电力系统调频调压
试析电力系统的电压调整
试析电力系统的电压调整电力系统的电压调整是指在电力系统的运行中，根据负荷变化、设备投入和停机等因素的影响，调整电力系统的电压等级，以保证电力系统运行的安全稳定性。
本文将试析电力系统的电压调整的原理、策略以及实现手段。
原理电力系统的电压调整原理就是通过对电压等级的调整，让电力系统中的各种设备能够适应负荷的变化，从而使整个电力系统在正常运作的同时，保持电压合适，防止电压过高或者过低。
电力系统的电压调整主要是通过控制变压器和无功补偿设备等，来改变电力系统的电压等级。
变压器和无功补偿设备等的投入和停机将使系统的有功和无功损耗发生变化，以及有可能导致电压水平的波动，因此需要通过控制它们，来保持电力系统的电压稳定。
具体而言，电力系统的电压调整主要有以下原理：1.有序调压：通过不断调整变压器的绕比关系，改变变压器的输出电压，从而达到调整电功率、电压的目的；2.无序调压：即对电力系统按需求调整，逐个设备进行调整，以达到最佳的电力系统稳定；3.智能化调压：借助先进的智能化技术手段，通过精准的控制和计算，实现对电力系统的电压和稳定性的高效调整和控制。
策略电力系统的电压调整还需要根据不同情况制定相应的策略。
我们可以根据电力系统的特点和负荷特点，制定出不同的电压调整策略。
常用的电压调整策略如下：1.静态电压稳定策略：即通过调整无功源的容量大小，来对电力系统的电压进行调整，以达到稳定电力系统的目的。
2.动态电压稳定策略：通过调整无功器件的变化，对电力系统的电压进行动态调整。
3.有时电压稳定策略：通过考虑负荷变化情况，选取合适的变压器和无功补偿设备，以达到电力系统的稳定输出。
4.最优电压稳定策略：通过针对电力系统不同特点分析，建立适合的数学模型，选择最优解，达到最优的电力系统输出目的。
实现手段电力系统的电压调整可以借助各种手段来实现，常用的实现手段有以下几种：1.无功补偿：通过在电力系统中加入无功器，来对电力系统的电压进行调整；2.变压器控制：通过对变压器的控制，调整电力系统的电压等级；3.发电机调速控制：通过对发电机的调速控制，调整电力系统的电压和频率等级；4.稳压控制：通过对电力系统的稳压器进行控制，调整电力系统的电压等级；5.智能化技术：借助先进的智能化技术手段，通过精准的控制和计算，实现电力系统的电压和稳定性的高效控制和调整。
电力系统调压原理
电力系统调压原理
电力系统调压的原理主要基于无功功率的平衡。
电力系统的电压水平取决于无功功率的平衡情况。
无功功率的输出应该满足在额定电压下测量的系统负荷和网络损耗的无功功率需求，否则会产生电压偏差。
为了确保运行可靠性和适应增长的无功功率，电力系统需要预留一定的无功容量作为备用。
当系统无功功率充足时，系统可以运行在更高水平的电压。
然而，当系统无功功率不足时，运行电压水平较低，这时需要装设补偿无功功率的设备。
由于电力系统供电区域范围非常广阔，无功功率不适宜长距离输送，所以负载所需的无功功率应该尽可能地分层分区的平衡。
根据无功功率的平衡原理，对电压调整可以从无功功率补偿和降低网损两个方面入手。
具体的调压方式包括分散调整和集中调整，如高峰负荷时升高中枢点电压、低谷负荷时降低中枢点电压的电压调节方式等。
以上信息仅供参考，如需获取更多详细信息，建议咨询电力工程师或查阅相关书籍文献。
电力系统电压的调整与调压装置
电力系统电压的调整与调压装置班级：电气0901姓名：赵钱孙学号：20090301201电力系统电压的调整与调压装置摘要：电力系统的电压水平主要决定于无功功率的平衡.当无功功率电源变化或者无功功率的需求变化时，电力系统的无功功率平衡就被破坏，整个电力系统的电压水平就会受到影响。
即便整个电力系统在无功功率平衡条件下，由于电力网络中无功功率分配的不合理，也有可能造成某些节点的电压过高或者过低.本论文从上述两个方便，分析了电力系统电压偏移导致的影响,总结了电力系统电压的调整规律及方法,并给出了相应的调压装置。
关键词：电压调整，无功功率平衡，无功功率分配，调压装置,输变电1。
前言1.1 电压偏移的影响对负荷的影响电力系统的负荷包括电动机、照明设备、电热器具、家用电器、冲击性负荷（电弧炉、轧钢机等)所有的用电设备都是以额定电压为条件制造的，最理想的工作电压是额定电压。
当网络电压偏离额定电压时，将会对电气设备产生影响.1。
1。
1 异步电动机.当异步电动机端子电压为负偏差时,负荷电流将增大，起动转矩、最大转矩和最大负荷能力均显著减小,严重时甚至不能起动或堵转；当电压为正偏差时,转矩增加，严重时可能导致联轴器剪断，或损坏设备。
1。
1。
2 同步电动机。
与异步电动机相似，电压变化虽然不引起转速变动，但其起动转矩与端电压平方成正比，最大转矩直接与端电压成正比变化；如同步电动机励磁电流由晶闸管整流器器供给，且整流器交流侧电源是与同步机共同的,则其最大转矩将与端电压的平方成正比变化。
1。
1。
3 电热设备。
电阻炉热能输出与外施电压平方成正比，端电压降低10％，热能输出降低19%,溶化和加热时间显著延长，影响生产效率；端电压升高10%，热能输出升高21％，致使电热元件寿命缩短。
1.1.4 电气照明灯。
白炽灯的使用寿命约与其端电压的负14次方成正比，电压升高10%，寿命减少约70倍。
其光通量约与电压的3。
6次方成正比，电压降低10%,光通量减少约32倍.还有，荧光灯的光通量约与其端电压平方成正比,过低，启辉发生困难,过高,镇流器过热而缩短寿命；高压水银荧光灯和金属卤化物灯的光通量约与电压的3次方成正比;高压钠灯的光通量为电压降低10％，光通量降低37％，电压升高10%，光通量升高50％。
电力系统三种调压方式
电力系统三种调压方式
由于电力系统负荷节点数量多且分散不可能对所有节点进行监控，采用中枢点控制，一般中枢点选取在电压水平具有代表性的关键母线。
中枢点的调压方式有以下3种，
电力系统三种调压方式特点一览表
注意：在现代，随着农村电网的建设和改造不断扩大，企业和项目对电压质量要求也越来越高，因此“顺调压”调压方式我们应尽量减少或避免采用。
以上3种调压方式有一口诀如下：
口诀:逆同顺反恒不变，
逆调高五低为零，
设备条件要求高，
恒调范围二到五，
设备条件要求中，
顺调大于二点五，
低是小于七点五。
电力系统调压措施分析报告
优化调度策略
根据负荷预测和运行方式，优化调度策略，确保电力系统的稳定 性和可靠性。
06
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结论与展望
研究结论
电力系统的电压调整对于保障电力系 统的稳定运行具有重要意义。
本研究通过理论分析和实验验证，证 明了调压措施的有效性和可行性。
综合调压方案
总结词
综合调压方案是结合多种调压措施来达到系统电压的全面优 化。
详细描述
综合调压方案通常包括改变发电机端电压、调整变压器分接 头和串联电容补偿等多种措施。通过综合运用这些措施，可 以更全面地优化系统电压，满足不同设备的需求。
04
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电力系统调压效果评估
评估指标体系
电压合格率
常调压
在任何情况下都保持系统电压在额定值附近 ，以保持电力系统的稳定运行。
03
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电力系统调压措施
改变发电机端电压调压
总结词
发电机端电压的改变直接影响电力系统的电压水平。
详细描述
通过调节发电机的励磁电流，可以改变发电机端电压，进而调整系统电压。但这 种方法仅适用于发电机的电压调整，对于其他设备的电压调整效果有限。
电力系统中电压的重要性
电压是电力系统中的重要参数，它的大小直接影响到电力 系统的稳定性和电能质量。
调压措施的意义
由于电力系统中的电压波动和变化会对设备和用户产生不 利影响，因此采取合理的调压措施对于保障电力系统的稳 定和电能质量具有重要意义。
研究目的和意义
研究目的
通过对电力系统调压措施的分析和研究，提出有效的调压方案，以保障电力系 统的稳定和电能质量。
电力系统的主要调压措施
电力系统的主要调压措施1、借改变发电机端电压调压特点：不用追加投资，调整方便。
应优先考虑。
由孤立发电厂直接供电的小系统或者机压负荷，调UG较易满足用户电压要求。
2、借改变变压器变比调压双绕组变压器的高压绕组和三绕组变压器的高、中压绕组都设有多个分接头。
分接头的调压方式为：停电调分接头一一无励磁调压（即普通）变压器。
带负荷调分接头一一有载调压变压器。
对应于变压器绕组额定电压UN的分接头常称为主接头或主抽头。
普通变压器的分接头数目：SN≤6300kVA,双绕组变压器的高压绕组有三个分接头：UN±5%,即1.05UN、UN、0.95UNSN>6300kVA,双绕组变压器的高压绕组有五个分接头：UN±2x2.5%三绕组变压器的高压绕组有多个分接头，中压绕组有三个分接头(UN±5%)有载调压变压器比普通变压器有更多的分接头，并且调节范围也大。
如：“软件园”变电所的变压器，SSZ-50000∕110±8x1.25%∕36.6±2x2.5%∕10.5kV双绕组降压变压器分接头的选择设高压侧实际电压为U1,变压器阻抗RT、XT已归算到高压侧，变压器低压绕组的额定电压为UT1,变压器高压绕组的分接头电压为UTH。
负荷变化时，^UT及U2都要变化，而分接头只能用一个，可以同时考虑最大、最小负荷情况：UTHmax-(U1maχ-∆UTmax)UT1∕U2maxUThmin=(U1min-AUTmin)UT1∕U2min然后取平均值：UTHav=(UTHmax+UTHmin)∕2根据计算的UTHav选择一个与它最接近的分接头，最后校验最大、最小负荷时低压母线的实际电压是否符合要求。
［例6-1］如下图，变压器阻抗RT+jXT=2.44+j40欧已归算到高压侧，最大、最小负荷时，通过变压器的功率分别为Smax=28+j14MVA和Smin=IO+j6MVA,高压侧的电压分别为UInIaX=IIOkV和U1nIin=I13kV,要求低压母线的电压变化不超过6.0〜6.6kV的范围，试选择分接头。
电力系统调压措施
电力系统调压措施随着电力系统的不断发展，电力负荷的种类和数量不断增加，对电力系统的电压要求也越来越高。
因此，为了保证电力系统的稳定性和可靠性，必须采取适当的调压措施。
本文将对电力系统中的几种常见调压措施进行详细介绍和阐述。
一、变压器调压变压器是电力系统中最重要的调压设备，主要分为有载调压和无载调压两种方式。
有载调压是指变压器在运行状态下进行电压调整，可以通过改变变压器分接头位置来实现。
这种方式可以在短时间内完成电压调整，且不会对负荷造成影响。
无载调压是指变压器在停电状态下进行电压调整，通常需要将变压器退出运行，然后改变分接头位置，再进行重新投运。
这种方式操作简单，但需要停电进行，会对用户造成一定的影响。
二、串联电容补偿调压串联电容补偿调压是指在电力系统中串联电容器的调压方式。
通过在电网上串联电容器，改变电网的电气特性，从而达到调整电压的目的。
这种方式具有调压效果明显、技术成熟、维护方便等优点，但同时也存在一定的缺点，如容量较大、易受谐波影响等。
在应用中需要结合实际情况进行考虑，合理配置电容器和电压控制装置。
三、自动调压装置自动调压装置是一种基于现代控制技术的电压调整装置，可以根据电力系统的电压波动情况自动调整电压。
这种装置通常由传感器、控制器和执行机构等组成，能够快速响应电压波动，提高电压的稳定性。
但同时，自动调压装置也存在一定的缺点，如成本较高、需要专业维护等。
四、改变电力系统的运行方式改变电力系统的运行方式也是常见的调压措施之一。
通过改变电力系统的接线方式、运行参数等，可以调整系统的电压水平。
例如，在电力系统中增加无功补偿装置、调整发电机组的出力等，都可以达到调整电压的目的。
这种方式适用于电力系统整体电压水平的调整，但需要综合考虑电力系统的安全性和经济性等因素。
五、调整负载的运行特性调整负载的运行特性也是调压措施之一。
通过改变负载的功率因数、运行方式和控制方式等，可以调整电力系统的电压水平。
电力系统的经济调度与电压调整
电力系统的经济调度与电压调整电力系统的经济调度是指在满足用户用电需求的前提下，通过合理地分配发电资源和负荷，使得发电成本最低。
而电压调整是指通过合理地调整发电机的励磁电压或变压器的调压装置，使得系统中的电压保持在稳定的范围内，以保证用户用电的质量。
电力系统经济调度的目标是寻求一个最优的发电计划，使得发电成本最低。
要实现这一目标，需要综合考虑多个因素，包括发电机组的燃料成本、机组的启停费用、输电线路的损耗、用户负荷的需求等。
这些因素之间相互制约，需要通过数学模型和优化算法来求解最优解。
经济调度的主要内容包括发电计划的编制、发电机组的出力控制以及用户负荷的预测和调整。
电压调整是保证电力系统正常运行的重要环节。
电压过高或过低都会影响用户的用电设备，造成供电质量下降甚至设备损坏。
为了保持电力系统的电压稳定，需要合理地调整发电机的励磁电压或变压器的调压装置。
调压装置通过增加或减少电压变比来调整输出电压，励磁电源通过调节励磁电流或励磁电压来调整发电机的励磁电压。
这些调整都需要根据系统运行状况来进行实时控制。
电压调整的主要参考指标是电压稳定裕度，它是指系统电压在一定范围内的变化能力。
为了保持电压稳定裕度，需要根据系统的负荷变化情况、输电线路的电阻和电抗、用户的电压需求等因素进行调整。
一般来说，当负荷增加时，需要增加发电机的出力或调高变压器的调压装置；当负荷减少时，需要降低发电机的出力或调低变压器的调压装置。
电力系统的经济调度和电压调整是电力系统运行的重要环节。
通过合理地进行经济调度，可以降低发电成本，提高电力系统的经济效益。
通过有效地进行电压调整，可以保证电力系统的供电质量，提高用户的用电质量。
电力系统的经济调度和电压调整是电力系统运行的重要保证。
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第一章电力系统调频第一节系统频率标准1.1 福建电网与华东电网并列运行时，频率调整按《华东电力系统调度规程》执行。
标准频率为50 赫兹，频率偏差不得超过50±0.2赫兹，超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
在正常情况下，发电机组AGC 投入时，系统频率应保持在50±0.1赫兹范围内运行。
1.2 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网用电负荷为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2 赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
1.3 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。
第二节调频厂的确定及频率监视2.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。
省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。
正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或未投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。
选择系统调频厂应遵循以下原则：1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。
2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。
3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。
2.2 省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±0.1赫兹时，应具备告警信号。
系统的频率以省调调度室的频率显示为准；系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。
2.3 为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：1、在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器；所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。
2、各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。
3、系统频率监视点为：省调直调电厂、所有500千伏变电站、220千伏鼓山变、旗山变、笏石变、惠安变、罗塘变、半兰山变、鼎美变、总山变、王庄变，列西变、杨真变、甘棠变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。
4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。
2.4当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。
第三节系统频率的调整当省电网与华东联网运行时，由网调指定联络线调节模式。
正常情况下联络线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。
3.2 第一调频厂的调整原则：1、在省电网与华东电网联网运行时，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f（△P—联络线功率偏差值，β—省网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。
若省调AGC主站故障时，第一调频厂应按照调度员指令或联络线指标监控画面要求对机组出力进行人工调整。
2、当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±0.1赫兹范围内。
3、第一调频厂应注意监视投入AGC的机组是否具有足够的调整容量，当投入AGC的机组即将无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应指令该厂调整其他机组出力或调整其他电厂机组出力，确保第一调频厂的调频能力。
第一调频厂应能监视跨省联络线潮流、省电网实际日负荷变化曲线以及联络线指标监控画面，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。
3.3 第二调频厂的调整原则：当系统频率超出50±0.1赫兹时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.1赫兹内，并尽快报告省调调度员。
3.4 当系统频率超出50±0.2赫兹时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±0.2赫兹内。
省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。
第四节发电机组有功调节性能的调度管理4.1 发电机组有功调节性能包括：调差性能、AGC调节性能和一次调频性能。
4.2 发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。
机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。
4..3 凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。
1、自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。
AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。
2、机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，升降负荷速率应达到每分钟1.5~2.0%额定出力的要求。
3、水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。
4、投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。
调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。
5、省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。
当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。
6、当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。
异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当班调度员通知恢复AGC运行。
7、当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即退出主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。
8、AGC异常处理时间超过24小时的应通过技术支持系统申报申请，24小时之内的需向当班调度员口头申请。
9、设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。
10、电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。
11、具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC 现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。
4.4 系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。
1、机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行并不得自行更改。
2、当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。
第五节运行备用管理5.1 电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用及可控负荷备用。
旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电机组、抽水蓄能机组、运行中的火电机组、燃气轮机组等承担。
非旋转备用是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。
可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。
5.2 与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量。
省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。
电网运行备用容量的分配应充分考虑调节手段和联络通道的输送能力。
5.3 电网运行备用容量实施在线监测。
当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向省外购电；若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。
第六节系统频率异常的处理6.1 系统低频率的处理原则1、当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。
以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。
在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。
省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。
2、当系统频率降至49.50赫兹且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量在规定的时间内执行完毕，努力使频率恢复至49.80赫兹。
当系统频率低于49.80赫兹连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80赫兹。
3、当系统频率降至49.00赫兹及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80赫兹。
4、当系统频率降至48赫兹及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不待调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00赫兹以上。
当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：（1）继续启动备用机组。
（2）如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。
（3）恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。
5、当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。
6.2 系统高频率的处理原则1、当系统频率≥50.2赫兹，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。