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东北电网有限公司大面积停电事故应急处理预案批准：王 钢 薛建伟审核：贾 伟 陶家琪 李泽宇 林 伟校核：高德宾 马 新编写：李忠满 邵广惠 崔海春 金昌文 易继文 李 群 金 元 金明成 张 锐 刘家庆 徐兴韦华 张弘鹏 编 制 说 明“8.14”美加大停电之后，电网安全引起了社会各界的广泛关注。党中央、国务院高度重视，胡锦涛总书记在美加大停电事故报告上批示：“有备才能无患。我们应吸取美加停电事故的教训，认真研究电力系统的安全问题，完善应急处理机制，确保电力生产和输配的安全”。温家宝总理批示：“要认真分析研究美加大停电的情况，从中得到有益的启示。抓紧建立我国电力系统安全应急处理机制，做到未雨绸缪，防患于未然。此事关系国家安全、社会稳定和生产、生活秩序，必须高度重视，组织有关部门进行全面、系统、周密的研究，提出相应对策”。建立突发事件应急处理机制,制定东北电网大面积停电事故处理预案，是东北电网有限公司安全生产重要任务之一。本预案是国家电网公司发布的国家电网公司大面积停电应急预案（试行）在东北电网的具体落实，是东北电网有限公司突发事件总体应急预案的重要组成部分。编写本预案的目的是把此项工作与我们日常工作、一般事故处理、应对电力系统重、特大事故应急工作有机地结合起来，实现预防为主、平战结合，使之具有更强的可操作性，有效地应对电网突然发生的大面积停电事故，指导电网突发事件的应急处理。 电网突发事件对电力系统的冲击,首先是反应在电网的稳定运行上，各级电网调度机构是电网运行突发事件处理的指挥中心。东北电网坚持反事故演习和应急处理等一系列行之有效的做法由来已久，有许多成熟的经验。我们在总结历史经验的基础上，借鉴了8.14美加大停电的事故教训，希望能够形成有我们自己特色的电网突发事件应急处理机制，正确应对大面积停电等一切突发事件，有效防止事故发生，减少电网突发事件给全社会带来的损失。大面积停电应急处理的核心和关键是安全、快速、有效地恢复电网供电。但由于电网事故的原因多种多样，停电范围、影响情况及电网当时的具体运行情况各有不同，并且电网恢复涉及大量复杂的技术过程和技术难点，因此在预案中难以也不可能对电网恢复过程和具体细节步骤提出具体技术指标和要求。基本原则应该是遵循电网运行规律，在保证安全的前提下，逐步恢复电网供电，在条件具备时优先恢电网主网架结构、复重点地区、重要城市、重要用户的电力供应。 我们编制该事故处理预案，作为指导大面积停电事故时的处理原则。该预案是在系统全结线、全保护、安全自动装置正常运行的正常方式下编制的，在实际事故处理时，需根据当时系统的实际情况进行综合考虑和具体确定。目 录 东北电网大面积停电事故处理基本原则及有关要求11基本原则12.应急组织机构及职责23.电网突发事件分级34.大面积停电应急事故处理的总体要求45.应急启动程序56.预警控制67.事故抢修及协调68.电网恢复7东北电网省、区间联络线解列事故处理预案81吉黑省间联络线事故预案81.1 500kV合南线1线、合南2线、永包线跳闸事故处理预案81.2吉黑省间联络线全部跳闸事故处理预案102吉林中部联络线事故预案102.1 500kV梨合线、丰合线、包丰线跳闸事故处理预案112.2吉林中部联络线全部跳闸事故处理预案123辽吉省间联络线事故预案123.1 500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线跳闸事故处理预案123.2辽吉省间联络线全部跳闸事故处理预案134辽宁中部联络线事故处理预案144.1辽宁中部联络线南送电力控制规定144.2辽宁中部联络线南送电力超限的处理原则：154.3辽宁中南部电网的黑启动155通辽地区外送联络线事故预案16东北电网500kV电网大面积停电事故处理预案171元宝山厂、董家变、沙河营变500kV系统全停事故处理预案172 辽阳变、王石变、南关岭变500kV系统全停事故处理预案233沙岭变、梨树变、铁岭厂、双辽厂500kV系统全停事故处理预案274合心变、东丰变、徐家变500kV系统全停事故处理预案315哈南变、大庆变、冯屯变、伊敏厂500kV系统全停事故处理预案366永源变、包家变、方正变、七台河厂、群林变500kV系统全停事故处理预案40 东北电网有限公司东北电网大面积停电事故应急处理预案东北电网大面积停电事故处理基本原则及有关要求1基本原则1.1预防为主。坚持“安全第一、预防为主、常备不懈”的原则，加强电力安全管理，突出对突发事件的预防和控制，定期进行安全检查，及时发现和处理设备缺陷，有效防止重特大电力生产事故发生；规范电力市场秩序，避免发生电力供应持续危机；组织开展有针对性的反事故演习，提高东北电网对重特大突发事件处理、应急抢险以及快速恢复电力生产正常秩序的能力。1.2统一指挥。应对大面积停电等电网突发事件，按照“统一指挥、组织落实、措施得力”的原则，在东北电网电力系统突发事件应急处理领导小组的统一指挥和协调下，组织、指挥、协调电网大面积停电等突发事件的处理和电网运行的恢复工作。1.3分层分区。按照“分层分区、相互协调、各负其责”的原则建立电网突发事件应急处理体系。东北电网调度系统各单位应针对本单位的具体情况，制定防止和处置突发事件、维护电力生产正常秩序的应急预案。按电网结构和调度管辖范围，制定相应电网的“黑启动”预案，督促检查发电企业完善保“厂用电”措施，保证电网在突发事件发生后尽快恢复供电。发电企业应确保机组的启动能力和电厂自身安全。负责调度机构工作场所电源保障的单位、部门应制定“调度机构场所电源保障及抢修预案”。1.4保证重点。遵循“统一调度、确保主网、保障重点”的原则，在大面积停电等突发事件的处理过程中，将保证东北电网主网架的安全放在第一位，采取一切必要手段，限制突发事件范围扩大，防止发生主网系统性崩溃和瓦解。在电网恢复中，优先恢复重要电厂的厂用电源、主干网架和重要输变电设备，努力提高整个系统的恢复速度和效率。在供电恢复中，优先恢复省会等重点城市、重要用户的供电，尽快恢复社会正常供电秩序。1.5依靠科技。开展大电网理论和技术研究，采用新技术、新装备提高电力系统安全稳定控制水平。加强电网建设和改造，配置合理电源布点，构建灵活可靠的电网结构，提高电网安全运行水平。开展大面积停电恢复控制研究，统筹考虑电网恢复方案和恢复策略，制定科学有效的“黑启动”预案。2.应急组织机构及职责2.1应急组织机构2.1.1东北电网调度机构成立电网调度运行突发事件应急办公室。东北电网大面积停电等突发事件所有涉及调度运行的应急处理工作均应服从应急办公室的统一指挥。2.1.2东北电网调度运行突发事件应急办公室主任由东北网调度行政正职担任，副主任由行政副职和总工程师担任，成员由调度机构安全专责和专业处室负责人等组成。调通部电网突发事件应急办公室成成员见附件1。调通部电网突发事件应急办公室成员通讯联系表见附件2。 调通部电网突发事件应急处理预案流程图见附件3。东北电网调度指挥关系示意图见附件4。2.1.3东北电网内对电网运行有重大影响的主要变电站、各统调发电厂应成立本单位突发事件应急处理指挥机构。2.2应急组织机构的职责2.2.1东北网调是东北电网大面积停电事故的处理指挥中心，东北网调和三省调值班调度员是所辖电网事故处理的指挥员，在调通部应急办公室和东北电网突发事件总指挥部的协调和指挥下开展应急处理工作。2.2.2应急办公室主要职责(1)贯彻落实国家、东北电网有关突发事件应急救援与处理的法律、法规和有关规定；(2)接受东北电网公司及上级调度机构应急处理指挥部的领导；(3)根据情况提请网、省公司应急领导小组宣布进入和解除电网安全预警状态、电网安全应急状态；(4)确定电网调度运行实施和终止实施应急预案； (5)指挥、协调东北电网调度运行突发事件的抢险及应急处理工作； (6)根据应急处理需要对相关变电站和发电企业发布指令；对其突发事件的应急处理以及有关预防措施的制定和落实进行督察和指导；(7)及时了解、掌握东北电网大面积停电等突发事件的情况和处理进展；(8)负责向东北电网公司和上级有关部门汇报突发事件及其应急处理的情况；(9)组织制定、评估、完善东北电网突发事件应急处理预案。3.电网突发事件分级按照电网突发事件的严重程度和对社会的影响，将电网突发事件分为预警和应急两个等级。发生下列情况之一时，东北电网进入电网安全预警状态：（1）电力生产发生重特大事故，造成电网减供负荷达到事故前总负荷的10%及以上 ；（2）因电力生产发生重特大事故，造成重要政治、经济中心城市减供负荷达到事故前总负荷的20%及以上；（3）重自然灾害引起电力设施大范围破坏，造成省辖电网减供负荷达到事故前的20%及以上；（4）500kV变电站（厂）全停（不包括事故前实时运行方式为单一线路供电者）时。（5）重要输电断面两条及以上500kV联络线同时或相继退出运行，或因线路退出运行影响断面输电能力40%以上时。（6）燃料供应短缺、水电来水不足等各类原因引起电力供应危机，造成省辖电网40%及以上容量机组非计划停机；（7）发电厂、重要变电站、重要输变电设备遭受破坏或打击，对区域电网、跨区电网安全稳定运行构成威胁时；（8）二次系统（包括厂站端）受到病毒、黑客攻击、人为破坏等导致不能正常工作时并严重影响电网调度工作；（9）重要厂站直流电源因故全部中断，短时间不能恢复；（10）电力通信电路非正常中断时间较长，影响继电保护、安全自动装置等二次系统设备使用时；（11）因调度机构失去外部电源时间较长，或通信、自动化机房和设备故障时间较长，或调度、运行等相关人员因故不能正常值班等原因，造成调度机构不能正常工作，严重影响调度系统的正常运转时。发生下列情况之一时，东北电网进入电网安全应急状态：（1）因电力生产发生重特大事故，引起发生连锁反应，造成区域电网大面积停电，减供负荷达到事故前总负荷的30%及以上；（2）因电力生产发生重特大事故，引起发生连锁反应，造成重要政治、经济中心城市减供负荷达到事故前总负荷的40%及以上；（3）因严重自然灾害引起电力设施大范围破坏，造成省辖电网大面积停电，减供负荷达到事故前的40%及以上，并且造成重要发电厂停电、重要输变电设备受损，对区域电网、跨区电网安全稳定运行构成严重威胁；（4）因发电燃料供应短缺、水电来水不足等各类原因引起电力供应严重危机，造成省辖电网50%及以上容量机组非计划停机，省辖电网拉限负荷达到正常值的40%及以上，并且对区域电网、跨区电网正常电力供应构成严重影响；（5）因重要发电厂、重要变电站、重要输变电设备遭受毁灭性破坏或打击，造成区域电网大面积停电，减供负荷达到事故前的20%及以上，对区域电网、跨区电网安全稳定运行构成严重威胁时。（6）两座及以上重要500kV变电站（厂）全停（不包括事故前实时运行方式为单一线路供电者）时。（7）重要输电断面三条及以上500kV联络线同时或相继退出运行，或因线路退出运行影响断面输电能力60%以上时。4.大面积停电应急事故处理的总体要求4.1东北电网调度系统各单位应遵循“统一领导、分工协作、反应迅速、措施果断、依靠科学”的原则，建立突发事件应急保障体系。4.2东北电网各单位的应急保障体系应坚持“预防为主”的原则，并结合突发事件的类别和规律，制定有效的控制措施。4.3当电网对外重要联络线非正常解列或孤立运行时，运行方式、继电保护等专业负责人应了解事故情况并对系统恢复提出指导意见，必要时到达调度室或工作岗位，为故障处理提供技术支持。4.4当通信系统、调度自动化系统发生异常，影响实时调度运行时，通信、调度自动化专业有关人员或负责人应到达设备机房或工作岗位，进行故障处理或指挥协调厂站端设备的异常处理。4.5当发生电力生产故障减供负荷数额达到预警状态时，调度机构分管领导和运行方式、继电保护等专业负责人应到达调度室或工作岗位，为故障处理提供技术支持。4.6当发生电力生产严重故障，减供负荷数额达到应急状态或造成大面积停电或电网瓦解时，调度机构主要负责人及有关人员应到达调度室，组织指挥应急处理工作。4.7当发生重大电力生产故障及因主网继电保护、安控装置不正确动作引发连锁反应等情况时，调度机构相关专业的技术人员应赶赴现场，指导、协调故障处理，组织对不正确动作原因的调查与分析。5.应急启动程序5.1当电力生产发生突发性重特大事故、电力设施大范围破坏、严重自然灾害、电力供应持续危机时，电网调度机构立即启动事故处理预案，同时将停电范围、停电负荷、发展趋势等有关情况尽快按附件3流程规定汇报。5.2应急办公室在接到有关事故报告之后，根据事故影响范围、停电区域、严重程度、可能后果和应急处理的需要等，判断是否进入预警状态或紧急状态，并将有关情况报告应急领导小组，通知相关部门。5.3应急领导小组在接到大面积停电报告之后，根据严重程度，召集紧急会议，研究决定是否进入预警状态或应急状态，并就有关重大应急问题做出决策和部署，启动相应应急预案。各单位、各部门按职责分工，立即组织开展应急处理工作。5.4应急领导小组在研究决定进入预警状态或应急状态之后，应立即将有关情况报告地方政府及上一级应急指挥机构，并就应急救援与处理工作接受领导，视情况请求给予必要的支持和援助。6.预警控制6.1在预警状态下，东北电网立即启动大面积停电的应急准备工作，按照应急领导小组的要求，落实各项预警控制措施。6.2当电力供应持续出现严重危机、电网调度机构缺乏更进一步的有效控制手段，并有可能导致系统性供需破坏和大面积停电时，应急领导小组应及时向地方政府应急指挥机构提请研究决定实施特殊时期限电方案。企业应严格按照特殊时期限电方案，落实限电措施。6.3在紧急情况下，为保证主网安全稳定，为保证重点地区、重要城市、重要用户的供电，电网值班调度员有权决定采取拉限负荷、解列电网、解列发电机组、临时中止电力市场交易等一切必要手段，控制事态进一步发展和扩大。各级运行值班员必须严格服从电网调度命令，正确执行调度操作。任何单位和个人不得干扰、阻碍值班调度人员、运行值班人员进行事故处理。6.4在同时满足下列条件下，应急领导小组经研究决定宣布解除预警状态：（1）电网接线恢复正常方式，电网运行参数保持在稳定限额之内；（2）事故停电负荷及事故拉限电负荷全部恢复供电；（3）发电燃料恢复正常供应，燃料储备达到规定要求；（4）无其他对电网安全稳定运行和正常电力供应存在重大影响或严重威胁的各类事件。7.事故抢修及协调7.1东北电网发生重大电力生产故障、严重自然灾害、电力设施大范围破坏时，调度机构应通知相应发输变电设备的管理单位。相应发输变电设备管理单位应迅速组织事故抢险队伍，尽快赶赴事故现场，排除险情，修复故障设备。7.2负责电力设备抢修的有关单位应向调度机构报告设备损坏、预计恢复时间、对电力系统的要求等，以便调度机构对运行方式等做出必要的安排和调整。7.3在电网调度机构场所失去电源的情况下，除启动相应预案外，调度机构应迅速通知调度机构电源管理单位组织抢修。7.4当厂站端二次设备发生严重故障，影响电网调度运行时，调度机构相关专业的技术人员应组织、协调、指挥有关设备的故障处理。必要时应赶赴现场指导抢修工作。7.5当主干通信网络或调度自动化系统瘫痪时，调度机构应迅速组织专业人员抢修，通知有关单位及厂站端设备管理单位组织人员抢修。8.电网恢复8.1在东北电网发生大面积停电后，要尽快恢复电网主网架和电网供电。安全、快速、有效的恢复电网运行对于减少停电损失、保持社会稳定、恢复正常生产生活秩序至关重要。8.2在电网恢复过程中，要严格遵守电力系统安全稳定导则及东北电网有关安全稳定运行规程和规定。电网恢复应留有必要的安全预度。8.3在电网恢复过程中，要优先恢复大型电厂和仍能保持热态启动能力机组的厂用电源。具备自启动能力的发电厂，应根据情况自行启动发电机组。8.4在电网恢复过程中，要协调好电网、电厂、用户之间的恢复次序，保证电网安全稳定留有一定裕度。在超高压电网恢复过程中，要防止发生过负荷 、过电压、非同期，避免造成新的设备损坏和停电。8.5在对停电发电厂和变电站恢复送电之后，要尽快有计划、有步骤地恢复对重点地区、重要城市、重要负荷的电力供应。分区恢复的，在条件具备时应尽快实现联网运行。8.6在电网恢复过程中，各发电厂应严格按照电网调度命令恢复机组并网运行，调整发电出力。各电力用户应严格按照调度计划分时分步地恢复用电。 东北电网省、区间联络线解列事故处理预案东北电网的主体由500kV和220kV两种电压等级的电网构成。目前500kV网架形成自北向南双回路通道，但目前仍不具备独立运行的条件。现阶段东北电网仍采用500kV和220kV两种电压等级电磁环网的运行方式。 根据东北电网的电源、负荷布局及网络结构，可将东北电网分为三大部分，即南部电网，中部电网和北部电网。其中南部电网由辽宁省内电网和内蒙赤峰地区电网组成；中部电网主要由吉林省内电网和内蒙通辽地区电网组成；北部电网主要由黑龙江省电网和伊敏电厂送出系统组成。连接南部与中部电网之间的联络线为500kV丰徐1线、丰徐2线、沙梨乙线及220kV梅中1线、梅中2线、清富（富四）线、昌巨（清昌）线、云卧线等八回线路，简称为辽吉省间联络线。北部电网与中部电网之间的联络线为500kV合南1线、合南2线、永包线及220kV松五阿东线、榆双线、长新线、松蛟敦镜温线，这六回线简称吉黑省间联络线。目前东北南部电网由500kV高岭开关站经500kV高姜#1线、高姜#2线与华北电网相联。根据东北电网结构特点，吉黑省间联络线、辽吉省间联络线、辽宁中部联络线及通辽电厂外送联络线在某些特殊情况下存在解列导致大面积停电的可能性，在此针对上述断面制定事故预案。1吉黑省间联络线事故预案500kV合南1线、合南2线、永包线、220kV长新线、榆双线（东舒线、舒榆线）、五阿线（阿东线、松五线）、镜敦线（松蛟线、蛟敦线、镜温线）简称吉黑省间联络线。针对吉黑省间联络线，特制定如下事故预案。1.1 500kV合南线1线、合南2线、永包线跳闸事故处理预案系统正常方式下，发生500kV合南线1线、合南2线、永包线之一事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，可以满足系统稳定及线路不过载的要求。如果是轻微故障（单相接地故障或无故障跳闸）导致500kV合南1线、合南2线、永包线中的2条线路同时事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，系统可以满足暂态稳定要求，但可能出现220kV线路严重过载。如果是严重故障（相间故障等）导致500kV合南1线、合南2线、永包线中二条线路同时事故跳闸，可能发生系统稳定破坏。如果发生系统稳定破坏，按东北电网稳定规程第15章有关规定执行。吉黑省间500kV合南线1线、合南2线、永包线同时有两条及以上线路同时跳闸后，启动东北电网大面积停电事故处理预案。当吉黑省间500kV合南线1线、合南2线、永包线三条线路同时跳闸时，东北电网进入应急状态。同时按如下原则处理：主要断面及电厂电力控制（1） 控制吉黑省间其它联络线南送电力之和不大于500MW；（2） 控制吉林中部联络线南送电力之和不大于1500MW；（3） 控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于2600MW。（4） 辽宁中部联络线南送电力之和不大于2600MW；（5） 控制伊敏电厂机组单机出力不大于350MW。（6）控制黑龙江东部电网外送电力之和不大于700MW。吉黑省间联络线南送电力超限的处理原则：（1） 当吉黑省间联络线南送电力超出上述规定的情况下，应尽快增加辽宁、吉林电网电源出力，同时尽快减少龙江电网电厂（包括伊敏电厂）机组出力。（2） 开丰满电厂、白山电厂、辽南水电厂机组并调整联络线潮流。（3） 暂时取消省间联络线关口调度，关闭电力市场。（4） 必要时申请国调事故支援。（5） 必要时吉林省电网和辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据吉黑断面以南电网电源缺额按批准顺位拉闸限电。（6） 根据具体事故情况确定有关继电保护和安全自动装置的使用。1.2吉黑省间联络线全部跳闸事故处理预案正常方式下，吉黑省间联络线南送2200MW。吉黑省间联络线因故全部跳闸后，黑龙江系统电源过剩2200MW，南部电网功率缺额2200MW。当吉黑省间所有联络线全部跳闸时，东北电网进入应急状态并按如下原则处理：（1） 控制伊敏电厂单机出力不超过350MW；（2） 由黑龙江省调调整龙江电网频率和电压及网内潮流，并做好同期并列的准备；（3） 网调开丰满电厂、白山电厂、辽南水电厂机组并调整联络线潮流。控制吉林中部联络线南送电力之和不大于2000MW；控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于3200MW。辽宁中部联络线南送电力之和不大于3200MW；（4） 暂时取消省间联络线关口调度，关闭电力市场。主要断面潮流按下列原则控制：控制吉林中部联络线南送电力之和不大于2000MW； 控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于3200MW。辽宁中部其它联络线南送电力之和不大于3200MW；（5） 辽宁、吉林电网低频减载装置动作，恢复因低频减载切除的负荷；（6） 必要时申请国调事故支援。（7） 必要时吉林省电网和辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据吉黑断面以南电源缺额按顺位拉闸限电。（8） 根据具体事故情况确定有关继电保护和安全自动装置的使用。（9） 利用500kV合南线找同期并列；（10）系统恢复正常2吉林中部联络线事故预案 吉林中部电网与吉林南部电网之间的联络线主要由500kV梨合线、丰合线、包丰线和220kV公四线、西巨线、松丰线、松磐线（磐梅线）等七回线路组成，这七回线简称吉林中部联络线。针对吉林中部联络线，特制定如下事故预案。2.1 500kV梨合线、丰合线、包丰线跳闸事故处理预案正常方式下，在发生500kV梨合线、丰合线、包丰线之一事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，可以满足系统稳定及线路不过载要求。如果是轻微故障（单相接地故障或无故障跳闸）导致500kV梨合线、丰合线、包丰线两条同时事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，系统可以满足暂态稳定要求，但可能出现220kV线路严重过载。如果是严重故障（相间故障等）导致500kV梨合线、丰合线、包丰线中两条线路同时事故跳闸，可能发生系统稳定破坏。如果发生系统稳定破坏，按东北电网稳定规程第15章有关规定执行。吉林中部500kV梨合线、丰合线、包丰线同时有两条或三条线路同时跳闸后，启动东北电网大面积停电事故处理预案。当吉林中部500kV梨合线、丰合线、包丰线三条线路同时跳闸时，东北电网进入应急状态，同时按如下原则处理：主要断面及电厂电力控制（1） 吉林中部其它联络线南送电力之和不大于500MW；（2） 控制吉黑省间联络线南送电力之和不大于1000MW；（3） 控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于1400MW；（4） 控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于2600MW。（5） 控制伊敏电厂机组单机出力不大于350MW。联络线南送电力超限的处理原则：（1） 当吉林中部联络线南送电力超出上述规定的情况下，应尽快增加吉林中部联络线南部电网电源出力，同时尽快减少龙江电网电厂（包括伊敏电厂）机组出力。（2） 开丰满电厂、白山电厂、辽南水电厂机组调整联络线潮流。（3） 暂时取消省间联络线关口调度，关闭电力市场。（4） 必要时申请国调事故支援。（5） 必要时吉林省南部电网和辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据吉黑断面以南电源缺额按顺位拉闸限电。2.2吉林中部联络线全部跳闸事故处理预案正常方式下，吉林中部联络线南送2000MW。吉林中部联络线因故全部跳闸后，黑龙江系统及吉林北部系统电源过剩2000MW，吉林南部电网及辽宁电网功率缺额2000MW。当吉林中部所有联络线同时跳闸时，东北电网进入应急状态，同时按如下原则处理：（1）伊敏电厂单机出力不超过350MW；（2）由黑龙江省调调整龙江电网频率和电压，控制吉黑省间联络线潮流，吉林省调配合调整；（3）网调开丰满、白山、辽南水电机组调整联络线潮流。控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于2500MW。辽宁中部联络线南送电力之和不大于2500MW；（4）暂时取消省间联络线关口调度；（5）必要时吉林省电网和辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据吉黑断面以南电源缺额按顺位拉闸限电。（6）主要断面潮流控制控制吉黑省间联络线南送电力之和不大于1400MW； 控制辽吉省间联络线南送电力之和不大于2500MW。控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于2500MW；（7） 辽宁、吉林电网低频减载装置动作，恢复因低频减载切除的负荷；（8） 必要时申请国调事故支援。（9） 利用500kV丰合线或包丰线找同期并列；（10） 系统恢复正常3辽吉省间联络线事故预案500kV 沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线和220kV梅中1线、梅中2线、清富线（富四线）、昌巨线、云卧（浑白、白水、云水）线简称辽吉省间联络线。针对辽吉省间联络线，特制定如下事故预案。3.1 500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线跳闸事故处理预案正常方式下，在发生500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线之一事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，可以满足系统稳定及线路不过载要求。如果是轻微故障（无故障跳闸）导致500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线线中2条线同时事故跳闸，在继电保护和安全自动装置正确动作时，系统可以满足暂态稳定要求，可能出现220kV线路过载。如果是严重故障（相间故障等）导致500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线中2条线同时事故跳闸，可能发生系统稳定破坏。如果发生系统稳定破坏，按东北电网稳定规程第15章有关规定执行。辽吉省间500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线同时有两条或三条线路同时跳闸后，启动东北电网大面积停电事故处理预案。当辽吉省间500kV沙梨乙线、丰徐1线、丰徐2线三条线路同时跳闸时，东北电网进入应急状态，同时按如下原则处理： 3.1.1 主要断面及电厂电力控制（1） 控制吉黑省间联络线南送电力之和不大于1000MW； （2） 控制吉林中部联络线南送电力之和不大于1000MW；（3） 控制辽吉省间其它联络线南送电力之和不大于600MW；（4） 控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于2500MW。（5） 控制伊敏电厂机组单机出力不大于350MW。3.1.2 联络线南送电力超限的处理原则：（1） 当辽吉省间联络线南送电力超出上述规定的情况下，应尽快增加辽宁电网电源出力，同时尽快减少龙江电网电厂（包括伊敏电厂）、吉林电网电厂（包括通辽电厂）机组出力。（2） 开丰满、白山、辽南水电机组调整联络线潮流。（3） 暂时取消省间联络线关口调度，关闭电力市场。（4） 必要时申请国调事故支援。（5） 必要时辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据吉黑断面以南电源缺额按顺位拉闸限电。3.2辽吉省间联络线全部跳闸事故处理预案正常方式下，辽吉省间联络线南送3000MW。辽吉省间联络线因故全部跳闸后，黑龙江系统及吉林系统电源过剩3000MW，辽宁电网功率缺额3000MW。当辽吉省间所有联络线同时跳闸时，东北电网进入应急状态，并按如下原则处理：3.2.1 控制电厂单机出力不超过350MW；3.2.2 由网调开丰满、白山水电机组调整联络线潮流及龙江、吉林电网频率和电压，黑龙江省调控制吉黑省间联络线潮流；3.2.3 网调开辽南水电机组协助辽宁省调调整联络线潮流。辽宁省调调整辽宁电网频率、电压。3.2.4 主要断面潮流控制控制吉黑省间联络线南送电力之和不大于1400MW； 控制吉林中部联络线南送电力之和不大于1500MW。控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于2500MW；3.2.5 取消省间联络线关口调度，关闭电力市场。3.2.6 必要时申请国调事故支援。3.2.7 辽宁省电网启动事故拉闸预案，根据辽吉断面以南电源缺额按顺位拉闸限电。3.2.8 辽宁省调恢复因低频减载切除的负荷；黑龙江、吉林省调恢复跳闸机组。3.2.9 500kV沙梨乙线找同期并列。3.2.10 系统恢复正常。4辽宁中部联络线事故处理预案500kV徐辽线、徐王线、辽沙1线、辽沙2线和220kV浑鞍线、辽文线、李灯(灯首)线、北耿线、电浪(浪东)线、电新（新东）线十回线路简称辽宁中部联络线。为应对发生多条线路同时故障跳闸时辽宁中部联络线的特殊运行方式，特制定如下事故预案。4.1辽宁中部联络线南送电力控制规定4.1.1 正常方式下控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于3000MW；辽沙1线、辽沙2线、徐辽线、徐王线之一停电方式下，控制辽宁中部联络线南送电力之和不大于2400MW。 4.1.2 如辽宁中部一条500kV和一条220kV联络线同时跳闸情况下，控制剩余联络线南送电力之和不大于2200MW。4.1.3 在辽宁中部一条500kV和两条220kV联络线两条线同时跳闸情况下，控制剩余联络线南送电力之和不大于2000MW。当电浪(浪东)线、电新（新东线）同时跳闸引起北耿线过载的事故状态下，应立即采取快减丹东电厂及云峰电厂出力的措施，迅速将北耿线南送潮流控制在安全范围以内。4.1.4 如辽宁中部辽沙1线和辽沙2线同时跳闸时，控制剩余联络线南送电力之和不大于1600MW；4.1.5 如徐辽线和徐王线同时跳闸时，控制剩余联络线南送电力之和不大于1600MW。4.1.6 辽沙1线、辽沙2线和徐辽线、徐王四条线路全部跳闸时，控制剩余220kV联络线南送电力之和不大于900MW，同时向国调申请东北华北电网解网运行。4.2辽宁中部联络线南送电力超限的处理原则：4.2.1 当辽宁中部联络线南送电力超出上述规定的情况下，应尽快增加辽宁中南部及辽西电网电源出力，同时尽快减少龙江电网电厂（包括伊敏电厂）、吉林电网电厂（包括通辽、丰、白电厂）、辽宁中部电网电厂机组出力。4.2.2 若北耿线南送电力超过350MW，且南部电源已无调整能力时，应首先考虑采取控制丹东、云峰等电厂出力的措施。4.2.3 必要时申请国调事故支援。4.2.4 暂时取消联络线关口调度，关闭电力市场。4.3辽宁中南部电网的黑启动当辽宁中南部电网在极端情况下与主系统解列全停时，各电厂在事故情况下要按东北电网稳定规程总则中的规定，执行预定的机组解列保厂用电方案，尽可能保住厂用电，并维持机组空转，听调度命令逐步恢复系统。如果所有机组已停机，各级调度和有关单位要按辽南电网黑启动方案，启动太平湾电厂1#或2#机组，先带本机厂用，然后送电到丹东厂母线，带丹东厂厂用电，启动丹东厂机组，并以此为电源逐步恢复系统。5通辽地区外送联络线事故预案220kV 电双线（双巨线）、电岭线（岭西线）、220kV电双线简称通辽地区外送联络线。针对通辽地区外送联络线，特制定如下事故预案。5.1 事故前情况：通辽电厂4台机组满出力运行；5.2 事故情况：220kV电双线、通巨线、电岭线因暴风雪相继跳闸；5.3 处理原则：5.3.1 220kV电双线跳闸后，控制通辽电厂出力不大于600MW；5.3.2 通辽电厂CSS100B稳控装置按电双线停电3台机方式使用； 5.3.3 220kV电双线未送电，通巨线又跳闸时，控制通辽电厂单机出力不大于120MW；电岭线潮流不大于180MW；通辽电厂CSS100B稳控装置按电双线停电3台机方式使用；5.3.4 220kV电双线、通巨线未送电，电岭线又跳闸，通辽电厂带地区负荷单运，网调下令通辽电厂调整通辽地区系统频率电压，如必要时可停1台机组，并准备同期并列。5.3.5 根据220kV电双线，电岭线送电情况，通辽电厂倒出1期或2期一条母线，利用2251或2250开关找同期并列。5.3.6 通辽地区与主系统并列后，调整通辽电厂出力，尽可能减小通辽地区外送联络线潮流，以利于联络线再跳闸后通辽地区的电源负荷平衡。东北电网500kV电网大面积停电事故处理预案1元宝山厂、董家变、沙河营变500kV系统全停事故处理预案1.1 事故前系统运行方式：1.1.1 元宝山厂、绥中电厂、锦州厂、南票厂、朝阳厂机组正常运行；辽西地区（不含阜新）负荷约1700MW，电源4600MW。1.1.2 辽宁中部、辽吉、吉林中部、吉黑联络线正常运行，潮流均在限值内；1.1.3 事故前系统接线图如下：辽阳变02131324020352531234元宝山沙河营变5155545352575624344142433132I母线515253#2G王石变II母线董家变#3G1.2 事故现象及停电范围：1.2.1 系统频率严重下降；1.2.2 元宝山电厂汇报500kV母线全停电，500kV所有开关均跳闸；1.2.3 董家变汇报所内500kV设备全停电，500kV所有开关在断位；1.2.4 辽宁中部、辽吉、吉林中部、吉黑联络线由于元宝山厂600MW机组跳闸等原因而过载；1.2.5 辽阳变汇报董辽#1、#2线有功为零，开关在合位；1.2.6 沙河营变汇报500kV系统全停。1.2.7 王石变汇报董王线有功为零，开关在合位；1.2.8 高岭变汇报高沙#1、#2线有功为零，开关在合位；1.2.9 辽宁省调汇报锦州厂1台机组快关主气门装置动作。1.2.10 高岭变及绥中电厂甩至华北电网运行。1.2.11 事故后系统接线图如下：II2413020352531234元宝山董家变沙河营变5155545352575613244142433132I母线515253#2G王石变II母线III辽阳变#3G1.3 处理步骤：1.3.1 董王线先送电（1） 通知辽宁省调事故情况，关口调度暂停，关闭电力市场，听网调令调整省内电源，令其严密监视电青、电曙、凌曙以及朝建、宁建线等辽西220kV线路潮流，及时调整锦州厂、朝阳厂、南票厂等辽西电厂机组出力，同时增加其他辽宁省内特别是辽南机组出力，果断按顺位拉闸限电，及时控制辽吉、辽宁中部、吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值（根据电网运行情况确定）；（2） 通知吉林、黑龙江两省事故情况，关口调度暂停，关闭电力市场，听网调令调整省内电源，并控制吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值内；（3） 注意有关厂站电压，若有越限，应及时调整，可通过改变系统接线方式（包括空充线路停电及500kV侧已解环的主变停电等），调整有关发电厂无功及变电站低压电抗器等手段调整电压；（4）有关安全自动装置、振解相应改变；（5）董王线及董家变500kV III母线送电；（6）董家变#2主变送电；（7）锦州厂机组可以并网。（8）董辽#1线送电；（9）董家变#1主变送电；（10）元董#1线送电；（11）元宝山厂#1联变环并运行；（12）董辽#2线送电；（13）元董#2线送电；（14）元宝山厂机组可以并网；（15）元宝山厂#2联变送电；（16）沙董#2线送电；（17）沙河营主变送电；（18）沙董#1线送电；（19）联系国调，高沙#1、#2线找同期与华北联网；（20）系统恢复正常方式。1.3.2 董辽#1线先送电（1）通知辽宁省调事故情况，关口调度暂停，听网调令调整省内电源，令其严密监视电青、电曙、凌曙以及朝建、宁建线等辽西220kV线路潮流，及时调整锦州厂、朝阳厂、南票厂等辽西电厂机组出力，同时增加其他辽宁省内特别是辽南机组出力，果断拉闸限电，及时控制辽吉、辽宁中部、吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值内；（2）通知吉林、黑龙江两省事故情况，关口调度暂停，听网调令调整省内电源，并控制吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值内；（3）注意有关厂站电压，若有越限，应及时调整，可改变系统接线方式（包括空充线路停电及500kv侧已解环的主变停电等），调整有关发电厂无功，及变电站低压电抗器等手段调整电压；（4）董辽#1线及董家500kV IV母线送电；（5）董王线及董家500kV III母线送电；（6）董家500kV III、IV母线环并；（7）董家变#2主变送电；（8）锦州厂机组可以并网；（9）元董#2线及元宝山厂500kV II母线送电；（10）元宝山厂500kV I母线送电；（11）元宝山厂#1联变送电；（12）元宝山厂大机组并网；（13）董辽#2线及董家500kV II母线送电；（14）董家变500kV I母线送电，董家变500kV母线环并运行；（15）董家变#1主变送电；（16）元董#2线及元宝山厂III母线送电；（17）元宝山厂500kV IV母线送电，500kV所有母线环并运行；（18）沙董#1、#2线及沙河营主变送电；（19）联系国调，高沙#1、#2线找同期与华北并列，东北华北联网运行。1.3.3 董辽#2线先送电（1） 通知辽宁省调事故情况，关口调度暂停，听网调令调整省内电源，令其严密监视电青、 电曙、凌曙以及朝建、宁建线等辽西220kV线路潮流，及时调整锦州厂、朝阳厂、南票厂等辽西电厂机组出力，同时增加其他辽宁省内特别是辽南机组出力，果断拉闸限电，及时控制辽吉、辽宁中部、吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值内；（2） 通知吉林、黑龙江两省事故情况，关口调度暂停，听网调令调整省内电源，并控制吉林中部、吉黑联络线潮流在规定限值内；（3） 注意有关厂站电压，若有越限，应及时调整，可改变系统接线方式（包括空充线路停电及500kV侧已解环的主变停电等），调整有关发电厂无功，及变电站低压电抗器等手段调整电压；（4） 董辽#2线及董家变500kV II母线送电；（5 ）董家变500kV I母线送电；（6） 董家变#1主变送电；（7） 锦州厂机组可以并网；（8） 元董#2线及元宝山厂500kV III母线送电；（9） 元宝山厂500kV IV母线送电；（10） 元宝山#2联变（元元#2线）送电；（11） 元宝山厂一台大机组可以并网；（12） 董辽#1线送电，董家变500kV II、IV母线环并；（13） 董王线送电，董家变500kV所有母线环并运行；（14） 董家变#2主变送电；（15） 沙董#1、#2线送电；（16） 沙河营主变送电；（17） 元董#1线送电，元宝山厂500kV II母线送电，500kV II、IV母线环并运行；（18） 元宝山厂500kV I母线送电，母线环并运行；（19） 元宝山厂#1联变送电；（20） 元宝山厂剩余大机组可以并网；（21） 联系国调，高沙#1、#2线找同期与华北并列，东北华北联网；（22） 系统恢复正常。1.4 注意事项：1.4.1 因董家变、沙河营变500kv系统全停后，东北华北解网，绥中电厂机组甩到华北电网，绥中电厂及高岭变调度关系联系国调转至华北网调，或由国调指挥东北网调调度。1.4.2 元宝山大机组跳闸、绥中机组甩至华北电网，锦州1台机跳闸后，辽西地区电源为1600MW，负荷为1700MW，基本可以保证辽西地区负荷及电源平衡。但因南部损失了元宝山厂、绥中厂，锦州厂共计2900MW电源（当时送华北800MW），东北电网电源缺额仍有2100MW，东北各断面潮流将严重过载，此时应及时增加辽宁省电源特别是辽南电源，同时果断按顺位拉闸限电。1.4.3 事故后辽西外送断面只剩3条220kv线路，系统相当薄弱，届时需要及时调整有关线路潮流及厂站电压。重新核定主要输电断面控制潮流。1.4.4 此事故发生时若东北华北联网，绥中电厂、高岭变甩至华北电网运行，系统恢复时最好不要先从高沙#1、#2线找同期通过沙河营主变与华北联网，更不要通过绥绥线环并与华北联网。1.4.5 线路充电时应根据具体情况考虑充电条件。1.4.6 在更改有关安全自动装置，联切装置时，按具体情况决定先后顺序变更。1.4.7 事故处