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(1)相序一致，相位相同。

(2)频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。

(3)电压偏差尽量小。允许电压偏差500kV不超过10%，220kV不超过20%。123

8.1.2严禁非同期并列。

8.1.3系统解列操作：两系统解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个系统的频率、电压变动在允许范围内。 8.2 解合环操作

8.2.1必须确保相序相位正确才能合环。123

8.2.2解、合环操作必须确保解、合环后潮流不超过稳定极限、设备不过负荷、电压在正常范围内，不引起继电保护和安全自动装置误动。

8.2.3环状系统合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。 8.2.4合环时电压差500kV一般不应超过额定电压10％，220kV不应超过额定电压20％。500kV系统合环一般应检同期合环，有困难时应启用合环开关的同期装置检查相角差。合环时相角差500kV一般不应超过20°，220kV一般不应超过25°。 8.3 线路操作

8.3.1新建、改建、或检修后相位有可能变动的线路在送电前必须进行核相。 8.3.2线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末端电压的影响，防止设备过电压。

8.3.3线路充电应优先选择短路容量大的一侧为充电端，优先选择带有并联电抗器侧为充电的对端。123

8.3.4装有并联电抗器的线路送电时，不允许该线路无电抗器送电。如电网需要线路不带高抗充电或运行，应有计算分析或试验依据并经总调主管领导批准。

8.3.5双回线或环网中一条线路停电时，应避免运行线路过载。

8.3.6未经试验的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行合闸充电或用

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长线带空载变压器运行。

8.3.7线路停电操作必须按照断开开关→拉开线路侧刀闸→拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。送电操作按与上述相反的顺序进行。

8.3.8线路各侧有明显的断开点后，才允许合上线路地刀和挂接地线，上述操作完毕后，值班调度员方能许可开工。

8.3.9线路送电时，必须在所有工作票都已完工，工作人员已全部撤离线路，临时接地线等安全措施都已全部拆除后，方可拉开地刀，恢复送电。 8.4 变压器操作

8.4.1变压器并列运行的条件： (1)电压比相等； (2)短路电压相等； (3)接线组别相同。

当电压比和短路电压不符合要求时，必须经过计算，在任何一台变压器都不会过负荷时，才允许并列运行。接线组别不相同时，严禁并列运行。123

8.4.2变压器投入运行时，应先合电源侧(或高压侧)开关，后合负荷侧（或低压侧）开关。停运时操作顺序相反。若500kV变压器220kV侧有电源，必要时也可先从220kV侧充电或500kV侧解列。

8.4.3变压器中性点接地方式的调整，由厂站值班员提出申请，经值班调度员许可后操作。 8.5 母线操作

8.5.1进行母线操作时应注意对母差保护、仪表及计量装置的影响。 8.5.2设备或线路倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。 8.5.3运行中进行双母线倒闸操作，现场应先将母联开关操作电源切除。 8.6 开关操作

8.6.1开关可以切、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断容量以内的故障电流。

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8.6.2用旁路开关代供线路时，应先考虑方式改变后的继电保护是否满足要求。

8.7 刀闸操作

8.7.1严禁用刀闸拉合带负荷的线路及设备，严禁用刀闸拉合220kV及以上空载线路。123

8.7.2允许用刀闸进行下列操作： (1)拉合空载短引线；

(2)拉、合无故障的电压互感器和避雷器； (3)无接地故障时，拉、合变压器中性点地刀； (4)220kV及以下电压等级倒母线操作；

(5)经设备运行维护单位确认，拉、合220kV及以下电压等级空载母线； (6)拉合220kV及以下电压等级无阻抗的环路电流；

(7)经设备运行维护单位确认，拉合500kV无阻抗的环路电流。 8.8 零起升压

8.8.1零起升压所用发电机应有足够容量，对长线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

8.8.2零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路开关的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护。

8.8.3零起升压所用发电机升压变压器及被升压变压器，其中性点必须直接接地。 8.9 AGC操作

8.9.1电厂AGC功能的投、退应按调度指令执行。紧急情况下，电厂可根据现场规程规定退出并立即报告值班调度员。

8.9.2 AGC机组调节容量、调节死区、调节速率等影响AGC调节性能的参数由调度机构根据试验结果下达，电厂不得擅自更改。

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9 事故处理

9.1线路事故

9.1.1 线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功时，现场应在事故后3min内向总调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况。事故后15min内，应将一次设备检查情况、保护及安自动作情况等内容汇报总调值班调度员。

9.1.2总调值班调度员根据现场汇报情况，满足以下要求后，可进行一次强送。如强送不成功，需请示总调生产主管领导同意后，方可再次进行强送。在强送时应考虑：

9.1.2.1正确选取强送端，远离重要线路及发电厂母线和系统中枢变电站、换流站母线，并尽量远离故障点；

9.1.2.2故障线路开关等站内设备外观检查完好，线路有完备的主保护； 9.1.2.3调整有关线路的潮流及母线电压在允许值规定的范围以内； 9.1.2.4强送开关连接母线必须接入中性点直接接地系统。 9.1.3 下列情况，不允许强送： 9.1.3.1强送开关不完好；

9.1.3.2线路跳闸伴有明显的故障特征，如厂站内有火光、爆炸声，系统振荡现象等；

9.1.3.3凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均不得立即强送； 9.1.3.4线路保护与该线路高抗保护同时动作； 9.1.3.5线路发生相间故障，且对系统有较大的冲击。

9.1.4 线路跳闸，无论恢复送电与否，调度员均应及时通知相关单位巡线，发布巡线指令时应说明故障信息、测距结果及线路是否带电。巡线单位应及时将巡线结果报告值班调度员。若因为双侧电源线路单侧跳闸或保护误动等原因，确认跳闸线路无故障点时可不通知巡线。

9.1.5 联络线过负荷，值班调度员应下令：

9.1.5.1受端系统的发电厂迅速增加有功出力，快速启动受端水电厂的备用机组，包括调相的水轮发电机改发电运行及切除抽水蓄能电厂的水泵；

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