锁距离零序保护。它利用距离、零序保护构成，是用高频载波通道传送闭锁信-47

第二篇：河南电力调度规程

河南电力调度规程

1范围

本规程适用于河南电力系统内发电、输电、售电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程，使用本规程的各方应使用本规程所引用的法律、标准、技术规范、上级调度规程（规范）及管理文件等最新版本。

《中华人民共和国安全生产法》

——2002《中华人民共和国电力法》 ——1995《电网调度管理条例》 国务院——1993《电力监管条例》

国务院——2005《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力生产事故调查规程》 国家电网公司——2005《电力系统安全稳定导则》 国家经贸委——2001《微机继电保护装置运行管理规程》 ——DL/T587—2007《电网调度自动化系统运行管理规程》 ——DL/T516—2006《电力系统通信管理规程》 ——DL/T544—94《电力系统光纤通信运行管理规程》 ——DL/T547—94《电力系统通信站防雷运行管理规程》 ——DL/T548—94-2-《关于加强电力系统管理的若干规定》 能源部——1988《电力二次系统安全防护规定》

国家电力监管委员会令5号——2005《节能发电调度办法实施细则（试行）》

发改能源〔2007〕3523号 《电网运行规则（试行）》

国家电力监管委员会令22号——2006《电网运行准则（试行）》 ——DL/T 1040—2007 3术语和定义 3.1电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全稳定自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。（参见《电网运行准则》

术语第1条）3.2电力系统运行

指在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3独立小电力系统

指与主网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统。3.4发电企业

并入电网运行

（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。（参见《电网运行准则》 术语第5条）3.5电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。（参见《电网运行准则》 术语第4条）

发电企业、电网企业两者合并简称为发、供电单位。3.6电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。（参见《电网运行准则》 术

-3-语第7条）3.7电力调度

为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，实行资源的优化配置和环

境保护，保证电力生产的秩序，对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的活动。

3.8电力调度机构

对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权，简称调度机构。（参见网调规程）

3.9电力调度管理

指电力调度机构依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、运行方式管理、继电保护及安全稳定自动装置管理、调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、新能源调度管理、调度系统人员培训管理等。

3.10电力调度系统

包括各级电力调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站，下同）、大用户变（配）电系统等的运行值班单位。

3.11 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.12调度许可

下级调度机构、厂（站）管辖（或受委托调度）的设备在进行有关操作前，下级调度机构值班调度员、厂（站）值班运行人员向上级调度机构值班调度员申请并征得同意。

3.13委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14越级调度

紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行单位的值班运行人员的方式。

3.15调度指令值班调度员对其下级调度机构值班调度员或调度管辖厂（站）值班运行人员发布有关运行、操作和事故处理的指令，包括自动发电控制（简称AGC）、自动无功电压控制（简称AVC）、实时调度等调度自动化系统下达的调控指令。

3.15.1发布指令——值班调度员正式向下级调度机构值班调度员或厂（站）值班运行人员（调度自动化主站系统正常运行时）下达调度指令。

3.15.2接受指令——受令人听取指令的步骤和内容，复诵指令并认可。

3.15.3复诵指令——受令人依照指令的步骤和内容，向发令人完整无误诵读一遍。3.15.4回复指令——受令人向值班调度员报告已执行完调度指令的步骤、内容和时间。

3.15.5拒绝接受指令——受令人认为值班调度员或调度自动化系统发布的调度指令会危害人身、电网和设备安全，不执行调度指令。

3.16水调自动化系统水调自动化系统是电网调度自动化的一个重要组成部分，由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。

3.17调度自动化系统调度自动化系统包括能量管理系统（EMS）、电力系统实时动态监测系统（WAMS）、调度管理及实时调度系统、调度员培训仿真系统（DTS）、电能量计量系统（TMS）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统（OMS）、配电管理系统（DMS）-46-名规范》和《河南电力通信设备标识规范》执行。

16.5.2各维护单位应设专人负责通信资源数据库维护工作，应保障维护范围内的资源数据库的完整性和准确性。

16.5.3 500kV系统电力载波频率由网调分配；220kV系统电力载波频率由省调分配；110kV系统电力载波频率由地调分配。16.6规划建设

16.6.1通信规划建设应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的原则。根据电网发展规划的需求和特点，结合专业管理和通信网发展状况，采用先进、实用、可靠的通信技术。16.6.2调度机构与所属调度对象之间通信应具有两条及以上独立路径的数字通道。16.6.3同一条线路的两套线路保护和同一系统的两套安全稳定自动装置，应组织两条独立的通道，配置两套独立的通信设备，由两套独立的通信电源供电。

16.6.4新建220kV及以上通信站的调度交换机，应采用统一编号、统一信令和数字中继接入电力调度交换网。调度台应采用通信专用-48伏直流供电或UPS电源供电。16.6.5调度机构与所属调度对象之间应配置应急调度电话单机和调度录音系统。

16.6.6并网电厂和用户变电站的通信设备技术标准和运行条件应符合电力通信网技术规范和运行要求，接入方案应经所属通信机构审核。

16.6.7省网基建和技改通信项目相关单位应按以下要求向省调报送技术资料：设备采购前25个工作日报送设备技术规范书；并网前25个工作日报送设备技术协议、采购合同复印件和

施工设计图；并网前10个工作日报送设备及光缆测试参数。

16.6.8通信工程竣工应经运行维护单位验收合格后方可投运，应对设备运行维护人员进行技术培训。16.7通信站

16.7.1通信站应满足国网公司通信站标准化管理和《华中电

-47-力系统电力通信管理规程》的要求和相应技术条件，维护单位应建立健全各项规章制度，完备各种技术资料和记录，配备仪表、备件和工具。

16.7.2厂、站应具备对通信机房动力环境、通信设备运行状态监视的手段。通信设备（电源、传输、交换等设备）的主要告警信息应接入厂站综合监控系统。

16.7.3站内通信设备的日常巡视工作应纳入变电站统一运行管理，在设备出现异常时，变电运行人员应及时通知当地通信调度。16.8统计考核

16.8.1电力通信统计分析工作采取分级统计、逐级汇总的方式。分为统计分析（通信设备运行统计分析工作）和月度统计分析（通信管理和运行统计分析工作）。各维护单位负责维护范围内的通信统计分析和报送工作。

16.8.2通信考核按照相关规程规定进行，实行月度和考核。17并网与调度 17.1 凡与河南电网并网运行的发电厂（机组）、接入电网的用户变电站应服从调度机构的统一调度，在并网前签订并网调度等协议，按照规定履行相关手续。17.2 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站在与有关电网企业签订并网协议之后，应当提出并网申请，由有关电网企业审查其是否符合并网运行的条件。17.3 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应当具备以下基本条件：

17.3.1新投产设备已通过分部调试或试运行，通过并网必备技术条件审查、工程质量检查和安全性评价。-48-

17.3.2按照电网调度机构的要求提交全部技术资料。

17.3.3与电网调度机构间的通信通道符合有关规定，至少保证两种相互独立的通道，并已投运。调度总机按组网要求接入开通。

17.3.4按照电力行业标准、规程配置的，电网安全稳定运行需要的继电保护和安全稳定自动装置具备投运条件，有关安全措施已落实，并已通过相应电网调度机构的审查。220kV及以上电压等级的厂站应装设继电保护信息子站，并完成与省调主站的联调。

17.3.5自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，满足电力调度二次系统安全防护要求并验收合格。信息已经正确传送至有关调度机构的电网调度自动化系统。

17.3.6并网关口计量装置按电力行业标准、规程设计建成并经验收合格，电能量数据能够正确传送至有关调度机构的电能量计量计费系统。

17.3.7调度管理及实时调度系统电厂端的子系统完成接入省调主站的调试工作并投入运行。17.3.8厂站端调度数据专网设备按要求安装完毕，接入相应电力调度数据专用网络，并承载调度信息业务。

17.3.9发电机组试运行结束，应该完成带负荷运行的所有试验，将有关报告和技术资料报送调度机构，并通过审查。

17.3.10具备正常生产运行的其它条件。17.4 新建或扩建的电气设备加入试运行前三个月，并网方应向调度机构提供下列资料三份。17.4.1注明设备型号、设计规范参数的一次接线图； 17.4.2继电保护、安全稳定自动装置的原理图及说明书；

17.4.3线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；-49-17.4.4通信有关资料；

17.4.5相关的调度自动化系统技术参数及工程设计文件，包括：远动施工设计图和二次接线图，远动设备清单及说明书，测量回路变比，通信规约；AGC、AVC、PMU的型号、技术

参数及指标；电能量计量系统相关图纸、设备型号及参数，计量回路变比，辅助接点类型，关口点的设置方案；调度数据专用网络的施工设计图、设备清单及说明书；调度管理及实时调度系统厂站端的施工设计图、设备清单及说明书；二次系统安全防护方案，安全防护产品清单及说明书等；

17.4.6其它涉及新设备投产的资料。17.5 新建或扩建发电厂启动试运行前三个月，拟并网方还应向调度机构提供下列资料： 17.5.1锅炉、汽轮机、发电机、变压器等主要设备规范和参数； 17.5.2发电机、变压器的测试结论；

17.5.3发电厂输煤、给水、主蒸汽、除灰、燃烧、调速、循环水、发电机冷却系统图，励磁系统图；

17.5.4新设备规程，运行人员名单；

17.5.5线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；

17.5.6相关调度自动化系统设备验收报告；远动信息表；电能计量装置检验记录及施工图一套；电能计量若有拨号通道，应提供拨号号码；二次系统安全防护实施方案有关资料。17.5.7风电、太阳能等新能源机组应提供有关模型及参数。模型及参数应满足省调校核、计算的要求。

17.5.8调度机构要求的其他资料。17.6 提供资料的单位应对资料的正确性负责，并且对因资料误差而引起的后果负责。-50-17.7 调度机构接到上述资料后，按照有关规定进行下列工作： 17.7.1确定设备命名、编号和调度管辖范围划分。17.7.2提供继电保护及安全稳定自动装置定值。

17.7.3进行潮流和稳定计算，确定输送功率极限和运行方式及主变分接头位置。17.7.4编制试运行调度方案。

17.7.5依据并网通信系统设计方案，组织完成并网通信电路的测试、开通工作。17.7.6组织完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调。

17.7.7组织完成并网调度业务所需的其它二次系统（数据专网、实时调度、保护信息等）的调试、开通。

17.7.8有关人员赴现场熟悉设备。

17.7.9组织研究并网条件，提出意见，参与有关并网前的检查等。17.8 拟并网方运行人员应在设备投入运行前熟悉本调度规程，经调度机构考试合格后方可上岗。17.9 新设备技术参数不满足国家标准或规定的要求，未通过并网运行必备条件审查，调度机构应拒绝该设备加入电网运行。

17.10新设备第一次启动的并网申请应由启动委员会主任签发并以书面形式通知省调，表示新设备已具备并网的安全和技术条件。调度机构认为新设备已满足并网条件，方可在日调度计划中安排并网试运行工作。

17.11新发电机组相关调试工作结束，确认继电保护、通信、调度自动化设备全部正常运行，发电设备带到额定出力稳定运行后，方可向调度机构申请进入168h或72+24h满负荷试运行。发电机168h或72+24h满负荷试运行结果由调度机构依据相关规程标准认定，其中起止时间和负荷率以调度机构的记录为准。

第三篇：电力规程范文

中电投东北公司 电力生产事故调查规程

（试行）

前 言

---本规程至2012年1月1日起试行；---本规程由中电投东北公司提出；

---本规程由中电投东北公司安全环保部负责解释；---本规程起草单位：中电投东北公司；

---本规程主要审定人：陈建国 桂 宏 张建华 孙永莹；

---本规程主要起草人：张建华 孙永莹 孙 笑 陈静时 白 岩 王文学；

---本规程如与国家有关法律法规不一致时，执行国家有关法律法规；

---本规程是对中电投集团公司电力生产事故调查规程的补充规定，如与其不一致时，执行其相关规定。范 围

1.1 本规程适用于中电投东北公司（以下简称东北公司）所属各企业。参股公司、委托、代管运营公司可参照执行。1.2 本规程用于东北公司系统内部安全管理，起事故定义、调查程序、统计结果、考核项目不作为处理和判定民事责任的依据。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。

《中华人民共和国安全生产法》； 《中华人民共和国道路交通安全法》；

国务院《生产安全事故报告和调查处理条例》2007年4月9日以国务院令第493号发布；

国务院《电力安全事故应急处臵和调查处理条例》2011年7月17日以国务院令第599号发布；

国务院《特别重大事故调查程序暂行规定》1989年3月29日以国务院令第34号发布；

国务院《企业职工伤亡事故报告和处理规定》1991年2月22日以国务院令第75号发布；

国务院《中华人民共和国道路交通安全法实施条例》2004年4月30日以国务院令第405号发布；

劳动部《关于重伤事故范围的意见》1960年5月23日； 劳动部《 <特别重大事故调查程序暂行规定>有关条文解释》劳安字[1990]9号 1990年3月20日发布；

公安部《道路交通事故处理程序规定》1992年8月10日以公安部令第10号发布；

公安部《火灾统计管理规定》公通字[1996]82号 1996年11月11日发布；

公安部公共安全行业标准GA185—1998《火灾直接财产损失统计方法》 1998年11月16日发布；

公安部《火灾事故调查规定》1999年3月15日以公安部令第37号发布；

国家电力监管委员会《电力生产事故调查暂行规定》2004年12月28日以国家电力监管委员会令第4号发布；

《中国电力投资集团公司电力生产事故调查规程》2005年4月1日施行。术语和定义

3.1 《中国电力投资集团公司电力生产事故调查规程》中的术语及定义适用于本规程。3.2 主设备：锅炉、汽轮机、发电机、主变压器、发电机出口开关

主要辅助设备：高备变、高厂变、6kv/380v变压器、水源（备）变、6kv母线、380v母线、直流母线、保安段。引风机、送风机、排粉机、磨煤机、给水泵、循环水泵、凝结水泵、射水泵、真空泵、内冷水泵、热网加热器。电气主要仪表：发电机静、转子电流表，电压表，有功、无功电力表，线路有功电力、电流表。

变电所主要仪表：变压器有功电力，电流、温度表（包括远方测温），送配电线路有功电力、电流表，主母线电压表，户外开关操作机构的油压力表。

热工主要仪表：主、再热蒸汽温度表、压力表、流量表，汽包压力表、水位表、炉膛负压表、排烟温度表，给水压力表、流量表，供汽压力、温度、流量表，汽机转速表、真空表、润滑油压力表、温度表，调速油压表、速度级压力表、脱氧器水位表、压力表，复水压力表、流量表，密封油压表等。

主要热工保护：锅炉的灭火保护、汽机的轴向位移、低真空、低油压、超速、瓦振、抽汽门联关、相对膨胀差保护，发电机的断水保护等。

热工主要附属设备保护：高加保护、脱氧器水位高，给水泵低油压、磨煤机低油压等。

热工主要自动：给水、热负荷、减温水、脱氧压力、轴封压力等。

被迫停运：设备异常紧急停运，无法按设备管辖范围预先得到调度或值长的批准。总 则

4.1 为及时报告、调查、统计、处理生产事故，规范生产事故管理，统一事故、障碍、异常的定性，依据国务院493号令、599号令和集团公司电力生产事故调查规程、国家有关安全生产法律法规及行业规程和标准，制定本规定。

4.2 确定事故的原则：必须是在未构成集团公司《电力生产事故调查规程》中规定的重大事故条件下，确定其事故性质。4.3 确定一类障碍的原则：必须是在未构成集团公司《电力生产事故调查规程》中规定的事故条件下，确定其一类障碍性质。4.4 确定二类障碍的原则：必须是在未构成集团公司《电力生产事故调查规程》中规定的一类障碍条件下，确定其二类障碍性质。

4.5 确定异常的原则：必须是在未构成本规定中二类障碍的条件下，确定其异常性质。

4.6 对所发生的事故、障碍、异常，应坚持“四不放过”的原则，认真调查分析，总结经验和教训，研究发生规律，制定防范措施，促进安全生产。

4.7 安全监督人员负责监督本补充规定的贯彻执行，如发现隐瞒安全事件，要严肃处理，追究责任。

4.8 本规定是在集团公司《电力生产事故调查规程》基础上，结合东北公司的实际补充制定的。本规定同集团公司《电力生产事故调查规程》一起作为东北公司进行电力生产事故调查的依据。

4.9 本规定未尽事宜，由东北公司安全环保部认定。东北公司安全环保部有权对性质比较严重事故作升级认定。

4.10 一次一、二类障碍、异常原因不明，如涉及二个单位时，各报一次。事 故

5.1 同类设备同类原因在半年内重复发生的人为责任一类障碍。

5.2 已有防范措施，有落实条件但未按要求落实发生的一类障碍。

5.3 重复性检修或应修而未修，直接经济损失在30万元—50万元之间。

5.4 由于设备原因，造成城市供热主干线停止供热超过24小时，造成一定社会影响的。

5.5 因环境污染等被用户索赔超过30万元。5.6 厂区供热全停超过24小时，造成设备影响。一类障碍

6.1 同类设备同类原因在半年内重复发生的人为责任二类障碍。

6.2 已有防范措施，有落实条件但未按要求落实发生的二类障碍。

6.3 城市供热支线或面积超过10万平米的用户停止供热持续时间超过48小时，造成一定社会影响的。

6.4 因环境污染等被用户索赔在20万元-30万元之间。6.5 由于误操作造成主要辅机跳闸。6.6 除尘器故障全停。

6.7 因电厂原因造成的煤场煤位低于警戒煤位、燃油存量低于警戒线。

6.8 脱硫系统故障全停超过72小时。

6.9 制粉系统爆破造成直接经济损失合计超过30万元。6.10 风电升压站66KV系统非计划停用1小时，35KV系统非计划停用2小时不能恢复者。

6.11 风电全场风力机非计划停运50%以上时间超过半小时。6.12 在风电机达到切入风速时风电机风速停机超过60小时。6.13 风力发电机在其规定的停机风速下，未停止运行，造成设备损坏。

6.14 机头坠落、塔筒、塔架倒塌；桨叶折断；机舱坠落；发电机烧损；齿轮箱损坏；主驱动轴弯曲；液压系统完全失控。二类障碍

7.1 通用部分

7.1.1 发电厂异常运行，引起全厂有功出力比调度规定的有功出力降低5-10%，延续时间超过1小时，或某一台机组有功出力到零。7.1.2 发电厂和变电所异常运行，引起无功出力比电力系统调度规定的无功负荷曲线数值超过±5％，延续时间超过1小时，或超过±10％，延续时间超过30分钟。（发电设备达到调整极限除外）

7.1.3 因故障造成发、供电设备，公用系统设备损坏，修复费用达到20万元—30万元之间的，或由于人员过失造成零部件、工具、仪器、仪表等损坏达1万元及以上者。

7.1.4 生产场所失火，造成直接损失0.3万元—0.7万元之间的，或一级禁火区发生明火火险。

7.1.5 检修的设备，由于措施不当，使带有压力的汽、水、油、酸、碱等喷出，威胁人身安全，或经济损失超过1万元及以上者。7.1.6 设备被水淹或厂房漏水，影响主设备正常运行、主要辅助设备退出运行，或造成电气设备接地短路。

7.1.7 由于冬季排汽影响，造成主厂房顶部结冰较多，未及时消除，超过设计荷载，或威胁厂房安全。

7.1.8 由于防寒防冻措施不落实，造成设备、管路、阀门冻裂、或表管冻结，主要仪表指示失常，影响正常运行。

7.1.9 由于忽视检修质量，使修后的主要辅机设备不能正常投运，须重新检修。

7.1.10 由于污水排放、排灰管路漏泄等，造成环境污染对外经济赔偿达5万元—10万元。7.1.11 主要辅助设备跳闸；被迫停运超过4小时，非计划停运超过8小时，或虽没有超过上述时间但影响了主机计划出力。7.1.12 备用的主要辅助设备，在事故处理中失去备用作用，影响事故处理。

7.1.13 由于管理不当，引起运行中100千瓦及以上电机进水受潮或跳闸，须重新干燥。

7.1.14 正常运行中监调不当或事故状态处臵不当，使主机主要参数超过运行规程允许极限值。

7.1.15 吊车使用中滑钩、使用中的钢丝绳断股、吊件脱钩；电梯、吊盘闭锁失灵。

7.1.16 因设备故障延误启停机超过1小时。

7.1.17 因配件采购、加工、运输不利造成主机不能正常投入运行。

7.1.18 人员误操作造成设备险情。7.1.19 因违章指挥造成的异常。

7.1.20 同类设备同类原因在半年内重复发生的人为责任异常。7.1.21 厂区供热热源出口温度低于规定温度5℃，且持续时间超过48小时。

7.1.22 城市供热单个换热站或面积超过1万平米热用户停止供热持续时间超过48小时，造成一定社会影响的。7.2 燃料部分

7.2.1 输煤设备（卸煤机、内燃机车、铲车、推土机）损坏、停用超过8小时，或修复费用超过3000元及以上。7.2.2 碎煤机、磁铁分离器停用超过8小时。7.2.3 输煤皮带撕划达20米需重新胶接,或横向撕断。7.2.4 上煤不及时，煤仓漏眼给煤中断，或混煤不好影响锅炉出力下降，30分钟尚未恢复原出力。7.2.5 厂内铁路故障，造成线路堵塞，中断行车，影响调车超过4小时，机车闯信号。

7.2.6 机车、煤车脱轨掉道，需重新就位。

7.2.7 车辆自滑超过20米，或车速过快，发生冲撞，造成车辆及设备损坏，修复费用超过5000元。7.2.8 输煤皮带附近积粉自燃，未及时清理。7.2.9 卸煤机械闭锁失灵。

7.2.10 机车联络信号或通讯工具不好用，应使用旗语而未用者。

7.2.11 输煤皮带不按规定进行定期试验，或非常拉线设备损坏3小时内不能恢复。7.3 锅炉部分

7.3.1 磨煤机出口温度由于运行调整不当超过运行规程允许值。

7.3.2 安全门拒动，达到动作压力而未动作，或动作后不回座，影响锅炉正常运行。

7.3.3 安全门误动，未到动作压力而动作，或监调不当造成安全门动作。

7.3.4 制粉系统防爆门爆开。

7.3.5 主给水调整门漏流过大，影响给水自动投入。

7.3.6 除灰系统或排渣设备故障，须降低出力在4小时以上。7.3.7 一次风管堵粉或喷燃器积粉，造成喷燃器或一次风管烧红。

7.3.8 吹灰器故障无法退出炉外，造成吹灰器损坏。7.3.9 运行中锅炉灭火。

7.3.10 因故障，静电除尘器停用二分之一及以上电场。7.3.11 由于检修质量或运行操作造成灰浆泵故障且无备用造成灰浆前池溢水。

7.3.12 灰水回收设备系统故障超过24h。7.3.13 主汽门、主给水门损坏。

7.3.14 主要辅机附属设备（装臵）因检修质量原因使辅机失去备用或停止运行24h以上。

7.3.15 捞渣机故障停用，延续时间超过12h。7.3.16 碎渣机故障停用，延续时间超过24h。

7.3.17 给煤机中断给煤，直接影响机组负荷连续4小时及以上。

7.4 汽机部分

7.4.1 汽轮机调速系统故障，或由于操作不当使机组出力摆动范围超过额定出力的20％。

7.4.2 高、低压油泵、调速油泵、盘车、密封油泵、顶轴油泵7.4.3 运行中高加安全门动作。7.4.4 减温、减压装臵被迫停止运行。

7.4.5 氢油压差超过或低于规定值，漏氢大于60立方米/24小时，持续时间超过8小时。

7.4.6 汽轮机主油箱油位低于运行规程规定的允许值。7.4.7 调速油泵与主油泵切换过程中，造成调速油压降低达到额定值的80%以下。7.4.8 调速汽门门杆断裂，或调速汽门卡涩，影响机组正常运7.4.9 各类加热器运行中满水，影响正常运行。7.4.10 运行中脱氧器压力升高，任一安全门动作。

7.4.11 汽轮机运行中，真空下降6．67千帕，导致出力降低30分钟内不能恢复。异常运行或被迫停运，影响机组启停。

行。7.4.12 汽轮机轴承及其油系统漏油，引起着火，未影响机组正常运行。

7.4.13 由于检修质量或运行操作造成仪表空压机无备用设备或仪表风压过低，使热控装臵失灵。7.5 电气部分

7.5.1 电气设备及其系统因发生误操作造成设备险情 7.5.2 低压电气设备发生下列情况者： 7.5.2.1 误拉合开关、刀闸、熔断器。

7.5.2.2 保护整定值不符合规定，造成开关频繁跳闸或拒动。7.5.2.3 电源熔断器匹配不符合要求，造成电机烧损。7.5.3 55千瓦及以上电动机烧损。

7.5.4 380伏及以上厂用母线瞬间失电造成部分机械跳闸。7.5.5 3千伏及以上开关拒动造成后果或退出运行超过4小时；3千伏及以上开关隔离刀闸，因故障或操作机构失灵无法操作，未造成事故者；主要附属设备开关拒动造成后果。

7.5.6 3千伏及以上电气设备与系统非同期并列或未经同期检定合闸未造成后果者。

7.5.7 3千伏及以上线路断导线（引流线）或杆塔倾倒、折断，3千伏及以上线路断地线、瓷瓶串断开和脱落未造成事故者。7.5.8 3千伏及以上的电气刀闸，因检修质量不良，经运行验收后合闸不到位，需超工期重新检修处理。

7.5.9 3千伏及以上电缆线路单相接地或损坏须停运检修。7.5.10 3千伏及以上电气设备无保护运行或其中任一保护非计划停用超过12小时。

7.5.1

1充油电气设备油位下降或升高到油面计指示器以外，无法判定油位。

7.5.1

2发电机起动升压过程中，空载电压超过额定电压30%以上者。

7.5.1

3电气设备因试验接线错误，未造成后果，发电机、主变压器耐压试验，电压超过试验电压标准。

7.5.1

4电气设备保护装臵脱离或误投（包括误整定、误接线、保护压板误投，忘投或误退、忘退）。继电保护试验过程中，造成主要辅机跳闸或联动。

7.5.1

5自动励磁调节装臵停用超过72小时。

7.5.16

故障录波器拒动、非计划停用12小时或记录不全影响事故分析。

7.5.17

变电所的主要电气仪表失灵或停用超过24小时。同期装臵盘上的任一表计失灵。

7.5.18

发电厂主要电气仪表、显示、巡检装臵失灵影响事故处理；或因故障停用时间超过8小时。

7.5.19

机、炉、电控制室，网控室及主要生产场所夜间工作照明中断60分钟，或事故照明在工作照明中断后不能立即投入。7.5.20

配电线路的横担、拉线接地带电，威胁人身和设备安全。7.5.21厂用高压开关及刀闸，使用时拉不开，合不上影响机组起停达1小时以上。

7.5.22

给粉电源中断，造成锅炉灭火，未构成事故。7.5.2

3检修后的电气设备，发现一、二次回路漏接、错接线，未构成事故。

7.5.24 CT二次开路，PT二次短路，未构成事故。

7.5.2

5由于监视、调正、操作不当造成发电机端电压过低，引起强磁动作或发电机过负荷来信号。

7.5.26

电气防误闭锁装臵故障停用时间超过7天。

4.5.27

未经批准，擅自动用总钥匙进行解锁，未造成后果者。7.5.28

六氟化硫电气设备的气体压力低于额定值以下。7.5.29

变压器由于冷却装臵故障而降低出力；强油循环的变压器，潜油泵及风扇电源同时中断。

7.5.30

发电机、发变组、220 kv系统（二套）主保护非计划退出运行或任一主保护非计划退出运行达到24小时。7.5.31 220 kv母线母差、失灵保护非计划停用达到12小时。66 kv母线母差保护停用达到24小时。7.5.32 66 kv及以上开关因故障退出运行。

7.5.3

3因设备故障66 kv及以上系统非正常方式运行超过12小时。

7.5.3

4电气设备联锁装臵失灵造成后果者；或因装臵故障退出运行超过4小时。

7.5.3

5备用电源自动投入装臵失灵造成后果者；或因装臵故障退出运行超过4小时。

7.5.36

自动重合闸，自动装臵，保安电源，厂用电自投，强磁装臵未按规定投入（自动装臵的投退由运行负责）。

7.5.37

系统正常运行或故障时，蓄电池或其它操作能源满足不了开关或其它电气设备的合闸和跳闸要求；直流系统接地延续时间超过4小时者。（直流系统接地延续时间超过1.5小时未查出接地回路，查出接地回路后2.5小时未消除者）。7.5.38

水内冷发电机冷却水中断。

7.5.39

由于监视调整不当发电机定子内进油。

7.5.40 由于监视、调正、操作不当造成发电机端电压过低，引起强磁动作或发电机过负荷来信号（一般均由运行原因才会造成上述现象）

7.5.41 励磁机检修后投运，发现极性接反，或运行操作不当，产生逆励磁。

7.5.42发电机运行中瞬间失磁；工作励磁机故障，改备用励磁机运行超过8小时。

7.5.43 交换机故障15分钟；调度总机故障10分钟。7.5.44 载波与无线通讯设备故障停用时间超过10小时。7.5.45 架空明线通讯设备故障停用时间超过8小时。7.5.46 电缆通讯设备故障停用时间超过24小时。7.5.47 通讯电源全部中断时间超过10分钟。7.5.48 遥控装臵失灵时间超过24小时。7.5.49 电池维护不当，影响正常使用。7.5.50 UPS系统故障，影响正常使用。7.6 热工部分

7.6.1 热工保护拒动、误动。

7.6.2 主要热工保护之一停用超过4小时。7.6.3 主要辅机热工保护停用超过24小时。

7.6.4 运行中热工联锁装臵失灵造成后果；或因装臵故障退出运行超过2小时。

7.6.5 热工主要自动装臵失灵超过8小时；非主要自动装臵失灵超过24小时。

7.6.6 主要热工仪表失灵或停用，时间超过8小时。7.6.7 运行中机、炉热工仪表、DCS电源中断，失去监视。7.6.8 热负荷计量装臵失灵超过8小时。

7.6.9 运行中热工操作电源中断，无法进行远方操作，30分钟内不能恢复。

7.6.10 各种热工执行机构失灵，故障时间超过24小时。7.6.11 机组大、小修正常起动并网后，热工主要自动装臵在36小时内不能投入。主要自动是：给水、热负荷、减温水、脱氧压力、轴封压力、CCS（协调）、DEH（电调）、主汽压力等。7.6.12 在事故处理中，热工主要记录表和计算机，没有把事故参数记录和事故追忆打印出来。

7.6.13 工作中，误使保护连锁装臵动作，造成相关设备误启或误跳。

7.6.14 操作站全部死机持续时间达到30分钟。7.7 化学部分

7.7.1 汽、水质量不合格，超过下列规定的数值和时间： 7.7.1.1 化学补水质量不合格超过6小时。

7.7.1.2 给水PH值或溶解氧不合格时间超过8小时。7.7.1.3 炉水PO4不合格超过4小时。7.7.1.4 蒸汽质量不合格时间超过8小时。

7.7.1.5 凝结水硬度或溶解氧不合格时间超过16小时。7.7.1.6 循环水质量不合格时间超过8小时。

7.7.1.7 水内冷发电机冷却水质量不合格时间超过4小时。7.7.2 运行中绝缘油或汽机油质不合格时间超过7天。7.7.3 主要化学监督仪表故障停用超过24小时。主要化学仪表是〃溶解氧表、PH表、导电度表，氢纯度表。

7.7.4 由于监调不当，发现不及时，导致除盐水箱水位在低水位以下，或除盐水泵压力下降，影响脱氧器正常上水。7.7.5 由于操作不当，造成跑酸、跑碱，污染工作场所，或影响设备正常运行。

7.7.6 由于人员过失，使用不合格药品，误进酸、碱，造成二级除盐水质量及水、汽质量超过规定。

7.7.7 化学水处理设备（澄清池、过滤器、钠离子交换器、再生系统及设备、除盐设备、加药泵及各种水泵）故障，24h内不能恢复正常。

7.7.8 化学供水系统设备故障且无备用，影响机组运行或供热设备运行。7.8 车辆部分

7.8.1 驾驶不当，造成交通事故，修复费用超过5000元。7.8.2 行驶中的车辆发生方向失控，刹车机构失灵，飞轮，拖车脱钩等险情，尚未造成后果。

7.8.3 违反规定，客货混装，发生险情。

7.8.4 车辆行驶中，所载重物落下或刹车中翻倒发生险情。7.8.5 厂内违章停车、发生险情造成人员轻伤。7.8.6 在车间厂房内倒车，发生险情或撞坏设备。

7.8.7 小翻斗车、电瓶车、叉车、拖拉机等在厂内载人行驶，发生险情。

7.8.8 负主要责任的交通事故，车辆损坏的修复费用超过5000元。

7.8.9 由于防寒措施不当，造成车辆部件冻坏，修复费用超过3000元。

7.8.10 运灰渣车辆未及时排运灰渣，影响排渣。7.9 热网部分

7.9.1 热网按要求晚投入运行1小时以上。

7.9.2 因巡检不到位，设备故障及其他原因导致加热器损坏，不能按时正常投入。

7.9.3 由于热源运行调整不当，使供、回水温度、压力、流量低于审定下发的一次管网供热曲线,时间达到8小时。7.10 脱硫部分 7.10.1 脱硫系统全停。

7.10.2 脱硫系统主要辅机停运，致使脱硫系统异常运行超过8 小时。

7.10.3 脱硫系统皮带撕划达20米需重新胶接,或横向撕断。7.10.4 由于忽视检修质量，使修后的主要辅机不能正常投运，须重新检修者。

7.10.5 脱硫系统设备发生前述机、炉、电、热各设备故障，达到二类障碍的认定标准者。

7.10.6 脱硫吸收塔液位超出规定范围（本单位运行规程）。7.10.7 脱硫浆液pH值超出规定范围（本单位运行规程）。7.10.8 脱硫吸收塔浓度超出规定范围（本单位运行规程）。7.10.9 储气罐工作压力低于0.6Mpa。7.11 除灰部分 7.11.1 泵房部分

7.11.1.1 各泵U型管、管道间管道、轴封水管定期更换。否则，因磨损严重，产生爆破，未构成事故条件者。7.11.1.2 由于维护不当使泵轴封水中断。7.11.2 磨渣部分

7.11.2.1 各种原因造成的浓缩机压耙，未影响全厂出力者。7.11.2.2 输渣机发生故障，4小时不能恢复正常运行，渣斗已满，无处排渣时。

7.11.2.3 由于人员过失或设备不能正常投运，造成储渣仓满时。

7.11.2.4 两台振动筛同时停止运行。7.11.3 玛泵部分

7.11.3.1 输灰管路堵塞或因故障除灰管路失去备用。7.11.3.2 由于维护不当造成玛泵全停，排灰场被迫停止运行，未影响全厂出力者。

7.11.4 气力除灰系统爆管抢修时间超过4小时。7.11.5 除灰空压机因故障退出正常运行或失去备用。7.12 风电部分

7.12.1 发电机故障引起机组停运超过48小时。7.12.2 箱变故障引起机组停运超过12小时。7.12.3 35KV故障引起风机停运超过8小时。7.12.4 单机月累计停运超过100小时。或单机月累计故障停用次数超过3次。

7.12.5 机组定检后一个月内消缺超过两次以上。

7.12.6 严重违章作业，危机人身安全，但未造成伤害者。7.12.7 35KV单相接地时间超过2小时 7.12.8 发供电设备故障，停运检修或停止备用构成下述情况之一者：（不包括风力机组）

7.12.8.1 重要设备停运在24小时内不能恢复运行； 7.12.8.2 辅助设备在72小时内不能恢复运行； 7.12.8.3 升压站监控系统失灵4小时内未恢复者； 7.12.8.4 升压站全部数据丢失24小时以上； 7.12.8.5 升压站监控数据错误连续48小时； 7.12.8.6 风力机数据丢失3天以上； 7.12.8.7 测风塔数据丢失3天以上；

7.12.8.8 直流系统接地时间超过8小时；

7.12.8.9 由于操作不当造成生产用计算机操作系统瘫痪； 7.12.8.10 重要联动装臵失灵，上述设备退出运行时间超过8小时；

7.12.8.11 直流母线失压，20分钟未恢复者； 7.12.8.12 35千伏及以上开关，刀闸的操作机构或远方操作装臵失灵；

7.12.8.13 主变上层油温超过规定值或由于冷却装臵故障需降低出力者；

7.12.8.14 充油电气设备油位低至油位计以下需要临时停运加油者；

7.12.8.15 35千伏及以上电气设备因试验错误引起绝缘电击穿者；

7.12.8.16 已生效的工作票、操作票存在问题，有危及人身安全或危及设备安全被发现而制止者；

7.12.8.17 检修现场的接地线（接地刀闸）位臵和组数在交接班记录中交代错误者；

7.12.8.18 送电前遗漏了接地线(或接地刀闸)未能一次拆除（拉开）完，而后被发现者；

7.12.8.19 由于人员过失，造成检修设备有突然来电或设备有突然转动者；

7.12.8.20 走错高压设备间隔（已将间隔打开，准备进入）或误带电杆而被制止者；

7.12.8.21 起吊重物在离开地面后，不论何种原因掉下者； 7.12.8.22 未经调度部门许可擅自操作调度管辖设备者； 7.12.8.23 主要设备大修后，设备评级较大修前降低者； 异 常

8.1 通用部分

8.1.1 异常运行引起全厂有功出力下降或超过±5％，延续时间超过1小时。8.1.2 发电厂和变电所异常运行，引起无功出力比电力系统调度规定的无功负荷曲线数值超过±5％，延续时间超过30分钟，或超过±10％，延续时间超过10分钟。（发电设备达到调整极限除外）。

8.1.3 因故障造成发、供电设备，公用系统设备损坏，修复费用达到5-20万元，或由于人员过失造成零部件、工具、仪器、仪表等损坏达0.3万元及以上者。8.1.4 生产场所失火未构成二类障碍。8.1.5 转动机械倒转。

8.1.6 检修的设备，由于措施不当，使带有压力的汽、水、油、酸、碱等喷出，威胁人身安全，或经济损失超过0.3万元及以上者。

8.1.7 由于操作不当造成汽、水管道振动导致保温损坏或漏水、漏汽。8.1.8 主要附属设备被迫停运；主要附属设备异常运行、退出备用、非计划检修超过4小时。一般附属设备跳闸或被迫停运超过4小时；一般附属设备异常运行、退出备用、非计划检修超过24小时。

8.1.9 低压开关拒动造成后果或退出运行超过4小时。8.1.10 停用的水泵因出口门、逆止门不严，引起泵体倒转。8.1.11 设备内遗留物品。

8.1.12 使用中的砂轮片、无齿锯片、电锯条断裂破碎。8.1.13 油系统漏油，污染环境，造成环保控制指标超标。8.1.14 冬季设备需要化冻处理。

8.1.15 由于忽视检修质量，使修后的辅机设备不能正常投运，须重新检修。

8.1.16 由于各种原因，引起运行或备用的主要辅助或重要动力、仪器、仪表、保护、控制电源盘、电机进水受潮，须重新干燥或检修。

8.1.17 城市供热低于1万平米的热用户停止供热持续时间超过48小时，造成一定社会影响的。8.2 燃运部分

8.2.1 输煤设备（碎煤机、胶带运输机、叶轮给煤机、卸煤机、火车机车）被迫停运超过4小时；非计划停运超过8小时。8.2.2 运行中大块铁等杂物进入原煤斗。8.2.3 输煤皮带断口重新胶接时间超过24小时。

8.2.4 上煤不及时，煤仓漏眼给煤中断；或混配煤不好造成锅炉出力下降。

8.2.5 供油压力降低，或未经脱水，将带水油送入炉膛，引起燃烧不稳。

8.2.6 厂内铁路故障，造成线路堵塞，中断行车，影响调车超过2小时。

8.2.7 调车作业延误1小时。

8.2.8 车速过快，造成发生冲撞；机车车速超厂内规定。8.2.9 输煤计量装臵因故障退出运行超过8小时。8.2.10 输煤集控设备因故障退出运行超过8小时。8.2.11 输煤除尘装臵停用超过8小时。8.2.12 翻板打错位臵造成跑煤或堵煤。8.2.13 运行中皮带压住，一小时内不能恢复。

8.2.14 车辆故障影响正线运行1小时；侧线运行2小时。8.3 锅炉部分

8.3.1 正常运行捞、碎渣机故障停用12小时。8.3.2 操作不当，造成地沟及渣池满水。

8.3.3 由于操作不当，检查不及时，造成设备故障，冲洗、跑水打空。

8.3.4 正常运行中，监视调整不当或设备故障，造成汽包水位±150mm。

8.3.5 吹灰器故障停用24小时。

8.3.6 一、二次风挡板卡涩或开度不足，造成风量不足影响正常运行。

8.3.7 严重漏粉、漏灰污染现场。8.3.8 给煤机刮板不全，影响给煤量。

8.3.9 正常运行中，汽包壁、省煤器、过热器、再热器管壁温差超过规定值。

8.3.10 冬季灰渣泵及灰管路不按规定进行切换。8.4 汽机部分

8.4.1 由于设备故障或人员误操作，使运行中的汽轮机真空下降5kPa，延续时间达30分。8.4.2 人为原因造成汽缸壁温差超过规程允许值。8.4.3 汽轮机运行中，循环水前池水位低于规程规定值。8.4.4 油净化器故障退出运行48小时。8.4.5 速冷装臵不能正常投入。

8.4.6 汽轮机运行中，冷油器出口油温超过规程规定值。8.4.7 汽轮机停机或故障跳闸后，高中压主汽门和调速汽门卡涩没关严。

8.4.8 汽轮机升速过程中，由于人员操作不当，造成汽轮机跳闸。

8.4.9 由于监视调整不当，造成水塔跑水。8.5 电气部分

8.5.1 电动机及配套的设备损坏停用时间超过72小时。8.5.2 380v及以下电气设备与系统非同期并列。8.5.3 380v开关操作机构失灵无法操作。

8.5.4 发电机起动升压过程中，空载电压超过额定电压20％。8.5.5 充油电气设备油位异常超过极限。8.5.6 直流系统接地延续时间超过2小时。8.5.7 6kv开关拒动。

8.5.8 6kv及以下电气设备继电保护装臵非计划停用超过8小时。

8.5.9 发电厂主要电气仪表、显示、巡检装臵失灵；或因故障停用时间超过2小时。

8.5.10 变电所的主要电气仪表失灵或停用超过12小时。主要仪表是：变压器有功电力，电流、温度表（包括远方测温），送配电线路有功电力、电流表，主母线电压表，户外开关操作机构的油压力表。

8.5.11 机、炉、电控制室，网控室及主要生产场所夜间工作照明中断30分钟。

8.5.12 电气设备联锁装臵失灵；或因装臵故障退出运行超过1小时。

8.5.13 自动励磁调节装臵停用超过4小时。

8.5.14 备用电源自动投入装臵失灵；或因装臵故障退出运行超过1小时。

8.5.15 故障录波器非计划停用超过4小时。

8.5.16 电气防误闭锁装臵故障停用时间超过48小时。8.5.17 自动励磁调节装臵单套停用超过8小时

8.5.18 漏氢量大于30立方米/24小时，持续时间超过10小时。8.5.19 6kv及以上小电流接地系统发生接地持续时间达到30分钟。

8.5.20 交换机故障5分钟：调度总机故障5分钟。8.5.21 载波与无线通讯设备故障停用时间超过2小时。8.5.22 架空明线通讯设备故障停用时间超过4小时。8.5.23 电缆通讯设备故障停用时间超过12小时。8.5.24 通讯电源全部中断时间超过5分钟。8.5.25 遥控装臵失灵时间超过12小时。8.5.26 通讯交流电源中断10分钟。8.5.27 通讯直流电源中断15分钟。8.5.28 主要载波机一路中断超过60分钟。

8.5.29 通讯地下电缆故障时间超过48小时。沟道电缆故障时间超过24小时。架空电缆故障时间超过12小时。8.5.30 主要话机单机连续故障超过8小时。8.5.32 远动设备不能正常工作时间超过2小时。8.6 热工部分

8.6.1 因故障或人员失误造成主要热工保护停用。8.6.2 因故障或人员失误造成主要辅机热工保护停用超过12小时。

8.6.3 运行中联锁装臵失灵；或因装臵故障退出运行超过1小时。

8.6.4 运行中热工主要自动装臵停用超过4小时。非主要自动装臵停用超过12小时。

8.6.5 主要热工仪表失灵及计算机内主要运行参数停用超过4小时；非主要热工仪表失灵超过8小时。

8.6.6 主要热工仪表误差超过最大允许值延续时间超过48小时。

8.6.7 运行中热工操作电源中断，无法进行远方操作。8.6.8 各种热工执行机构失灵，故障时间超过12小时。8.6.9 机组大、小修正常起动并网后，热工主要自动装臵在24小时内不能投入。

8.6.10 送、引风机挡板自动关闭。

8.6.11 热工主要执行器损坏或故障超过12h。热工关口贸易计量表失灵超过1h。

8.6.12 热工控制电源，熔断器越级熔断，未造成后果。8.6.13 在运行当中，计算机系统故障超过1h，未造成后果。8.7 化学部分

8.7.1 混床出口水二氧化硅超标准20微克/升，时间超过4小时。

8.7.2 混床出口水导电度超标准0.2微/厘米，时间超过4小时。8.7.3 发电机冷却水导电度超标准0.5微/厘米，时间超过3小时。

8.7.4 清水箱、除盐水箱水位低于三分之一，时间超过1小时。8.7.5 生活水系统故障影响送水8小时。8.7.6 炉水磷酸根不合格时间超过4小时。8.7.7 蒸汽质量不合格时间超过4小时。

8.7.8 运行中绝缘油或汽轮机油质不合格时间超过5天。8.7.9 主要化学仪表、监视仪表故障停用超过12小时。8.7.10 化学水处理主要设备被迫停用或失去备用超过12小时。

8.7.11 除盐水箱、中间水箱、清水箱故障造成水箱抽空。8.7.12 除盐水泵故障15分钟不能恢复。8.7.13 错取药品并提出分析报告。

8.7.14 加错药、配错药及发错药、药品丢失。8.8 热网部分

8.8.1 由于热源运行调整不当，使供、回水温度、压力、流量低于审定下发的一次管网供热曲线,时间达到4小时。8.9 风电部分

8.9.1 升压站系统停用。

8.9.2 全场风力机停运50%以上。

8.9.3 发电机故障引起机组停运超过4小时。8.9.4 箱变故障引起机组停运。8.9.5 35KV故障引起风机停运。

8.9.6 机组定检后一个月内重复消缺。

8.9.7 发供电设备故障，停运检修或停止备用构成下述情况之一者（不包括风力机组）：

8.9.7.1 重要设备停运在8小时内不能恢复运行； 8.9.7.2 辅助设备在24小时内不能恢复运行； 8.9.7.3 升压站监控系统失灵20分钟以上； 8.9.7.4 升压站全部数据丢失8小时以上；

8.9.7.5 升压站监控数据错误连续12小时以上； 8.9.7.6 风力机数据丢失8小时以上； 8.9.7.7 测风塔数据丢失8小时以上； 8.9.7.8 直流系统接地时间超过2小时；

8.9.7.9 重要联动装臵失灵，上述设备退出运行时间超过1小时；

8.9.7.10 直流母线失压者； 8.9.7.11 由于检修质量不良，造成返工者，或设备达不到原出力或安全水平；

8.9.7.12 安全工器具试验不合格或超过试验周期仍在使用者； 8.9.7.13 检修后设备上遗留杂物或工器具，投入运行后被发现者；

8.9.8 辅助设备系统发生下列情况之一者： 8.9.8.1 变电站站用交流电源失压；

8.9.8.2 蓄电池未进行定期检查或定期充放电； 8.9.8.3 运行中的电流互感器二次开路；

8.9.8.4 电气设备的主保护退出或投误，双套保护中一套退出超过24小时者；

8.9.8.5 电气设备或线路的保护装臵拒动或误动。8.9.8.6 通信电源中断超过20分钟者。8.9.9 风力机部分：

8.9.9.1 液压油完全泄漏后才被发现者；

8.9.9.2 齿轮箱油由于泄漏等原因在油标处已看不到油位者； 8.9.9.3 在刹车过程中造成闸片碎裂者；

8.9.9.4 由于人为原因造成风力机零部件损坏者；

8.9.9.5 在登机过程中或检修过程中无论何种原因造成工具坠落者；

8.9.9.6 由于定值设臵错误造成风力机停机或设备损坏者； 8.9.9.7 风速超过15米/秒仍将机舱盖打开者；

8.9.9.8 同一故障在同一风力机上一个月内发生三次以上者； 8.9.9.9 风力机监控系统失灵24小时以上者； 8.9.10 其它

8.9.10.1 直流回路总保险熔断者；

8.9.10.2 违反现场制度，强行解除电气防误闭锁装臵者； 8.9.10.3 绝缘油质量不合格超过现场规定时间。事故调查报告

9.1 事故报告

9.1.1 轻伤在7日内报告东北公司安全环保部。9.1.2 重伤及以上人身事故立即东北公司安全环保部。9.1.3 具有误操作性质的二类障碍、机组出力低于额定出力的50%且连续时间超过8小时的二类障碍发生后5天将障碍报表报东北公司安全环保部，一类障碍发生后7天将障碍报表报东北公司安全环保部，事故、重伤15天将事故报表报东北公司安全环保部。

9.1.4 当发生人身死亡和群伤以及较大、重大、特大人身事故、电网事故、设备损坏事故、电厂垮坝事故和火灾事故时，要立即向东北公司及电监会报告，时间不得超过24小时。同时抄报国家安全生产监督管理局和所在地政府有关部门。

9.1.5 当发生恶性误操作事故、环境污染事故、停止供热事故、水淹厂房事故、重大交通事故以及人员中毒事件时，要立即向东北公司，时间不得超过24小时。9.2 调查组织

9.2.1 二类障碍由三级单位所属分场领导组织调查分析，性质严重的三级单位生产技术部，安全环保部介入或协助调查。9.2.2 设备二类障碍报表由三级单位所属分场专业专工填写。9.2.3 设备异常由班组组织调查，性质严重的三级单位所属分场协助调查。9.3 分析原因责任

9.3.1 设备异常和设备二类障碍

设备专责人负主要责任，如存在管理责任，相关人员同负有责任。9.3.2 责任异常

直接原因产生者负主要责任，单元长、班长负次要责任。如存在管理责任，相关人员同负有责任。9.3.3 责任二类障碍

直接原因产生者负主要责任，单元长、班长负次要责任，分场专工或副主任（运行值长）负主要领导责任，分场主任负领导责任。如存在管理责任，相关人员同负主要责任。9.3.4 设备一类障碍

设备专责人负主要责任，单元长、班长负次要责任。分场专工或副主任负直接领导责任。分场主任负主要领导责任。如存在管理责任，相关人员同负有责任。9.3.5 责任一类障碍

直接原因产生者负主要责任。单元长、班长负次要责任。分场专工或副主任（运行值长）负直接领导责任。分场主任、生产技术部主管副主任负主要领导责任。生产技术部主任负领导责任。如存在管理责任，相关人员同负有责任。9.3.6 设备事故

设备专责人负主要责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。单元长、班长、分场专工负次要责任。生产技术部专工、分场副主任和生产技术部副主任负直接领导责任。分场主任和生产技术部主任负主要领导责任。生产副总经理负领导责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。9.3.7 责任事故

直接原因产生者负主要责任。单元长、班长、分场专工负次要责任。分场主任、书记、生产技术部主任负直接领导责任。生产副总经理负主要领导责任。总经理负领导责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。9.3.8 人身轻伤

直接原因产生者负主要责任。单元长、班长负次要责任。分场安全专工或副主任（运行值长）负直接领导责任。分场主任、书记、安全环保部主管专工负主要领导责任。安全环保部主任负领导责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。9.3.9 人身重伤

直接原因产生者负主要责任。单元长、班长、分场安全专工负次要责任。分场主任、书记、安全环保部主任负直接领导责任。分管副总经理负主要领导责任。总经理负领导责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。9.3.10 人身死亡

直接原因产生者负主要责任。单元长、班长、分场专工负次要责任。分场主任、书记、安全环保部主任负直接领导责任。分管副总经理负主要领导责任。总经理负领导责任。发电公司书记、工会主席负次要领导责任。领导班子其他成员负领导责任。如存在管理责任，相关人员负有责任。9.4 统计报表

9.4.1 发生人身伤亡事故、设备事故及一类障碍，按照集团公司电力生产事故调查规程中统计报告及其附录的格式进行填报并报东北公司安全环保部。

9.4.2 发生具有误操作性质的二类障碍、机组出力低于额定出力的50%且连续时间超过8小时的二类障碍，按照集团公司一类障碍报表的格式进行填报并报东北公司安全环保部。9.4.3

第四篇：电力调控值班员职责

电力调控值班员职责 贯彻执行国家安全生产的规程，上级有关安全生产的文件、指示。落实本局安全生产规定和制度。认真学习《电网调度管理条例》，熟悉辖区变电站设备，严格限电序位，确保电网安全运行。积极参加班内组织的事故预想和反事故演习，努力提高业务水平和处理各种事故的应变能力。严格调度操作命令票、设备计划检修票、临时检修票的填写合格率达100%，确保执行中不发生任何错误。主动参加上级开展的安全周、安全月、双百天安全活动，认真执行调度术语，严格录音电话使用。值班期间不喝酒、不离岗，确保不发生错调和误调事故。认真执行“两措”计划，结合实际情况，认真采取技术措施，保证“两措”计划的落实。严格执行停电序位，确保安全计划用电。8 积极参加各种学习、培训和各种安全活动，克服和纠正习惯性违章，本着实事求是的原则，及时检举和汇报违章、违法及其它违规现象和行为，做到“四不放过”。

第五篇：电力安装规程

一、加大宣传执法力度，确保电力安装市场管理规范

1、根据《电力供应与使用条例》第三十七条、《电工进网作业许可证管理办法》第二十九条规定，电力安装用户必须聘用持有《电工进网作业许可证》的电工方可进网作业。

2、根据《电力供应与使用条例》第十五条和奉府办发[2006]43号文件的精神，电力安装用户或进网作业电工应有国家标准或电力行业标准的受送电装置设计图纸。

3、预测用电功率，合理选用导线，导线、导管等其他附件应是正规标准件，严禁使用伪劣产品。

4、用户在安装、使用过程中不得危害供电、用电安全和扰乱供电、用电秩序；必须依法接受电力执法监察大队的检查。

二、用户办理用电手续时，居民住宅（铺面/个）交电力规范安装保证金300元/套（表）；单位建房交电力规范安装保证金3000元/栋。供电有限责任公司“业扩报装”窗口，协助配合电力执法监察大队做好该项工作。

三、电力用户施工单位或电工在电力安装特别是在受送电装置隐患工程安装前，应向电力执法监察大队申报，执法大队应派出检查人员到现场监督检查并参与电力安装工程竣工验收工作。

1、经检查、验收安装合格的用户，电力规范安装保证金全额退还。

2、违规安装的用户，除电力工程返工重新安装外，按《电力供应与使用条例》第十五条及《电工进网作业许可证管理办法》第四十一条规定给予警告，并处10000元以下罚款。电力安装保证金转为处罚金。

3、房地产开发商（公司）的成批套房，电力安装如有部分合格或一部分违规，除违规的电工工程返工重新安装外，电力执法监察大队应按实际违规数量（套）处罚或追加处罚金。