电网调度管理规程

电网调度管理规程（共6篇）

篇1：电网调度管理规程

云南电网调度管理规程

云南电网调度管理规程 云南电力集团有限公司 2004年8月 批准：廖泽龙

云南电网调度规程修编审核小组： 王 文、黄家业、张 叶、高孟平、杨 强、洪贵平、蔡建章、张建文、赵晋昆、赵 明、胡劲松

云南电网调度规程修编参加编写人员： 李文云、况 华、沈 龙、王 凯、刘长春、蔡保锐、翟海燕、蔡华祥、周俐俐、刘 玲 目 录 第一章 总 则

第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务 3 第二节 调度管辖范围的划分原则 7 第三节 调度管理制度 8 第四节 运行方式的编制和管理 12 第五节 水库调度管理 16 第六节 设备检修管理 18 第七节 负荷管理 22 第八节 新设备投运管理 23 第九节 电网频率及省际联络线潮流调整 26 第十节 电网电压调整和无功管理 28 1 第十一节 电网稳定管理 31 第十二节 继电保护及安全自动装置管理 34 第十三节 调度自动化管理 41 第十四节 系统关口电能计量管理 47 第十五节 调度通信管理 48 第三章 运行操作 第一节 操作制度 53 第二节 基本操作 59 第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定 67 第二节 系统频率异常及事故的处理 69 第三节 系统电压异常及事故的处理 71 第四节 线路事故处理 72 第五节 母线事故处理 75 第六节 系统解列事故处理 77 第七节 系统振荡事故处理 78 第八节 发电机事故处理 80 第九节 变压器事故处理 81 第十节 断路器异常处理 82 第十一节 通讯中断的事故处理 83 第十二节 电力系统黑启动 84 附录：

附录一 云南电网调度术语 86 附录二 电网运行情况汇报制度 97 附录三 调度系统培训制度 99 附录四 新设备投产应报送的技术资料内容 100 2 附录五 云南电网申请管理 103

第一章 总 则

第1条 为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合云南电网实际，制定本规程。

第2条 云南电网系指由云南省境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。

第3条 本规程适用于云南电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。云南电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

第4条 云南省内与云南电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。

第5条 云南电网实行统一调度、分级管理。

第6条 云南电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。云南省调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。第7条 本规程由云南电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求：

1． 按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供 3 电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。

2． 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。第9条 云南省调是云南电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。云南省调的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责云南电网调度管辖范围的划分。

3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。

7、组织编制和执行云南电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制云南电网发、供电计划和技术经济指标，参加南方电网运行方式的计算分析。

8、负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请书，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责云南电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制云南电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

14、参加电网规划、系统设计的审查，负责组织管辖范围内的继电保护及安全自动装置、电网调度自动化系统的规划、改造、选型及实施工作。负责组织管辖范围内的通信信息系统的改造、选型及实施工作。

15、负责编制云南电网事故和超计划用电的拉闸限电序位表，并报经本级人民政府有关部门批准后执行。

16、参与电力市场规则的制定，负责技术支持系统的建设，负责云南电网电力市场交易的组织、实施和电力电量考核。

17、组织调度系统各专业人员的业务培训，开展有关专业活动。第10条 地调的主要职责

1、负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案。

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

3、维护全网和本地区（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息。

4、组织编制和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该调度核准。

5、负责制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修。

6、根据省调的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压。

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

8、负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构调度管辖范围，经本级 5 电网经营企业批准，并报省调备案。

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

10、负责实施本地区（市）电网和所辖县（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

11、负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。第11条 县调的主要职责

1、负责本县（市）电网的调度管理，实施上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网的有关规章制度。

2、维护全网和本县（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息。

3、负责制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报上级调度核准。

4、根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压。

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

6、负责实施本县（市）电网继电保护和安全自动装置、自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

7、负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。第二节 调度管辖范围的划分原则

第12条 调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。第13条 省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。地调与县调之间调度管辖范围划分，由相应地调确定。第14条 省调调度管辖范围一般为：

1.纳入省网电力电量平衡的并网发电厂。2.220kV及以上变电站。3.220kV及以上输电线路。

第15条 省调调度管理设备一般为地调或发电厂管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

第18条 凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。第19条 调度管辖范围具体划分见有关划分通知。第三节 调度管理制度

第20条 值班调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，在调度管辖范围内行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）。3.变电站（集控站）站长、值班长。

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

第22条 省调的“可接令人”受省调值班调度员的调度指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。

第23条 任何单位和个人不得干预调度系统的值班人员发布或执行调度指令。调 7 度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过省调主管领导或调度负责人传达给值班调度员。

发、供电单位领导的指示或命令，如涉及到省调管辖权限时，须经省调值班调度员许可后方能执行。

第24条 未经省调值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖和管理范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按现场运行规程处理，处理完毕后应立即向省调值班调度员汇报。

第25条 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。

第26条 地调值班调度员和厂站值班人员在接受省调调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的省调值班调度员报告，当省调值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的省调值班调度员，并向本单位主管领导汇报。

第27条 属于省调管辖范围内的设备，根据需要，在省调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。

第28条 因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。

第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵 8 触。

第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。

第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。第33条 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。

第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

5.当需对无人值班变电站进行现场就地操作时，操作人员应在规定的时间内到达现场完成操作。

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。

第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。

第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按 9 有关法律、法规和规定进行处理。1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。

4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。第四节 运行方式的编制和管理

第38条 省调应按年、月、日编制系统运行方式，以及其它需要的特殊运行方式（含保供电方案），并满足调度管理的基本要求。

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。

第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容 10 包括：

1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。云南电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准：

1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量。

3.检修备用：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

4.电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应经有关部门同意。第43条 发、供电调度计划

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。

2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。

7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

5）有关的供、用电合同（协议）。6）上级下达的供、用电计划。7）国家有关供、用电政策。

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

1.发电厂必须按照日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率。2.发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理： 1）发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。

2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、12 停发电机组：

1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

5）由于天气等原因使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。7）威胁电网安全运行的紧急情况。第五节 水库调度管理

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

4.水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70～75%。对水库运用方式和安排，须根据水雨情和水库下游的 13 情况及时调整水库发电方式。第47条 水库调度基本原则

1.在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

3.在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部调度。特殊情况，经上级批准，可拦截洪尾，适当超蓄。防洪限制水位以下，由省调调度。

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。

第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。

2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

5.各水调分中心应做好有关设备的维护和管理，确保数据准确可靠传输至省调。第六节 设备检修管理

第49条 发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。云南电网计划检修安排原则：

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

3.设备计划检修原则上应在不影响发供电的情况下进行。4.设备检修应抓好计划管理，避免重复停电。

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

第50条 检修工作按性质分为计划检修、临时检修、事故检修三类。1.计划检修分年、月两种。

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修：

指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请：

一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

第52条 各发、供电单位应明确计划检修归口管理部门，负责对同一设备的不同检修项目和不同部门的检修工作进行综合平衡、协调，防止重复停电检修；并归口向省调办理省调管辖、管理设备检修申请，由省调平衡、协调。凡属电网联络线计划检修相关发电、供电单位必须配合进行，避免重复停电检修。

凡遇基建工程需要在役设备停电或改变运行方式者，按检修停电申请手续向相应的调度部门申请。

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

3、与已批准的检修工作相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。

第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。

第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应 16 算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理 第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。

第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。

4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

2.地区下负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，于本年末60天前报省调。下月度负荷预测于本月末10天前报省调，日负荷预测应于前一天的12：00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前5天报省调。

第61条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。在事故情况下，地调应执行省调下达的限电方案。第八节 新设备投运管理

第62条 新建、改（扩）建工程以及地区电网或电厂（机组）并网前，应按调度管辖范围划分向相应调度机构办理申请入网手续，并按规定在并网前3个月向调度部门提交技术资料（见附录四）。

第63条 凡接入云南电网的地区电网或电厂（或机组），应遵守《电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》和集团公司颁《云南省地方发电厂（网）与省电网并网运行的规定》（试行）。并网前，应本着平等互利、协商一致的原则签定并网协议、调度协议、供用电协议等。调度机构在收齐有关计算资料后，需进行潮流、电压、稳定、短路电流、继电保护及安全自动装置等计算、校核，于该工程投产前1个月书面提交建设单位有关计算、校核结论。第64条 新设备投产前应具备下列条件：

1.必须符合国家颁布的新设备启动验收规程规定，并经启委会同意或建设单位和运行单位签字认可。

2.必须满足电网安全稳定运行的要求，执行调度机构提出的方案和意见，确保设备安全并入电网运行。3.设备参数测试正常。

4.生产准备工作就绪，运行人员已经技术培训考试合格，并经调度机构资格认证；规程制度及有关技术资料齐全。

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入云南电网水调自动化系统。6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

3.新设备调试、投运过程中有关继电保护及安全自动装置的要求及注意事项。4.通信、自动化要求及注意事项。5.其他有关事宜。

第66条 新设备投产前有关调度机构应做好的准备工作： 1.修改电网一次接线图和二次保护配置图。

2.修改调度模拟盘，修改或增补有关电网调度自动化的接线图。3.修改设备参数资料。4.建立和修改设备档案。

5.修改短路容量表，制定稳定运行规定。6.调整保护整定方案。7.其它准备工作。

第67条 新设备投产前调度员和有关人员应及时深入现场熟悉设备，现场运行方式，运行规程和事故处理规程等，并做好事故预想。

第68条 凡新建、改（扩）建设备自得到调度员指令并同意接入电网试运行起，该设备的试运行即应遵守本规程的有关规定；该设备验收并移交生产单位后即纳入调度管理并应遵守本规程的一切规定。

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。

第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 云南电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 云南电网与南方电网并列运行时，云南电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下 19 应满足南网总调的要求。

第72条 云南电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。

第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。

第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。

第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

第77条 对省际联络线潮流或系统频率有较大影响的大用户在负荷大幅度调整之前必须征得省调调度员的许可。

第78条 当云南电网与南方电网的联网方式发生变化时，省调调度员要及时通知地调和主要发电厂。

第79条 云南电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。

第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

第81条 当省际联络线出现大幅度功率波动，联络线监控电厂应及时汇报省调。第十节 电网电压调整和无功管理

第82条 云南电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。

第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

1.确定电压考核点、监视点，并根据电网的发展进行必要、适当的调整。原则上省调管辖的所有220kV及以上母线均作为电压监视点，其中的80%作为电压考核点。

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。

3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

第84条 省调负责管辖范围内的无功平衡分析工作以及在相关各地区电网的无功分区平衡的基础上组织进行全网无功平衡分析工作，并制定改进方案和措施。第85条 各厂、站的运行人员负责监视并按给定的无功、电压曲线控制各级母线运行电压在曲线范围内。

1.高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近上限运行。

2.低谷负荷时，按发电机允许的最高功率因数，降低发电机无功出力，使母线 21 电压逼近下限运行。

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

5.当母线电压超出电压曲线规定值，可不待调度指令自行调整发电机无功出力，使母线电压恢复至电压曲线允许范围，若经调整仍超出规定值，应立即报告省调值班调度员。

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。

第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

1.调整发电机、调相机无功出力、投切变电站电容器组或低压电抗器，达到无功就地平衡，或开停备用机组。

2.在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头时，可以带负荷调整主变分接头运行位置。

3.在保证系统稳定运行的前提下，适当提高或降低送端母线运行电压。4.调整电网运行方式，改变潮流分布或限电。

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整：

1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完 22 后电压仍偏高时，方能调整变压器分接头断路器，降低电压。3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

2.每月20日前按要求报送典型日（15日）地区有功、无功负荷曲线，电压曲线，电容器组运行实测资料。

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。

第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。

2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

3.分析正常和特殊方式下，调压工作存在的问题并提出改进措施。若遇突出问题，应对所下达的电压曲线进行及时调整。第十一节 电网稳定管理

第90条 稳定运行管理的主要任务是：掌握电网的稳定性情况，按《电力系统安全稳定导则》要求，制定和实施保持电网稳定运行和异步运行后再同步措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。第91条 稳定运行管理的主要内容：

1.对各种运行方式的稳定情况进行计算分析提出合理的运行方式。2.提出主干联络线或断面的动态和暂态稳定最大控制功率极限。3.提出稳定措施方案，经电网稳定工作小组批准后督促实施。4.对电网重大事故进行稳定性校核计算分析，并提出相应对策。5.对安全稳定装置的动作情况进行统计分析和评价。第92条

1.电网稳定工作由电网稳定领导小组统一领导，分级管理，分层负责。各级调度及接入电网的发供电企业承担相应责任。

2.凡在电网内从事电力规划、设计、建设、生产、科研、调度等工作，均应遵守电网稳定管理的有关规定。

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理

第93条

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。

3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。

4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

6.为了确保全网的安全稳定运行，省调对地区电网提出的潮流输送极限、运行方式、继电保护、稳定措施等要求，各地调须遵照实施。

第94条 220kV及以上电压等级的系统，当速动保护退出将影响电网安全稳定运行时，须经主管领导批准。

第95条 省调在编制年、月、日运行方式或新建发、输、变电设备投产前，应根据电网的实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出保证电网稳定的措施和注意 24 事项。

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

第100条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。省调继电保护部门对全网继电保护专业进行行业管理，其职责是：

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。

2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

3.参加新建工程及系统规划的继电保护及安全自动装置的审查工作。组织或参加对属于技改工程的继电保护及安全自动装置的审查工作。

4.负责电网继电保护及安全自动装置动作情况的分析、统计评价和运行总结。25 组织或参加对不正确动作的原因进行调查、分析。

5.监督继电保护及安全自动装置反事故措施、重大技术措施与技术改造方案的制定和实施。监督继电保护及安全自动装置整定方案、运行规程、检验规程等的修编与实施。

6.对接入云南电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。

8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 云南电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。

第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

第103条 针对继电保护出现的临时问题，继电保护的临时处理措施由继电保护部门编制，主管领导批准后执行。

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

第107条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的投、退按省调值班调度员的命令执行，任何人员不得擅自进行投、退操作。

第108条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的定值按省调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与省调值班调度员核对无误后，方可投入运行。

第109条 省调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的继电保护及安全自动装置，其定值不是省调下达的均由设备所属单位管理，这些继电保护装置的投、退由现场运行人员按规程规定执行。

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

1.500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2.直馈线路的电源侧采用三相重合闸；

3.110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定，一侧投检同期，另一侧投检无压。

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第117条 电网发生事故时，现场值班人员应先记录好继电保护及安全自动装置 27 的全部动作信号，并经第二人复核无误后，方可将信号复归。继电保护及安全自动装置动作情况须及时汇报省调值班调度员。

第118条 在电网发生故障后，必须及时将省调管辖设备的继电保护及安全自动装置动作情况、打印报告、故障录波器录波波形图上报上传省调，并将故障测距结果汇报省调值班调度员。在电网发生故障后的5天内将继电保护及安全自动装置打印报告、故障录波器录波波形图现场打印报告报省调。

第119条 继电保护及安全自动装置整定及配置应符合相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。

第120条相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护及安全自动装置整定方案和运行说明的依据：

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

2.系统最大有功及无功潮流，母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。

第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。

第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现 28 疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

5.运行现场必须妥善保存当前使用的继电保护及安全自动装置定值通知单，并定期进行核对。

6.由于运行方式变化，需要临时改变继电保护及安全自动装置整定值时，按临时定值通知单执行。

第124条各单位应按《继电保护及安全自动装置统计评价规程》的要求，加强运行分析和统计评价工作，按月统计分析并填报。保护动作情况月报表、省调调度管辖范围内线路纵联保护、母差保护投入率统计月报表，保护定检完成情况月报表等，各单位应于每月5日前报送省调。

第125条 电网安全自动装置的初步设计方案须取得调度部门同意，控制策略需经调度部门审定。

第126条 安全自动装置的维护与检验由设备所属单位负责，各单位须按相关规程对装置进行检验。

第127条各单位应于每月5日前将省调管辖的安全自动装置的异常、动作情况进行统计分析，并报送省调。

第128条省调管辖系统安全自动装置由省调负责定值下达和指挥装置投、退。未经省调许可，不得更改装置定值和装置的运行状态。

第129条省调管辖范围内安全自动装置定值单由省调下达至相应单位，现场定值单必须与省调值班调度员核对无误后方可执行。

第130条 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应及时报告省调值班调度员。装置缺陷应及时处理。

第131条 必须保证低频、低压减载装置、区域型稳定控制装置所切负荷容量，不得因使用备用电源自投装置而影响切负荷容量。不得擅自转移装置所切负荷，29 在新方案申报年内，如所切负荷容量减少，必须及时补充相应的切除容量，并报省调备案。

第132条各供电单位须实测每季度典型日（2、5、8、11月的15日）4：00、10：00、15：00、20：00共4个点时的低频、低压减载装置控制的实际负荷，做简要分析后于次月5日前以报表形式报送省调。

第133条 省调根据南方电网低频减载方案及本网的实际情况，每年对各地区各轮低频、低压减载切负荷容量进行调整。低频、低压减载切除容量既要满足省网按级按量的要求，还应满足地区网与主网解列后稳定运行的要求。

第134条 站间通信是区域稳定控制装置的重要组成部分，相关单位必须确保通信的可靠畅通。

第135条 发电机组自动励磁装置及PSS功能正常应投入运行，如需检修或试验停用，应得到省调批准。第十三节 调度自动化管理

第136条 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。

第138条 各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。

第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统、集控站（中心）自动化系统及其相关设备。

3.远动专用变送器、遥控、遥调执行继电器、输入和输出回路的专用电缆及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元。

4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

5.电力调度数据网络设备（路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆。6.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。

2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。

3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。

4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合云南电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。

第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

第143条 设备的运行维护由设备所在地单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的准确、可靠，应作好设备的定期巡视、检查、测试和校核。每年至少进行一次厂站例行遥信传动试验工作，并与省调核对遥测、遥信。凡投入系统正式运行的设备，均应建立岗位职责，明确专职维护人员。值班人员发现设备故障或接到设备故障通知，维护单位必须立即派人赶到现场处理。电网发生事故后，自动化专业人员应认真检查、核对和记录。

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。

第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

第146条 各级值班调度员或运行值班人员以及相关使用部门发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理，自动化值班人员应及时处理并做好记录。

第147条 为确保发电厂和变电站远动设备可靠运行，应配备专用不间断电源 32（UPS）或厂（站）内直流电源；为防止雷电或强电磁场干扰，在远动设备至通信设备的输出接口应加装避雷和电隔离设施。

第148条 投入运行的调度自动化设备不得随意更改和变动。远动设备的远动信息增减或改变、遥测量定标值的改变等，须经上级调度自动化机构同意方可实施。关口计量点换表、移表、校表、电能量采集装置的电话号码改变等，应首先向省调自动化部门提出申请报告，经审批核准后方可进行，并把变动的实际结果通知有关单位。

第149条 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道，应由通信管理部门提出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并提前书面通知相关调度部门及自动化运行管理部门，经批准后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢复运行。

第150条 各级调度自动化部门直接管理的信息范围应与调度管辖的一次系统范围相适应，并且要求自动化信息直接传送至相关的调度部门。根据高级应用软件（负荷预报、状态估计、静态安全分析、调度员潮流等）的需要，各级调度除必须掌握直调的信息外，还必须掌握非直接调度的厂站及系统的部分信息，这些信息由相关的调度自动化部门转发，自动化信息应根据省调的统一规定进行分层传送。

第151条 各级调度自动化部门、发电厂应建立严格的值班制度，并按规定向上级调度自动化管理部门报送远动和调度自动化系统运行月报。每月第4个工作日前将上月报表按要求报省调调度自动化部门。运行管理部门根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

第152条按电网要求需具备AGC功能的发电厂，新投产机组在并网调试期间应完成AGC功能试验及系统调试，并在机组移交商业运行时同时投入AGC控制。AGC功能在投运前，必须制定本厂的AGC运行规程，并报省调备案。

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂 33 与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

第158条 系统关口计量是负荷管理、计费、网损考核的主要依据，是实现厂网分开、竟价上网，保证云南电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了云南电网电能量计量系统，为保证该系统的正常运转，各单位应落实责任人，认真加强管理，保证电能计量的准确。

第159条 系统关口计量点、计量方式及电量计算方法按有关规定执行。关口计量表日常计量电力电量由省调实行管理。关口表换表、移表、校表、代供等应先报告有关职能管理部门，并有临时的表计或方法可供计量后才能工作。关口计量点（厂、局或变电站）值班人员必须记录好换表、移表、校表、代供前后的电量读数、时间，并书面报告省调。

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和符合云南电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入云南电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。

第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

第163条 各厂、局要有计量归口管理部门。关口计量点所在厂、局、变电站值班人员或负责人员应加强对表计、采集器、调制解调器、规约转换器电源、相关电源、通信线的日常巡视工作，发现问题及时报省调和相关管理部门。第十五节 调度通信管理

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。第165条 云南电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

第166条 云南电网通信系统的运行与管理实行“统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体”的原则。各级通信管理、维护部门必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度管理条例》、《电力系统微波通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程规定，确保通信系统的正常运行。

第167条 省调是云南电网通信职能管理部门，负责全网通信的规划、组织和协调工作，负责全网通信电路的专业技术管理和技术监督工作，代表集团公司在技术、运行维护上归口管理云南电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查云南电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制云南电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

4、负责协调云南电网通信系统运行中出现的重大问题。会同安全监察部门参加电力通信系统的事故调查和事故分析。

5、负责云南电力通信系统技改大修项目的管理，参加审查工程项目计划、技术改造计划及其技术方案。

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

8、负责集团公司无线电管理委员会的日常管理工作。负责统一归口管理云南省行政区域内电力系统各发、供电单位的无线电管理工作。负责集团公司通信频率的管理工作。

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。

第168条 云电信息通信股份有限公司接受云南电力集团有限公司的委托，负责云南电力通信系统的运行维护。

第169条 运行的通信系统必须满足可靠性、稳定性、实时性的要求，保证电网安全稳定运行。

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

第173条 通信系统计划检修原则上应与电网一次系统的计划检修同步进行。计划检修、临时检修、事故检修按本规程规定的设备检修管理办法执行。

第174条 当通信系统进行临时检修将对调度生产业务造成瞬时或短时影响时，通信运行维护部门必须提前通知省调当值调度员，并征得当值调度员同意后方可进行操作。

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。

第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

1.电力线载波通道的耦合电容器、线路阻波器、接地隔离开关、绝缘架空地线的巡视、维护、拆装，由各运行维护单位高压电气专业负责。

2.电力线载波通信用的结合滤波器、高频电缆的维护和接地隔离开关的操作由通信（或运行）人员负责。

3.电力线载波通道的耦合电容器的实验，线路阻波器工频特性实验和保护避雷器特性实验，由各运行维护单位高压电气专业负责，线路阻波器的频率调整和高频特性实验则由通信专业负责。

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。

2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分：

1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤 37 芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

2.普通架空光缆、管道光缆以及从变电站门型架（或中继站OPGW终端塔）光纤接续箱至通信机房的进场光缆由通信部门负责。

第179条 新建工程竣工验收前必须经过试运行，由运行部门提供试运行报告。在工程竣工验收时，应提供完整的竣工资料。

第180条 运行统计及评价按照《中国南方电网通信管理暂行规定》要求执行。《电力系统通信管理规程》DL/ T 544—94要求执行。运行统计报表每月2日前报送省调。第三章 运行操作 第一节 操作制度

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。

属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。

出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第182条电网的运行操作分为倒闸操作、工况调整、二次设备的操作等。倒闸操作是将电网或设备由一种状态（运行、热备用、冷备用、检修）转换到另一种状态。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要是指调整频率、电压、负荷、潮流、相角差等。

第183条 值班调度员应优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发布电网操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善，并拟定必要的事故预想和防止事故的对策。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。

3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。

7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

8.对500kV、220kV系统的操作，应尽量按照有关规定、要求，防止发生工频、操作、谐振过电压。

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

1.综合令：只涉及一个单位完成的操作，可下达综合令。发令人说明操作任务、要求及操作设备的起始、终结状态，具体操作步骤和内容由受令人根据有关规程自行拟定。

2.逐项令：凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须逐项下达操作指令，受令人必须严格按照发令人下达的指令顺序执行。未经发令人许可，不得越项操作。

第185条 省调值班调度员在发布省调管辖设备操作指令前，应预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据省调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票。

第186条 省调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现 39 场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置时，由省调调度员下达对装置的功能性要求，厂站人员按现场运行规程操作，满足功能性要求。

第187条 操作接令人汇报省调值班调度员的操作结果必须是经过现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地隔离开关、二次设备等的实际状态正确，负荷、电流、电压、保护切换回路等正常。

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。

2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

3.双重命名制度：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可。“×××kV（设备名称）×××（设备编号）”

4.复诵制度：调度员发布调度指令完毕或现场运行人员汇报执行操作的结果时，双方均应重复一遍，核对无误后，方可允许进行操作。

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

第189条 省调值班调度员发布的操作令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，省调调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）发给其他人员。

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。

1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

第191条 除第190条所列情况外，其余倒闸操作均须填写操作票，并严格按操作票执行。对于必须使用操作票进行的倒闸操作，严禁无票操作。第192条操作票填写要求：

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。

3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

第194条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第195条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂拆接地线、“约时” 41 开工检修。

第196条 省调管辖范围内无人值班变电站的倒闸操作及事故处理由省调值班调度员对其集控站（中心）值班人员下达调度指令。集控站（中心）值班人员负责执行省调值班调度员下达的调度指令，对于无法进行远方操作的倒闸操作由其管辖的操作队进行操作。

第197条 接地隔离开关（地线）管理规定：凡属省调管辖线路，省调值班调度员下令操作的线路接地隔离开关（地线），由省调操作管理；出线隔离开关以内的接地隔离开关（地线），须经省调许可后，由厂、站值班人员操作管理；检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第二节 基本操作 第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。

6.断路器操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

3)倒母线操作等，拉、合经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作保险电源切除）。

4)拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。1.1.1.1.26 超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。2.500kV隔离开关不能进行下列操作：

1)带负荷拉、合短引线（如需操作，须请示主管领导）。2)向母线充电或切空载母线（如需操作，须请示主管领导）。

3)严禁用隔离开关拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路及电容式电压互感器。

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作 1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，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，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。

第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

4.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差220kV一般不应超过25度，500kV一般不应超过20度。

5.凡属地调调度的35kV、110kV环路操作，若环路内有省调的管辖或管理设备，应事先向省调调度员问明是否是同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由有关地调负责考虑。第203条 线路操作。

1.环状或并联运行线路中的一部分线路停（复）电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。2.线路停（送）电操作原则：

1)高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

3.3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路器，后合中间断路器，停电时相反。

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作地区所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作 1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同；

2)短路电压比（短路阻抗或阻抗电压）相同； 3)接线组别相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时，应先拉开负荷侧（或低压侧）断路器，再拉开电源侧（或高压侧）断路器； 500kV联络变压器，必要时也可先从220kV侧停（送）电，在500kV侧合（开）环或并（解）列。

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并 45 联变压器。

5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停、送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电引起电压互感器二次保险熔断（跳），避免继电保护失压或安全自动装置误动作。4.用母联断路器对空母线充电：

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。

5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。6.对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。第206条 线路零起升压操作。

1.零起升压用的发电机应有足够的容量，对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

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、线路断路器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；

3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。

4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

1.云南电网与南方电网互联运行且需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入联络线和频率偏差控制模式（TBC）。

2.云南电网与南方电网互联运行且不需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入恒定联络线交换功率控制模式（FTC）。

3.云南电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省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性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

1.尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。

2.用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

4.尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户应优先恢复供电。5.调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

第209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省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可；为防止事故扩大 47 或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。

4.发电厂、变电站执行经批准的保厂用、站用电措施。5.电压回路失压时将有关继电保护和自动装置停用。

6.本规程及现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。第210条系统事故处理的一般规定：

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

2.系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

3.事故单位的值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；非事故单位应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范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调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

5.为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。

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，必要时值班调度员可以要求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。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班 48 调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器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。断路器跳闸后，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，向省调值班调度员汇报并提出要求。

第二节 系统频率异常及事故的处理

第212条 云南电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2Hz时，省调值班调度员应及时检查省际联络线功率是否偏离规定值。如为云南电网责任，应迅速调整出力，在15分钟内使其满足规定。电网频率异常期间，若省际联络线潮流超过稳定极限，省际联络线控制厂应无需等待省调通知而尽一切能力将联络线潮流控制在稳定极限内，然后汇报省调；其余发电厂和地调不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

当云南电网事故，省际联络线出现有功、无功潮流倒送，则省际联络线控制厂应不待省调指令立即增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)外，并同时立即汇报省调当值调度员处理。省调当值调度员应立即指令其他电厂增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)。防止云南网电压降低和发生省际联络线反向过载或稳定破坏解列事故。

第213条 云南电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则：

1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时：

1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。

3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。

第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

篇2：电网调度管理规程

第一章 总

则

第1条 为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。

第2条 西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。

第3条 本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。

第4条 各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。

西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。

第5条 各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。第6条 本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。

第7条 本规程自颁布之日起执行。

第二章 调度管理的任务和组织形式

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。

第9条 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分，既是生产运行机构，又是电网运行管理的职能部门，依法在电网运行中行使调度权。

各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。

第10条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，西北电网设置四级调度机构，即: 西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调)； 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度（通信）中心（以下简称省调）；

各供电局设地区调度所（以下简称地调）； 县（市区）电力局设调度室。

第三章

网调的职责和权限

第11条 网调的职权： 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理，当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。组织西北电网运行方式的编制，执行主网的运行方式，核准省网与主网相关部分的运行方式。会同有关部门制定水库运用计划，实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。参与编制电网的分月调度计划和技术经济指标，负责编制全网月、日调度计划，并下达执行；监督调度计划执行情况，负责督促、调整、检查、考核。平衡西北电网发电、输电设备的检修计划，负责受理并批准直调设备的检修申请，审核准间接调管设备的检修申请。负责西北电网电力电量交易管理，按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。8 负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频减负荷方案，提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施，实施全网无功电压和网损管理，参与电网事故的调查分析。负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。根据调管范围和直调厂划分原则，负责制定网调调管范围，并报请电网管理部门批准，负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查，参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能，组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。坚持依法监督、分级管理原则，依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督；组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验，以及新技术的推广应用。负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。

第四章 调度管理制度

第12条 西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构，在调管范围内行使调度权。

第13条 网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。

网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。

在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时，双方均应做详细

记录并录音，同时必须使用调度术语及普通话。

第14条 网调调管的任何设备，未获网调值班调度员的指令，各省调，发电企业、变电站值班人员均不得自行操作；当危及人身和设备安全时可先行操作，但事后应立即报告网调值班调度员。

在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。

对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。

第15条 网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。

任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令 的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

各省调和发供电单位的领导人发布的指令，如涉及网调调度员的权限，必须取得网调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。

第16条 电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。

第17条 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：

1.未经网调许可，不按照网调下达的发电、输电调度计划执行；

2.不执行网调批准的检修计划；

3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施；

4.不如实反映执行调度指令情况；

5.不如实反映电网运行情况；

6.违反调度纪律的其它情况。

第18条 调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。

第五章 调度管理范围划分原则

第19条 网调调管的设备：

西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】

网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业，目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂；网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管，包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】 对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作，必须征得网调值班调度员许可后，才能进行操作。

第20条 网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分，经西北电网公司批准后执行，并报国调备案。

根据电网发展变化的情况，网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。

第六章 电网调度计划的编制和管理

第21条 电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：

1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。

2.调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。

3.月度调度计划须在分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。

4.日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。4.编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。

5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量，同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应经西北电网公司主管生产的领导同意。

第22条：调度计划（即运行方式）的编制

一、西北电网运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制，并经西北电网公司审批后执行。

二、运行方式应包括 1.编制的依据和原则； 2.上系统运行简要总结； 3.电力生产需求预测；

4.新（改、扩）建项目的投产计划； 5.电网主要设备检修计划 6.水电厂水库运行方式 7.电网结构及运行结线方式

8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析 9.系统稳定分析及安全约束 10.无功电压和网损管理

11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案 12.系统短路容量

13.330千伏电网过电压问题 14.电网安全运行存在的问题及措施 15.对西北电网稳定性的总体评价

三、为了编制下一运行方式，各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料：

1.下一年（改、扩）建项目计划；

2.本省（区）调管范围内的分月发电设备可调出力（能力）；

3.本省（区）调管范围内的发供电设备检修计划； 4.本省（区）分月负荷预计及电力电量平衡情况；

四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料： 1.下一年（改、扩）建项目计划； 2.发电机组技术参数；

3.发变组及其它电气设备检修计划；

4.分月发电量计划（能力）。

第23条：月调度计划（即月运行方式）的编制

一、月调度计划的编制程序

1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见，并通知有关省调和直调发电企业。

2.各省调于每月23日前，将本省（区）下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。

3.网调各直调发电企业于每月23日前，向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。

4.网调根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制西北电力系统月度调度计划，报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行，并上报国调。

二、月调度计划的内容包括：

1.全网及各省（区）电力电量平衡情况；

2.全网、各省（区）及各直调发电企业的发电计划；

3.各省（区）（广义）联络线交换电量计划； 4.发电设备检修进度表； 5.输变电设备检修进度表； 6.水电厂水库控制运用计划； 7.无功电压曲线。

第24条：日调度计划（即日运行方式）的编制

一、日调度计划的编制程序

1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷（如遇节假日则为节假日前一天），调管范围内的机炉运行方式，调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。

3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。

4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省（区）调度、直调发电企业和有关变电站。

二、日调度计划的内容

1.日预计负荷曲线（包括全系统、各省（区）发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线，机炉运行方式安排）和旋转备用容量；

2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单； 3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施；

4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。

第七章 系统电力电量平衡方案的编制和执行

第25条 网调编制系统电力电量平衡方案的原则是：

1.充分发挥发输变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，尽量保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求；

2.充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行； 3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。

第26条 水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。

第27条 各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行，并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时，应立即汇

报网调值班调度员。

直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。

第28条 陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。

各省调应制定火电最小开机方式，并报网调备案。

第29条 网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行实际情况调整调度计划，调度员调整计划必须填写调度值班记录。

第30条 为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。

对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 系统频率调整和联络线功率监视与控制

第31条 电网额定频率是50.00赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹；在自动发电控制(AGC)投入时，电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条 所有并网发电机组都应参与系统一次调频，且须按西北电网运行要求进行参数整定，并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意，严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。

按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。

第33条 全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。

第34条 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹，在规定的负荷调整范围内，第一调频厂应主动负责调整系统频率，当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时，应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。

在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时，第二调频厂应不待调令立

即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内；当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时，系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。网调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.20Hz时，应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。

第35条 网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。

频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。

第36条 联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。

当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。

第37条 各省（区）调度对广义联络线应加强监视，并按照调度计划及时进行调整。

第九章 电网稳定管理

第38条 电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。

第39条 网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。

第40条 安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。

第41条 当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。

第42条 安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作，装置运行单位应积极配合定检工作。

第43条 电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案，并根据电网 的发展，适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。

第十章 系统低频自动减负荷管理

第44条 为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率因故严重下降时，应能自动切除部分负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。

第45条 低频减负荷装置的设置按网调运行方式执行。第46条 低频减负荷装置的整定原则：

1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上，并不得高于51赫兹；

2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作； 4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序，先切除次要用户、后切除较重要的用户；

5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用；

6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。第47条 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）

电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。

第48条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。第49条 低频自动减负荷装置的运行管理

1.低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。

2.在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置，以便随时调整。3.各省（区）低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。

5.电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。

第十章 系统电压调整与管理

第50条 西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。

第51条 根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。

第52条 网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线，随同月调度计划下发给有关厂站，以监视和调整电压。因电网运行方式的变化，电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。

各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线，由有关发电厂和变电站负责监视和调整。

第53条 凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线，对母线电压进行调整和监视，使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出，必须取得网调值班调度员的同意。

当控制点母线电压超过允许的偏差范围时，该控制点的发电企业应不

待调令调整机组出力使其恢复到允许的偏差范围以内。若控制点母线电压在机组当无调整能力用尽后且仍超过允许电压偏差范围时，值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。当监测视点母线电压超过允许的偏差范围时，该监视点的变电站值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。网调和省调在电压调整上要互相配合，密切协作。为了保证系统电压正常，网调值班调度员可以根据实际情况改变电压或无功曲线，并及时通知各有关厂站执行。

第54条 各级值班调度员应经常监视系统监测点电压，当其超出允许的偏差范围时，应积极采取措施，确保系统电压符合规定值。调整电压的主要方法有：

1.改变发电机励磁，包括使用进相方式运行； 2.利用带负荷调压变压器;3.投入和切除并联电容器或电抗器； 4.改变发电厂间负荷的分配； 5.使用调相机；

6.必要时可改变系统结线和运行方式，但应注意系统安全； 7.调整变压器分接头。

第55条 网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改

措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。网调直调发电机组进相深度的暂规定如下：

1.龙羊峡单机出力不大于25万千瓦时，单机最大进相深度为8万千乏。

2.李家峡单机最大进相深度7万千乏。

3.刘家峡#5机最大进相深度为8万千乏，#1～4机暂不考虑进相运行。

4.安康单机出力10～20万千瓦时，进相深度为8万千乏。5.渭河单机最大进相深度8万千乏。

6.靖远一厂＃1－3机组暂不具备进相能力，＃4机组最大进相深度5万千乏。

7.靖远二厂单机最大进相深度6万千乏。

8.大坝＃

1、2机最大进相深度6.5万千乏，＃

3、4机最大进相深度4万千乏。

第56条 为了保证电压质量和降低电能损耗，变压器分接头采用分级管理，即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意，不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头，应根据网调运行方式中无功优化结果进行调整；网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。第57条 为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差

范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。

第58条 考虑到电压的局部性特点，要求各省调根据本电网的实际情况，确定低压减载装置的配置方案和切荷量。

低压减载装置主要应配置在：离电源点较远、无功支撑不足的电网；可能孤网运行的电网；电源支撑不足的负荷中心地区。

第59条

网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作，负责汇总各省（区）电网高压网损情况，并定期进行全网网损分析，提出改进意见。

第十一章

运行备用管理

第60条 西北电网运行备用由网内所有统调发电企业共同承担，按照“统一调度、分级管理”的原则，实行全网共享，优化配置。第61条 西北电网运行备用容量的配置原则为：

1.西北电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上预测最高负荷的百分之二；各省（区）电网的旋转备

用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率。其中各省（区）旋转备用容量包括主网通过相关联络线提供的备用。2.非旋转备用容量由网调统一安排，其容量应不小于西北电网内最大单机容量发电机组的额定功率。

3.一般情况下，由水电机组承担主要的旋转备用容量，当水电机组受水库运用制约而备用容量不足时，可由火电机组承担主要的旋转备用容量。

第62条 西北电网运行备用容量的使用原则为：

1.全网共享原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时，由网调统一安排使用。事故紧急情况下，网调可越级使用省（区）调调管的运行备用容量。

2.各省（区）电网承担的备用容量，首先用于本省（区）的预计负荷偏差的调整、本省（区）大机组故障和线路事故的处理，通过网调也可用于其他省（区）大机组故障、线路故障或全网事故的处理。3.网调及各省（区）调所调范围内运行备用不足时，应迅速安排备用容量，并在规定时间内达到要求，以保证电网有足够的运行备用容量。4.当省（区）电网内发生事故造成运行备用不足时，首先由网调将全网可调运行备用容量调出，缺额部分由事故省（区）承担，送电省原则上不限电。

第十一章

设备检修管理

第63条 编制设备检修进度应遵照以下原则：

1.设备检修的工期与间隔应符合原部颁检修规程的规定，并满足有功出力备用裕度的要求。

2.发输变电设备的检修安排应根据西北电网特点进行,水电机组主要安排在枯水期进行，大容量火电机组应尽量安排在汛期进行。具有多年或年调节特性的大型水电站及其梯级电站的部分机组也可依据情况考虑安排在汛期进行。330kv输变电设备一般集中安排在每年的春秋两季。

3.设备检修应做到相互配合,即电源和用电，发电和输变供电，主机和辅机，一次和二次设备检修之间及各单位之间的相互配合。4.网内20万千瓦及以上机组的检修计划由西北电网公司组织各省公司、有关发电企业及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。5.330KV输变电设备的检修计划由西北电网公司组织各省公司及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。

第64条 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电企业机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级。第65条 系统内调管设备的检修按照是否纳入计划分为计划检修（含节日检修）和非计划检修。

计划检修是指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验。节日检修是指节假日期间的计划检修项目。

非计划检修是指设备缺陷或故障造成的临时设备停运检修，包括临时检修、事故检修和带电作业等。

第66条 计划检修分为：

1.检修计划：网调直调发电企业应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年10月15日前向西北电网公司及网调报送下网调调管设备检修建议计划。网调调管的其它发输变设备的下检修建议计划由各省（区）电力公司编制，于10月15日前报送西北电网公司及网调。西北电网公司于每年11月15日前召开检修平衡会议确定下全网设备检修计划并下达。

2.月度检修计划：网调根据检修计划和各单位按规定上报的检修项目，于月前十天召开有关单位参加的检修会议或电话联系，经平衡后确定，在月度调度计划中下达。

3.节日检修计划：网调除在月度检修计划中考虑确定外，特殊情况应在节日前三天报网调平衡后安排。

第67条 检修申请的批复和检修时间的规定

1．网调调管范围内设备的检修，虽已在年、月检修计划中确定，但仍需在开工前一日十二时前由规定部门向网调提出申请，网调在开工前一日十六时前答复。遇节假日应提前到节假日前一日申请批复。2．发输变电设备的检修管理范围按调管范围界定

网调直调的发电企业和变电站的设备检修申请，由发电企业值长和变电站值班长向网调值班调度员提出；网调调管的线路检修申请按照维护分工，分别由所在省调向网调值班调度员提出；各省调调管设备的操作对网调调管设备及主网运行方式有影响的，各省调必须按规定提前向网调申请，在征得网调许可后方能操作。

设备检修如影响到需要网调调管设备停止运行进行配合时，相关省调或厂站值（班）长应按规定提前向网调进行申请必须在设备检修申请的同时，向网调报送具体的检修工作方案，在征得网调许可批准后方能操作。

批复工作由网调值班调度员按情况分别通知相关的发电企业、变电站、省调，批准内容和工作时间以检修通知单为准。当网调调管范围内设备运行方式的改变对省（区）电网有影响时，应及时通知相关省调。

网调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工并不影响系统正常运行的设备检修。

基建施工单位由于施工需要或用户因本身工作需要，而要求网调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运行维护单位统一向网调办理。

3.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中获批准，但改变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度员的许可，才能正式开工，检修工作结束后，应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

4.如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时,不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期,应经调管该设备的调度部门批准。

已经批准的停电检修工作,检修单位因故不能开工时,应于停电前通知网调值班调度员。因系统原因不能按期开工，应提前通知申请单

位。

5.开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续，如果计划检修工期只有一天者（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。

6.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向网调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求,待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第6条规定办理改期申请手续。

7.设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，从而影响省际间正常的电力、电量互供计划者，按省际间互供电管理办法追究相应单位的责任。

8.严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在网调调管的电气设备上进行带电作业时，凡对系统有要求，均须按正常手续办理申请。

9.申请检修的单位，凡设备在恢复送电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，需报出试验方案或要求，该方案或要求必须在试验前七天提出。

第十二章 新建、改建和扩建设备

投入系统运行的管理

第68条 新建、扩建的330KV及以上电压等级的发电企业、变电站的调管范围划分和设备命名编号由网调负责。

第69条 在电网内新、改扩建的发、输电工程拟并网前，应满足以下条件：

1.向有关电网管理部门提交齐全的技术资料；

2.生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制度等均已完备、新投产设备已通过启动调试）；

3.与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件；

4.按电力行业标准规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，并通过有资质的技术质检机构的检测，电网运行所需的安全措施已落实；

5.远动设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件，系统联调完毕，并通过有资质的技术质检机构的检测；

6.与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格；

7.具备正常生产运行的其它条件。

第70条 网调调管的新建发电企业及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由项目业主或建设单位向网调提出投入系统运行申请书，申请书一式二份，内容包括：

1、新建或改建工程的名称、范围;

2、预定的启动试运日期及试运计划;

3、启动试运的联系人及主要运行人员名单;

4、启动试运过程对系统运行的要求。

同时还应按网调要求报送以下资料:

1、主要设备的规范和铭牌参数;

2、平面布置图、一次电气结线图(包括厂用系统结线图)、相序图、二次保护原理图、保护装置说明书、汽水系统图、输煤制粉系统图、水工建筑及水库等资料;

3、设备运行操作规程及事故处理规程;

4、通讯联络方式；

5、远动和自动化设备相关资料。上述资料如有变化，要及时上报网调。

第71条

网调在接到上述申请后,应于启动前将批准书通知设备运行单位,批准书内容包括:

1、设备调度管辖范围的划分;

2、设备命名及编号；

3、运行方式的确定,变压器分接头位置的确定;

4、继电保护和自动装置的整定值及设备最大允许负荷电流值;

5、设备加入系统运行的调度方案和启动试运完毕加入系统运行的管理制度;

6、网调值班调度员名单。

第72条 新建、改扩建设备启动申请应提前三天向网调提出，网调于启动试运前一日批复。新建或改建工程单位，虽已接到网调的批复，但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可启动操作。

第73条 由于设备资料不全，设备试验不合格，设备投运后对电网安全带来威胁，保护装置不全，通讯不完善，缺少调度自动化信息等，网调有权拒绝该新设备投入系统运行。

第74条 满足并网运行条件的发电企业、机组、用户变电站以及电网申请并网运行，有关电网管理部门和调度部门应当予以受理，按规定签订并网调度协议。

并网运行的发电企业或用户变电站必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力，同时体现公平、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安排并网发电企业的调峰、调频、调压和事故备用.第75条 对于各省调调管范围内的110KV及以上新建或改扩建的输变电工程，单机容量5万千瓦及以上、总装机容量10万千瓦及以上的发电企业，所在省调应在设备命名编号文件下发后，将有关设备规范、参数及运行方式等相关资料报网调，在启动操作前须汇报网调。如对主系统运行有较大影响时，网调将提出具体启动要求，省调必须严格执行且在启动操作前须征得网调同意。

同时涉及网、省调管范围的新建、改扩建工程的启动方案，相关单位应在网调统一组织下充分协商、分头实施。

第76条 在新设备启动调试期间，新设备的电气操作应根据调管范围 的划分，按照各级调度的调令执行。设备试运完毕后,相关单位必须向网调汇报该设备正式加入系统调度管理。

第十三章 水库及水电站的调度管理

第77条 水库调度的原则

1.依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等有关政策法规，水库设计原则和有关规定，作好水库调度工作，确保水库运行安全,充分发挥水库的综合效益。

2.水库防汛工作服从有管辖权的地方防汛部门的统一领导和指挥。3.黄河龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库必须统一调度，并由西北网调统一指挥。

43.西北电网内各水库原设计运行原则是近期水库调度运行的基本原则要严格依据水库设计文件安排水库运行方式。第78条 西北网调水库调度范围：

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、安康五水库径流发电调度； 2.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四库非防洪目的的泄水闸门调度。

第79条 西北网调水库调度管理职责

1.每年汛末，网调依据水库蓄水状况、综合利用要求及电网实际情况，提出当年11月至次年6月龙羊峡、李家峡、刘家峡水量调度建议方案，供黄河水量调度会议讨论。

2.在满足综合利用的前提下，网调统一制定黄河上游汛期长、中、短期龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡水量调度方案；有关省公司依据此方案编制黄河上游其它水库运用方案。

3.网调负责具体实施黄河上游龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库的日常水量调度及梯级电站的联合优化调度，节水增发，提高水能利用率。

4.网调协助各级政府完成黄河上游梯级水库的防汛、防凌工作。5.网调应及时向流域机构提出刘家峡水库运行中存在的问题和建议。6.网调协助流域机构处理沿黄地区及有关部门对黄河上游水量调度工作的意见。

7.网调负责安康水库运行计划制定及水量调度工作。8.网调负责西北电网跨流域补偿（优化）调度。

9.网调负责刘家峡水库的排沙调度（在新规程实施初期，该工作目前暂委托甘肃中调实施）。

10.网调负责龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡非防洪目的的闸门的调度及泄水设备的检修审批。

第80条 有关省调和直调水电发电企业的职责

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四水库泄水建筑物检修时，如影响到后期水库运用，必须提前向西北网调报批提出申请。

2.有关省调及直调水电发电企业应积极主动做好向西北网调转发水情信息的各项工作，直调水电发电企业在现有或新建应负责将水情信息系统必须开发具有向西北网调转发水情信息的相关功能送至网调。

第十四章 继电保护和安全自动装置的调度管理

第81条 继电保护和安全稳定控制装置的运行管理

1.网、省调必须严格执行原电力部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》等。2.继电保护和安全自动装置的投退及更改定值均应按调度指令执行;未经装置调管辖调度机构的同意，现场运行人员不得改变安全稳定控制装置的运行状态。

3.现场继电保护与安全自动装置的定值调整和更改工作，必须按定值单要求在规定时间内完成。直调发电企业计算的发变组保护定值，在保护投运前由发电企业自行核对；

4.继电保护和安全自动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向网调汇报，若需退出装置进行检验时，必须经调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将保护装置退出，但事后应立即汇报。5.继电保护与安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续;6.厂、站运行人员应严格执行汇报制度。继电保护和安全自动装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录及时传至相应调度机构和相关维护技术人员，做好必要的注释。

7．发电机的励磁系统及调速系统对系统稳定有较大影响，其定型、改造、更换必须进行可行性研究，并报直接调管的调度部门机构认可后方可实施。励磁系统及PSS的整定参数应由其直接调管的调度机构主管调度部门下达或批准。

8.各级调度部门继电保护管辖权限应与一次设备相一致，不允许出现继电保护运行管理上的空白点；属省调管辖的保护装置的应用，如影响到主网的稳定运行和保护配合时，应经网调许可。每年一季度，各省调和有关地调应根据运行方式的安排，向网调报送整定交接面处的等值阻抗。二季度网调下发主网厂、站母线等值阻抗； 9.凡网调布置的继电保护装置及二次回路“反措”及微机保护软件更换工作，有关单位必须在规定时间内完成。由省调或运行单位制定和组织实施的“反措”，涉及到网调调管的保护装置和二次回路时，须提前向网调报送有关资料，待得到网调批准后方可实施。

10.涉及到网厂双方或不同电网之间的接口定值应兼顾电网运营者和电网使用方的利益。发生争议时，各方应协商解决。协商时按局部利益服从整体利益、低压电网服从高压电网及技术、经济合理的原则处理。

第82条 对网调调度员及发电厂、变电站运行人员业务技能的要求

一、网调调度员应具备下列技能：

1． 能按规程正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行；

2． 能根据继电保护和安全自动装置的动作情况分析判断系统故障及

异常情况；

3． 熟悉保护定值的含义及保护允许最大负荷电流；

4． 熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理、控制策略及运行注意事项。

二、厂、站运行人员应具备下列技能

1.能按规程对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查； 2.能对继电保护和安全自动装置，以及二次回路工作的安全措施进行监督；

3.能及时发现继电保护和安全自动装置，以及二次回路的缺陷和异常状况；

4.熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理，以及现场继电保护运行规程。

第83条 网调调度员及发电厂、变电站运行人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责 一．网调调度员的职责：

1.批准和监督调管范围内各种保护装置和安全自动装置的正确使用与运行；

2.根据保护装置的最大允许电流，调整电网的运行方式；

3.在事故处理及改变系统运行方式时,考虑继电保护及安全自动装置运行方式的变更；

4.管辖的保护装置和安全自动装置修改定值或新保护装置投运前，与厂、站运行人员核对保护装置定值和运行注意事项，并在通知单上签

字和注明核对时间；

5.掌握直接影响电网安全稳定运行的有关继电保护和安全自动装置问题，并及时督促有关部门解决；

6.在系统发生事故以及其它异常情况时，当值值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况分析处理事故，并做好记录，及时通知有关人员；

7.根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

二、厂、站运行人员的职责：

1．根据网调当值调度员的命令，进行保护装置和安全自动装置的投、撤操作；

2．在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前，负责审查相关工作人员的工作票和安全措施，并按工作票要求和实际情况做好工作现场的安全措施。工作完毕，负责对工作内容及安全措施的恢复进行验收（如检查拆动的接线、元件、标志是否已恢复，压板位置、继电保护工作记录是否清楚等）；

3．管辖的保护装置和安全自动装置在修改定值或新装置投运前，与网调当值调度员核对保护装置定值和运行注意事项，无误后方可投入运行；

4．根据继电保护运行规程，对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测。按保护装置整定所规定的允许负荷电流，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

5．发现并记录保护装置和安全自动装置及其二次回路存在的缺陷及异常情况，及时督促有关部门消除和处理；

6．及时向网调当值调度员报告保护和安全自动装置动作（或启动）及异常情况。

第十五章 电网调度自动化系统的调度管理

第84条 电网调度自动化系统是反映和控制电网运行工况的信息系统，是保证电网安全、优质、经济运行的重要支持手段之一。电网调度自动化系统主要包括能量管理系统（EMS）、调度生产管理系统（DMIS）、水调自动化系统（HMS）、电力调度专用数据网络（SPDNet_NW）等。西北电网各单位、各发电企业必须遵守国调颁发的《电网调度自动化系统运行管理规程》和网调颁发的《西北电网调度自动化管理规定》。

第85条 网调直（间）调厂站的自动化信息，应直接传送至网调，网调所需其它厂站自动化信息由省调转发。各省所需的全网有关信息由网调返送各省调。自动化信息传送应采用主备通道，原则上应采用两种不同的路由或通信介质（网络/网络或网络/专线）。

第86条 调度自动化系统中采用的设备应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证后。且必须符合上级调管机构所规定的通信规约及接口技术条件方可使用。同属多级调度机构所调管的厂站

宜采用一发多收方式，一般不允许重复设置RTU。

第87条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责，各级电网调度机构应设置自动化部门，各发电企业应设置自动化专职（责）人员，负责自动化系统（设备）的日常运行维护，保证设备的正常运行及信息的完整性和准确性，并配备所需的备品备件。调度自动化系统（设备）维护单位应配合上级调度部门的安全检查、信息核对、信息表修改等工作。

第88条 各级调度自动化系统因故障或其它原因临时停运，应及时处理并通知网调值班调度员（？？）。系统计划停运，应提前三天申请，经上级有关主管领导批准后方可实施。调度自动化系统工作若影响上传信息时，需经上一级调度部门同意方准工作。

第89条 新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目应实行分级归口管理。各级调度自动化运行管理机构应配合计划、基建部门分别管理各自调管的新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目，在调度自动化部分的设计审查、功能要求、配置原则、技术方案论证、设备选型、接口标准和通信规约等技术方面把关；跟踪调管的新建、改扩建厂站的调度自动化系统（远动设备）建设的全过程，参加竣工验收，并保证和一次系统设备同步投运。

第90条 调度自动化系统和厂站自动化设备的更新改造方案需经上级调度部门批准，必须采取必要的过渡措施，改造后不得影响原有信息的传送。

第91条 当电网结构、调管范围发生变化时，调度自动化运行管

理部门应根据调度部门提供的资料及时修改数据库、画面、报表、模拟盘信息等，并根据规定的信息采集传送原则，向上级调度自动化管理部门上报厂站主接线图、信息表、相关设备参数等，及时完成信息的采集、传送和转发。

第92条 值班调度员发现调度自动化系统异常或信息有误时，应及时通知自动化值班人员进行处理。自动化值班人员若发现相关调度自动化系统、厂站自动化设备异常时，应及时通知有关单位自动化专业人员处理，并做好记录。

第93条 各级调度部门和厂站端自动化设备维护单位接到上级部门自动化设备异常通知后，应及时处理，不得延误处理时间，并如实向上级汇报。各级通信部门接到自动化部门有关自动化通道异常申告后应及时进行检查测试、组织各级通信部门处理，不得延误。对于长时间（超过24小时）设备异常或信息错误，各级调度部门和厂站自动化设备运维单位必须向上级调度机构提交书面报告，如实反映事故（异常）情况、处理方案和预防措施。如有必要，上级调度机构可组织联合调查组对事故进行分析、调查。

第94条 各级调度部门及厂站所辖电力监控系统及电力调度专用数据网络的规划设计、项目审查、工程实施、运行管理等各相关环节都必须严格遵守原中华人民共和国经济贸易委员会30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》的有关条款,并符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的相关要求。第95条

各级调度自动化系统所采用的网络安全设备必须经过国家

有关安全部门的认证，各类安全设备必须严格符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定要求。

各级调度部门应建立电力调度专用数据网络, 新的节点和业务系统接入电力调度专用数据网络, 必须经上级调度部门批准后方可实施。

第96条 AGC的控制原则和规定

为了协调好西北网调与陕、甘、青、宁各省调的AGC功能，按照目前西北电网调度体制及调管设备范围划分原则，确定以下控制原则：

1.西北网调的AGC采用定频率(FFC)或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）控制模式，负责全网的频率调整及网调AGC控制区对外联络线的调整。

2.陕、甘、青、宁省调的AGC采用定联络线功率(FTC)控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC），负责本省与相邻省间联络线功率的调整。

3.以上所控制的联络线功率是一种广义的联络线功率。4．凡参加AGC的机组，必须经网调组织调试，合格后由网调下文方具备正式投运条件。单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上水电机组应具备AGC功能，且其性能应达到国家有关标准要求。

网调直调的发电企业原则上由网调的AGC控制。

5、参加AGC的机组发生异常情况、AGC装置不能正常运行或协调事故时，发电企业可先停用AGC，将机组切至“当地控制”，然后

立即汇报调度，并对异常情况进行处理。

6、参加AGC系统运行的发电企业根据需要编写现场规程，并将现场规程报有关调度。

第97条 网调调度员在AGC运行方面的职责

1、监督AGC装置的正确使用；

2、当电力系统运行条件满足AGC运行时,启动AGC到运行状态；

3、在启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号，并通知当地值班人员；

4、正确选择AGC的一次控制模式与二次控制模式；

5、正确选择各发电机组的控制模式；

6、对陕、甘、青、宁省调下达各自的广义联络线交换计划曲线，作为这些省调AGC定联络线交换功率的计划值。

第十六章 系统调度通信管理规定

第98条 各级电力通信机构必须认真贯彻执行原部颁及西北电网公司颁发的有关通信管理规程、规定。

第100条各省（区）调度部门内均应设立通信管理部门（含通信调度），负责通信专业管理职能，负责本级电力通信的调度和运行维护。（总则）

第10199条 网调负责西北电力通信网主干通信电路的运行管理及电路调配，各级调度通信部门负责所辖通信站设备的运行维护。第102条通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构，各网省调应设置通信调度，并实行24小时专人值班。通信调度负责对各级通信部门之间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、通信电路故障的指挥处理和通信带宽资源的调配。

第103100条 通信调度必须严格执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则，团结协作，确保通信电路的畅通。正常运行情况下，按逐级原则，通信调度实行自上而下的领导和指挥以及自下而上的报告制度。紧急情况下，上级通信调度可越级指挥并在事后通报下级通信调度，通信站和下级通信调度可越级报告并在事后报告上一级通信调度。

第104101条 直调厂站至网调的通信应具备两种独立路由或光纤、微波等不同通信方式的通道，以确保调度电话和自动化数据的可靠传输。同时在网省调应配置实用、有效的主干电路通信设备运行监视及管理系统，以确保通信电路故障时，告警信息能准确、及时反映上传。第105102条 加强继电保护、安全自动装置传输通道的维护，要尽可能为继电保护、安全自动装置提供双通道，并保证有独立的通信电源系统供电。

凡通信人员需对复用继电保护、安全自动装置的通信设备进行测试、检修，必须事先以书面方式向网调提出申请，经批准后，填写工作票，并通过所在厂、站电气值班人员向主管调度申请退出相关继电保护、安全自动装置，批准后方可开始工作。工作完毕后，应立即向网调汇报，并向本厂、站电气值班人员办理完工手续。

第106103条 通信电路、设备计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对调度生产业务造成影响时，（相应通信运行管理部门）应提前三天报调度部门批准，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。检修工作结束后，需按规定办理复役手续。第104条 通信人员在进行通信电路、设备的投入、退出、转接、调测、检修、故障处理、统计分析与评价及电路的运行方式和分配计划等方面的工作时，必须规范工作程序。

凡影响或可能影响上级电路正常运行的计划检修、改造、搬迁等工作，必须提前一周向上级通信调度以书面形式提出申请，详细报告计划、方案、措施等，经批准后方可实施。

计划检修、改造、搬迁等工作完成后，必须在一个月内将实际完成情况以书面形式详细报告上级通信调度。

第105条 发现主干电路中断或接到调度、自动化及保护专业用户的故障申告，网调首先应判断故障点，并及时通知有关省通信调度及电路所辖运行维护单位进行处理。

各级通信调度和电路所辖运行维护单位在接到故障通知后，应尽快派人到现场进行故障处理，不得以任何借口予以推诿、拖延。电路运行维护单位在网、省调的指挥和协调下应尽可能缩短故障处理时间。如遇疑难故障不能马上立即恢复时，应采取电路迂回、转接等应急措施，保证主干通信电路和重要业务通道的畅通。

电路、设备恢复正常后，现场维护人员应将中断原因、故障部位、处理结果及恢复时间通知网通调值班员。

电路的使用和故障处理，应执行“先生产、防汛，后行政”，“先干线、后支线”的调度原则。

第106条

如果输电线路或通信设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、自动化数据通道时，由通信部门提出受影响的通道名单，经主管 领导批准，并于通道停用前及恢复后通知相关专业部门及电网调度部门。

第107条

篇3：电网调度运行管理

现阶段我国电网按照统一调度、分级管理的工作原则进行电网调度运行管理。统一调度与分级管理相互作用相互影响, 为保障我国电网调度的安全运行提供有效管理。电网设备的安全运行关键在于提高电网调度的管理水平, 提高调度人员的整体素质。电网调度工作主要是通过调度人员对电网运行进行有效地组织、指挥和协调。电网调度工作的主要内容集中在一下几点:第一, 制定电网调度工作计划, 并严格按照计划规定认真执行电网调度;第二, 按照严格的操作程序, 对电网调度的相关设备进行操作, 对电网设备组织定期不定期的检修;第三, 对电网频率及电网电压进行调整;第四, 及时发现并解决电网调度中的问题, 并对电网调度中的事故进行分析研究, 建立事故调查档案;第五, 对调度系统内的工作人员进行培训教育, 提高调度管理水平。

1 现阶段我国电网调度运行管理的现实情况

目前电网调度运行中涉及一系列倒闸造作, 针对一系列的倒闸操作需要认真细致的编写倒闸操作票, 并参照具体规定用圆珠笔或是钢笔填写倒闸造作票, 操作票填写完成严禁改动。为确保操作票的万无一失, 需调度系统内部的工作人员如:操作人员、值班人员与调度人员分别对操作票进行审查, 确保电网运行的安全与稳定, 确保电网设备与运行管理人员的安全。

操作票虽然是工作人员通过手工操作生成的, 虽然工作人员进行重复操作会浪费大量的时间, 但却增加了电力调度运行系统的灵活性。但编写倒闸造作票的人员的素质有高有低, 操作票的格式以及书写的字迹规范程度都各不相同, 无法对操作票形成统一的标准, 无法实现对电网运行的标准化管理。经过多年的努力, 电网调度工作人员已经就如何规范操作票的制定与书写, 采取了多种有效措施加以改进, 保障电网调度运行管理的顺利实施。但我国电网调度运行管理中还有许多问题需要进一步完善, 需要电网调度运行管理工作人员齐心协力共同努力才能取得成功。

2 充分发挥指挥中心作用, 提高电网调度工作水平

调度中心的作用主要集中在对调度的安全管理、调度运行管理、对调度员的经济进行考核、杜绝误调度与误操作事故的发生等多项具体工作内容。

2.1 加强调度安全管理

认真贯彻落实安全生产责任制以及安全生产方针, 对重大安全事故以及生产隐患进行各种调查, 建立安全管理责任制。应急救援预案的落实等方面进行责任分解, 为进一步加强安全生产管理, 强化安全防范措施应从源头上杜绝生产安全事故的发生, 确保安全生产目标的实现。

2.2 强化调度运行管理

制定调度运行管理的各项制度, 使调度运行管理工作规范化发展, 运用制度规范电网运行的管理方式。以电网负荷的变化情况以及电网的实际运作状况作为参考依据, 努力缩短和减少方式倒换的时间与负荷。此外, 针对电网运行设备的检修, 一方面对检修时间与检修审批上进行严格控制, 认真做好审批工作。电网的检修要负荷经济原则, 同时还有充分保障检修人员的人身安全。另一方面, 针对电网运行设备的检修做好监督、检查工作, 对检修工作人员是否按规定时间与方式进行检修予以监督。调度员要对电网的检测进度予以时刻关注, 尽量确保在规定时间内完成电网检测工作, 恢复电网的正常运行。对电网运行中存在的问题进行总结防范, 定期进行反事故演习, 将反事故措施落实到现实运行中去。

2.3 加强调度员经济调度的考核

电网调度必须秉承经济调度原则, 电网调度要以实现电网运行经济效益的最大化为根本目标。在调度管理工作的开展过程中要对调度员的调度方式是否符合经济调度原则进行考核。将运行方式倒换及两票考核等纳入调度员个人考核范围内, 以便提高调度员开展经济调度的积极性和自觉性。

2.4 杜绝误调度, 误操作事故

首先, 提高电网调度工作人员的工作责任感与安全调度意识。认真学习有关电网安全运行方面的各项规章制度, 并认真贯彻落实上级部门制定的有关安全生产的文件和会议精神, 同时根据文件的相关规定要求大家共同学习, 抓落实对照先进找差距, 积极整改求提高。切实提高调度工作标准, 另外为强化安全调度管理, 营造良好的安全生产氛围积极组织调度员参加各项安全生产活动, 并把开展各项安全生产活动作为搞好安全生产工作的主要措施来抓;

其次, 严格执行规章制度, 杜绝“三违”现象发生, 误调度、误操作都是因为对规章制度的执行不到位所造成的, 为此必须严格执行电网调度管理的各项工作制度。针对调度交接工作容易出现的各种问题, 进行仔细分析, 完善调度交接班记录, 尽量避免因调度交接工作引发的问题出现。对本班未完成的项目和安全生产应注意的问题等逐一登记交给下一班。使接班人员了解上班的运行方式和检修内容。在日常工作中, 掌握运行方式, 做好事故预想, 调度员要对电网运行方式, 主要设备的运行状况和当班需要完成的工作, 做到心中有数, 搞好事故预想, 提前做好应对措施, 才能杜绝误调度事故的发生;

最后, 努力提高调度人员的调度业务水平与能力。随着科技的不断发展, 现代化调度系统及新型调度设备的应用, 电网调度工作正在逐步向机械化、智能化的发展趋势转变。针对电网调度运行所面临的新情况, 必须努力提高电网调度人员的业务素质与操作技能。调度中心还要就中心内部成员组织定期与不定期的培训教育工作, 努力提高调度人员的操作技能, 使其对电网调度的工作原理、电网调度的自动化系统、电网调度的一次系统图以及电网运行的多种方式和具体事故处理措施等内容做到心中有数, 使调度控制人员具备准确下达倒闸操作命令、分析电网工作状态、判断电网运行事故的具体原因等方面的能力。通过提高电网调度人员的业务能力杜绝误调度, 误操作事故的发生。

摘要：电网调度运行工作关乎电网运行的安全与稳定, 为此在电网运行的过程中必须加强电网运行管理工作。本文在对调度运行管理的现实状况进行分析的基础上, 提出了加强调度运行管理的具体措施。

关键词：电网调度,运行,管理

参考文献

[1]朱莹.加强变电站运行管理刍议[J].企业家天地 (理论版) , 2010 (12) .

篇4：略论电网调度管理

关键词 调度;运行;管理

中图分类号 TM734 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)082-0191-01

在当前我国电力建设快速发展的今天,电网运行实行统一调度、分级管理。统一调度以分级管理为基础,下级电网调度必须服从上级电网的统一调度。加强电网安全可靠,经济运行,科学调度管理,提高调度人员的素质水平,杜绝误调度、误操作事故的发生是保证人身、电网与设备安全运行的关键。电网调度管理的主要任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行,电网调度安全管理工作的好坏,将直接影响电网的安全稳定可靠运行。电网调度一般应当进行的主要工作:①组织编制和执行电网的调度计划(运行方式);②指挥调度管辖范围内的设备操作;③指挥电网的频率调整和电压调整;④严格执行调度规程指挥电网事故处理,负责进行电网事故分析,制订并组织实施提高电网安全运行水平的措施;⑤组织调度系统有关人员的业务培训。

1 调度运行管理的情况

发、送电运行中,经常涉及到停送电,电压调整,发电机并网、解列,切换运行方式等一系列倒闸操作。倒闸操作首先要编写倒闸操作票,在编制过程中必须严格按照规定的要求进行填写,填写操作票一律用钢笔或圆珠笔填写,不允许有涂改,编制好的操作票有操作人、监护人、值班负责人、值班调度员逐一审核签名,层层把关,保证操作票万无一失,然后运行人员在模拟盘上进行模拟操作,实行监护复诵制度,并按照操作票逐项执行。操作失误会危及人身及设备安全,引发严重事故,造成巨大经济损失和社会影响。

在操作票的生成过程中,虽然是通过手工生成,工作人员的手工操作,重复劳动,频率低,但是这种操作增加了系统的灵活性,可根据电网运行方式灵活编制。由于人员素质不同在填写操作票时,书写格式方面都有所不同,字迹的整洁、规范、清晰等方面,达不到统一标准,影响了电力质量标准化管理。近年来我们采取了许多措施保障操作票的准确性、规范性、统一性,在操作票的书面填写规范上有了进一步

提高。

严格落实两票是保证电网安全生产主要措施和重要依据。实行两票即工作票、操作票的管理是保证电网安全运行的关键,工作票通过严格审核层层把关,使两票合格率达到100%,两票通过班组、车间自检,安监部抽查,总结经验,找出不足,从而保证了人身、设备的安全运行。

停送电的检查,停电后除检查断路器、隔离开关在断开位置外,还需要定期定时巡视检查指示灯为绿灯,一方面可判定断路器断开,另一方面可判定合闸回路的完好。送电后应检查断路器的位置的变化,电流表指示正常,断路器确实已合好外,还需要检查保护位置灯为红灯。

通过近年来的工作,我们深深体会到质量标准化工作是“基础工程”、是“生命工程”、是“安全工程”,只有抓住工作质量标准化,整体工作才会有提升,只有把质量标准落实到日常工作的每一个岗位、每一名调度员、每一件事、每一分钟,都去干标准活,质量标准化才会真正实现。

2 加强调度管理工作,发挥指挥中心作用

2.1 调度安全管理

在安全生产责任制,安全生产方针,重大安全隐患的跟踪,排查,组织指挥生产,应急救援预案的落实等方面进行责任分解,为进一步加强安全生产管理,强化安全防范措施应从源头上杜绝生产安全事故的发生,确保安全生产目标的实现。

2.2 调度运行管理

把调度运行方式管理制度化,从制度上规范电网运行方式的管理工作,合理安排运行方式。根据负荷变化情况和实际运行方式,尽量减少方式倒换的时间和需要倒换的负荷,对于申报的检修项目和检修时间做好审批工作,不符合安全和经济要求的检修一律不安排,严格控制临时检修。在检修期间要做好监督工作,对于正在采用的不经济运行方式做到心中有数,督促检修单位严格按审批时间工作,不得随意延长,调度员应时刻关心检修进度,询问现场,掌握完工时间,至少比预计完工时间提前下达编写操作票,以便尽早恢复正常运行方式。对电网运行中存在的问题进行总结防范,定期进行反事故演习,将反事故措施落实到现实运行中去。

2.3 调度汇报

包括安全生产日常汇报、标准化自检汇报、运行方式改变、负荷变化、停机停电申请和检修申请等,应根据规定的汇报程序及时准确地把相关内容汇报上级调度机构,不隐瞒、不误报、不延报。

2.4 加强调度员经济调度的考核

为进一步推进经济调度工作编制科学的运行曲线,移峰塔谷,有必要把经济调度,运行方式倒换及两票考核等纳入调度员个人考核范围内,以便提高调度员开展经济调度的积极性和自觉性。

2.5 杜绝误调度,误操作事故

调度人员必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行,并根据调度指令调整功率和电压,而不能以任何借口,拒绝或拖延执行调度或不执行调度计划等,也不能发生误调度现象。调度人员在下令改变运行方式,指挥停送电和处理事故工程中,防止误调度,误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任,应从以下几方面做好

工作:

1)提高调度人员的安全意识,增强责任心,坚持定期學习上级安全生产的法律、法规及有关指令,及时落实上级有关安全生产的文件、会议精神,同时根据文件的相关规定要求大家共同学习,抓落实对照先进找差距,积极整改求提高,切实提高调度工作标准,另外为强化安全调度管理,营造良好的安全生产氛围积极组织调度员参加各项安全生产活动,并把开展各项安全生产活动作为搞好安全生产工作的主要措施来抓,通过参加安全生产活动,大大提高了调度人员搞好安全生产工作的积极性,营造了学技术、保安全的安全生产氛围,增强了调度人员的责任感和安全意识,为各项调度工作的开展打好基础。

2)严格执行规章制度,杜绝“三违”现象发生,误调度、误操作都是因为执行规章制度不严格不认真造成的,严格执行两票三制,对检修工作票必须严格把关,仔细认真地进行审查,对工作票中所列的工作任务,安全措施,应该逐项审核,对不合格的工作票必须重新办理。完善调度交接班记录,交接班受各种因素的制约,容易造成遗漏,调度交接班记录应反映对本班未完成的项目和安全生产应注意的问题等,并详尽的交给下一班。使接班人员了解上班的运行方式和检修内容。在日常工作中,掌握运行方式,做好事故预想,调度员要对电网运行方式,主要设备的运行状况和当班需要完成的工作,做到心中有数,搞好事故预想,提前做好应对措施,才能杜绝误调度事故的发生。在工作中必须养成自觉认真执行规章制度的习惯,克服习惯性违章,在下达调度命令时,正确使用调度术语,认真执行调度规程。

篇5：四川电网调度管理规程2007

第一章

总则

1.1 为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。

1.2 本规程所称电网包括发电、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及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。

1.3 四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。1.4 四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。1.5 本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.6 四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。

1.7 本规程由四川省电力公司负责修订、解释。

第二章

调度管辖范围及职权

2.1

省调调度管辖范围

2.1.1500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）； 2.1.2220kV电网（不含220kV站内主变压器）；

2.1.3电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统； 2.1.4 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2

省调调度许可范围

2.2.1 运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备； 2.2.2 220kV主变压器中性点；

2.2.3 安全自动装置所切供电设备；

2.2.4 在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；

2.2.5 其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省调委托调度设备。

2.3

地调调度管辖范围

2.3.1 本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)；

2.3.2 本地区110kV及以下电网；

2.3.3 本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统；

2.3.4 本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度； 2.3.5上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4

县调的调度管辖范围由地调另行规定。

2.5

各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。

2.6

属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。

2.7

电网调度运行管理的主要任务

2.7.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；

2.7.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准；

2.7.3按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.7.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.8 省调的职责和权限

2.8.1 接受国调、网调的调度管理；

2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理和技术监督； 2.8.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.8.4 负责电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.8.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及调压；

2.8.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.8.7 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表； 2.8.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理；

2.8.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.8.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.8.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.8.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.8.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经省电力公司批准后执行； 2.8.15 行使上级和省公司或者国调、网调授予的其它职权。2.9 地调的职责和权限 2.9.1接受省调的调度管理；

2.9.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理； 2.9.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.9.4 负责所辖电网电力电量的考核结算； 2.9.5 负责指挥所辖电网调峰及调压；

2.9.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.9.7 会同有关部门编制所辖电网事故和超负荷拉闸限电序位表；

2.9.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定管理措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频、低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；

2.9.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.9.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.9.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.9.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.9.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.9.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经电业局（公司）批准后执行； 2.9.15 行使上级和本电业局（公司）或者省调授予的其它职权。2.10

县调的职责和权限由相应的地调规定。

第三章

调度管理制度

3.1 各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。

3.4 如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。

3.5 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.6 属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。

3.7 上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。在紧急或特殊情况下，为保证电网安全稳定，上级调度机构值班调度员可直接（或通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。此时，下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。

3.8 任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。

3.9 发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。

3.10 值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。若值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。

3.11 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.12 当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。3.13 在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。

3.14 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。3.15 调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。

第四章

运行方式的编制和管理

4.1 各级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制订电网特殊运行方式。

4.2 运行方式的编制

4.2.1 运行方式是保证电网正常运行的大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本运行方式两部分，包括以下内容：

上电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；各电厂逐月上网计划；各水电厂水库运行方式；电网正常运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网安控装置和低频自动减负荷整定方案；运行中出现的主要问题和改进建议。

4.2.2 为了编制好下的运行方式，各有关单位应于每年11月1日前将下的电网的有关资料提供给省调。

4.2.2.1省公司计划、生产、营销、基建等有关部门提供下列资料：

全年新(改)建项目投产计划；省(网)间联络线售（购）电计划；各厂发电计划和购电计划；输变电设备检修计划。

4.2.2.2 各电业局（公司）提供下列资料：

地区分月用电预测；地区现有电网主结线图和地理结线图；输变电设备检修计划。

4.2.2.3 各水电厂提供下列资料：

水库运用计划、来水预测、发电能力预测；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增综合特性曲线。4.2.2.4 各火电厂提供下列资料

煤场、油库的有关资料；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增特性曲线。

4.3 月度运行方式的编制

4.3.1 月度运行方式包括以下内容：

全网及各地区负荷预计及用电计划；各电厂电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；主要水电厂水库水位控制方式及月末水位；各厂、局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；主要供电设备检修计划；主要新（改）建发输变电设备投产计划；其他重要情况说明。

4.3.2 为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次月负荷预计；各厂、局次月的主要设备检修进度表；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库运行方式、防洪及其它综合利用要求（如最小下泄流量等）；各电厂的其他要求；计划、营销部门提供各地区用电计划分配指标；基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。

4.4

日方式的编制

4.4.1 日调度计划应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂96点上网计划；省(网)间联络线96点购（售）电计划；各电业局（公司）96点用电负荷计划；主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.4.2 为了编制好次日的日调度计划，有关部门应于每日11时前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次日96点负荷预计；各厂、局次日的设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各、厂局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂前一日及当日实际雨水情及发电出力情况；次日雨水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪等综合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部门应提交次日新（改）建设备的投产计划及对电网运行方式安排的要求；各电厂的其他要求。

4.5

电网特殊运行方式的编制

4.5.1 电网特殊运行方式应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；各电业局（公司）用电负荷计划;继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；重要水电站水库（量）安全调度要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.5.2 为了编制好电网特殊运行方式，有关部门应向省调送交有关资料：

各电业局（公司）负荷预计；各厂、局设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各电厂的其他要求。

4.6 电网运行方式、月度运行方式、特殊保电时期或对电网安全运行有重大影响的电网特殊运行方式由省公司领导批准后执行，并报上级调度机构备案。电网日运行方式和对电网安全运行影响较小的电网特殊运行方式经省调领导批准后执行。

4.7 备用容量安排原则

编制电网运行方式时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用标准：

4.7.1 负荷备用容量和事故备用容量：应为最大发电负荷的4%－12%，但不小于电网中最大一台机组的容量；

4.7.2 检修备用容量：一般应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8-15%。

4.8

各地调应参照上述要求制订本地区电网的年、月、日运行方式和地区电网特殊运行方式。

第五章 设备的检修管理

5.1 省调调度管辖设备的定期检修、试验必须纳入设备检修计划，检修计划分、季度、月度及日计划。

5.2 设备检修原则

5.2.1 设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定； 5.2.2 发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；

5.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，避免重复停电。

5.3

省调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。

5.4

设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。

计划检修是指纳入、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等；

非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。

5.5

计划检修管理

5.5.1计划检修：每年11月底以前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一的设备检修计划报送省调，省调统一平衡后下达执行。与省调管辖设备相关的各电厂、电业局（公司）的下一设备检修计划在每年12月10日前报省调备案，省调可在必要时对有关内容进行调整；

5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一季度的设备检修计划报送省调，省调根据检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行；

5.5.3月度计划检修：省调根据管辖设备的、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于每月25日前随月调度计划下达；

5.5.4 省调在安排检修计划时，同等情况下优先安排先提出申请的单位，逾期未报送检修申请的，省调有权推迟或不予安排；

5.5.5已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1日的上午向省调提出设备检修申

请，省调于当日下午15时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复；

5.5.6 节日或重大保电时期计划检修：各发电厂、电业局（公司）应在保电时期前5日将设备检修计划报省调，经平衡后省调于保电时期前2日正式批复下达；

5.5.7 计划检修申请应逐级报送到省调，省调的批复意见逐级通知到检修单位，检修工作内容必须同检修票项目一致；

5.5.8 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调

值班调度员。计划检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办 6 理一次延期手续，遇节假日应提前申请；

5.5.9 计划检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间；

5.5.10 对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。

5.6

非计划检修规定

5.6.1 非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列非计划检修：

5.6.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.6.1.2 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修； 5.6.1.3 在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。

5.6.2 非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.6.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。

5.7

检修申请内容包括：检修单位、检修性质、检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。

5.8

凡变更原接线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送省调并经省调相关处室批复。凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。

5.9

凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等），设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。

5.10

省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出

电话申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。

省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。

5.11 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。

5.12 凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。

5.13 非省调调度管辖范围内的设备检修、试验或运行方式改变影响省调调度管辖范围内的电厂出力、线路潮流、继电保护、通信、自动化信息传送的应得到省调许可，并在操作前告知省调当值调度员。

5.14 设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。5.1

5已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令后方可开工。

5.16 严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。5.17

设备的检修时间 5.17.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以 7 及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内；

5.17.2 输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复

送电的报告时止。

5．18 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。

5．19

输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。

5．20 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。

第六章 新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理

6.1

凡新建、扩建和改建的发输变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90日向调度机构提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料。

6.2

调度机构收到资料后，进行有关的计算、设备命名编号和调度管辖范围划分等，并于新设备投运前60日向有关单位提供相关资料。

6.3

新设备投入运行前30日，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度机构提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：

投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单；待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动带电条件。

6.4

调度机构接到申请后，应在启动投产前10日批复。6.5

新设备投运前必须具备下列条件，否则调度机构有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请

6.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度机构已提出新设备投运申请并经批准；

6.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；

6.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；

6.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；

6.5.5 与有关调度机构已签定并网调度协议；

6.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕；

6.5.7

生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对 8 设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；

6.5.8

相关厂、站及设备具备启动带电条件； 6.5.9

启动试验方案和相应调度方案已获批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。

6.6

新设备投产前，相关单位应提前90日向调度机构报送新设备投产计划，调度机构根据电网实际运行情况安排、平衡。

6.7

新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。

6.8

投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。

第七章

有功功率调度管理及频率调整

7.1

发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。

7.2 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已达到规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。

7.3

值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划并下达执行。

7.4

电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。电网内所有发电厂均应监视频率。省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。

7.5 当川渝电网与华中主网联网运行时，电网的频率调整和川渝－华中联络线潮流的控制方式按国调、网调下达的有关联网运行的规定执行。

7.6 当川渝电网与华中主网解网运行时，电网频率的调整由四川省调值班调度员统一

指挥，调频厂值长负责调整。

7.7 在电网发生发电出力不足的情况下,各单位必须严格按计划用电。调度机构可以对

超计划使用电力或者电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。

7.8

各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。

7.9

对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电，届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 无功功率调度管理及电压调整

8.1

无功电压调度管理要求

8.1.1

电网中的无功功率原则上应实行分层、分区、就地平衡，避免长距离输送；

8.1.2 四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：省调负责220kV及以上所有发电厂和变电站的无功电压调度管理，地调负责所辖范围内110kV及以下各厂站的无功电压调度管理，各级调度机构应做好所辖电网的无功功率平衡工作；

8.1.3 各级调度机构应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。220kV及以上电网的电压控制、监测、考核点由省调设置并报网调批准。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和省调备案；

8.1.各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度机构按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合《电力系统电压和无功技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求；

8.1.5

并入四川电网的各发电厂必须具备《电力系统电压和无功技术导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。

8.2

无功电压的正常运行与调整

8.2.1

各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压：

8.2.1.1 高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

8.2.1.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；

8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值； 8.2.1.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。

8.2.2 各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行：

8.2.2.1 高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；

8.2.2.2 低谷负荷电压偏高运行时, 应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；

8.2.2.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；

8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。

8.2.3各厂站变压器分接头档位的运行调整 8.2.3.1无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；

8.2.3.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；

8.2.4各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差 10 时，应积极采取措施，充分发挥一切调压手段，确保电压在合格范围内。

8.2.5 在进行电厂和变电站无功电压调整时，各级值班调度员应充分发挥变电站的无功补偿设备的调压作用，尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。

8.2.6 500kV线路的高压电抗器，须随线路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7

500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

8.2.8 向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍（即575kV），持续时间不大于20分钟。

8.3

电压异常的处理

8.3.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况；

8.3.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电；

8.3.3 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常；

8.3.4当500kV厂、站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。

第九章 电网稳定管理

9.1

电网稳定管理职责划分

9.1.1 各级调度机构的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。9.1.2 省调负责调度管辖范围内220kV及以上主干网络的安全稳定计算分析，提出稳定运行限额、安全稳定控制措施及对继电保护、安全自动装置的要求。

9.1.3地调负责调度管辖范围内电网的安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，采取必要的稳定措施，并报省调备案。凡影响主网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应向省调办理许可申请，落实防患措施。

9.1.4 发电厂负责制定保电厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报省调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。

9.1.5发电厂、电业局（公司）和并网地方电网应及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

9.1.6 电网稳定监控职责分工

9.1.6.1 各级调度机构负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行； 9.1.6.2 发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录；

9.1.6.3 当电网出现特殊运行方式时，调度机构应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达给各监控单位执行。

9.1.7

调度机构根据核定的发电机组技术出力以及系统需要，校核发电机组高力率或进相运行对稳定的影响，提出稳定限额。

9.2

系统稳定的运行规定

9.2.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；

9.2.2 在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。安排计划检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；

9.2.3 为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备； 9.2.4 凡是影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；

9.2.5 发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器等，若因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网安全性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求；

9.2.6

对于直接涉及电网安全运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；

9.2.7 220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；

9.2.8 在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，并提交省公司批准后执行。

第十章 安全自动装置的调度管理

10.1

本章包括安全自动装置中的安全稳定控制装置及低频、低压自动减负荷装置，其中，安全稳定控制装置包括如下主要功能

10.1.1根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能； 10.1.2低频、低压切负荷功能； 10.1.3远方、就地切机切负荷功能； 10.1.4高频率切机功能； 10.1.5振荡解列功能。

由1个厂站完成上述功能的装置称为安全稳定控制装置，由2个及以上厂站通过通 12 道交换信息，共同完成上述功能的装置称为安全稳定控制系统，以下统一简称“安控装置”。

10.2

安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局（公司）根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。

10.3

安控装置及有关通道的调度管理由各级调度机构负责，安控装置及有关通道的运行管理及维护工作由所属电业局（公司）和发电厂负责。

10.4 已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。

10.各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。

10.6

各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。

10.7 安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。

10.8

安控装置的启停 10.8.1 安控装置的启用

10.8.1.1 确认电网的运行方式；

10.8.1.2 根据启用通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能； 10.8.1.3 检查并确认有关厂站的安控装置工作正常； 10.8.1.4 按照策略表功能先启用，切机、切负荷功能后启用的顺序启用厂站安控装置的有关功能；

10.8.1.5 启用变电站切负荷功能时，应同时向有关地调和变电站下令。10.8.2

安控装置的停用

10.8.2.1 确认电网的运行方式；

10.8.2.2 根据停用通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能； 10.8.2.3 按照按切机、切负荷功能先停用，策略表功能后停用的顺序停用厂站安控装置的有关功能；

10.8.2.4停用变电站接收远切及低频、低压切负荷全部功能时，还应同时向有关地调下令。10.9

安控装置的运行

10.9.现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（例如根据开机情况决定所切机组）、装置异常或故障的处理；

10.9.2

未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；

10.9.3

当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整； 10.9.4

安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。

10.10

安控装置的异常和事故处理

10.10.1 因安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运；

10.10.2 低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行；

10.10.3 调度机构应对电网运行方式进行相应调整。10.11

安控装置的检验和联调

10.11.1 安控装置的检验参照继电保护检验规程执行，由运行单位提出申请，各级调度机构批准后实施；

10.11.2 涉及多个厂局的安控装置联调应由省调根据电网情况统一安排；

10.11.3 安控装置的检验和联调应在安控装置停运的条件下进行，并保证与其他安控装

置连接的通道在两侧可靠断开，有关厂站所有切机、切负荷压板必须退出。

10.12 电网低频、低压自动减负荷管理

10.12.1 省调负责制定全网低频自动减负荷方案，并负责督促其实施，地调应根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。

10.12.2 各地调制定的低频自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤立运行情况，校核实施方案是否满足本地区失去主网电源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并报省调备案。

10.12.3低频自动减负荷的整定方案及管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。

10.12.4 在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减负荷装置。

10.12.5 低频、低压自动减负荷装置的运行管理

10.12.5.1正常情况下，低频、低压自动减负荷装置必须投入运行，保证装置能够有效切除负荷，不允许使用备用电源自投装置将切除的负荷送出，不得擅自将装置退出运行；

10.12.5.2装置的定期检验和更改定值须经值班调度员同意方可进行； 10.12.5.3装置动作后，厂站运行值班人员应立即向调度机构汇报，并逐级汇报到省调值班调度员。各厂站和地调值班人员不得自行恢复送电，由地调值班调度员征得省调值班调度员同意才能恢复送电，省调值班调度员根据系统事故处理和频率恢复情况及时向各级调度系统值班人员下达逐轮次恢复送电命令；

10.12.5.4各地调应定期对本地区的各级低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。

第十一章

倒闸操作

11.1 系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备, 其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。

11.2 操作前应认真考虑以下问题： 11.2.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策；

11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况；

11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装 14 置投入情况是否正确；

11.2.4 操作对安控、通信、远动、计量、水库调度等方面的影响； 11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸拉合短引线等误操作；

11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确；

11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

11.3 调度操作指令

调度操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1 单项指令：只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；

11.3.2 逐项指令：涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；

11.3.3 综合指令：只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。

11.4 操作指令票制度 11.4.1 倒闸操作应填写操作指令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令；

11.4.2 填写操作指令票应以检修票、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单和日计划等为依据；对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定操作指令票，进行操作；

11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）；

11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

11.5 厂站现场操作票的有关规定 11.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；

11.5.2 值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作；

11.5.3 在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；

11.5.4 在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；

11.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.6

在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到： 11.6.1 借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；

11.6.2 管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；

11.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员。

11.7

系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行： 11.7.1 交接班时；

11.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 11.7.3 电网发生异常及事故时； 11.7.4 电网高峰负荷时段。

事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班

11.8

系统解并列操作

11.8.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置；

11.8.2 解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。

11.9

合解环路的操作

11.9.1 合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，220kV系统一般允许在20％，最大不超过30％以内，负荷相角差一般不超过30度，500kV系统一般不超过10％，最大不超过20％，负荷相角差不超过20度。有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经领导批准；

11.9.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额；

11.9.3 用刀闸合、解环路时，必须事先经过计算或试验，并经领导批准。11.10

线路停送电操作规定 11.10.1 一般规定

11.10.1.1充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合闸必须停用； 11.10.1.2投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上；

11.10.1.3勿使发电机在投入空载线路时产生自励磁； 11.10.1.4充电端必须有变压器中性点接地；

11.10.1.5线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷； 11.10.1.6应考虑潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定 16 限额；

11.10.1.7线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外；

11.10.1.8任何情况下严禁“约时”停电和送电。11.10.2 500kV线路送电还应注意：

11.10.2.1线路高抗及其保护应可靠接入，对无高抗的线路充电必须经过试验或批准； 11.10.2.2 线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响，充电端电压不超过525kV；

11.10.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电； 11.10.2.4 线路停电，厂站应将该线路远跳装置退出，500kV开关停运，应将该开关启动远跳的压板退出；

11.10.2.5 两次送电间隔时间应不低于15分钟。11.11 零起升压操作规定 11.11.1对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速；

11.11.2零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，但联跳其它非升压回路开关压板退出，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用；

11.11.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地；

11.11.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作，母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。

11.12 变压器操作规定

11.12.1变压器并列运行的条件 11.12.1.1接线组别相同；

11.12.1.2电压比相差不超过5％； 11.12.1.3短路电压差不超过5％。

当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。

11.12.2变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关，500kV变压器停送电，一般从500kV侧停电或充电，必要时也可以在220kV侧停电或充电；

11.12.3变压器充电时，应有完备的继电保护、灵敏度，并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值；

11.12.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸；

11.12.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。

11.13

500kV高压电抗器操作规定

11.13.1 高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入；

11.13.2 投、停线路高压电抗器的操作，必须在本线路停电接地的情况下进行，如无法接地，必须待本线路停电冷备用15分钟后，才能拉开高压电抗器刀闸；

11.13.3 同塔双回线路高抗的投、停必须在本线路停电接地的情况下进行；

11.13.4 高抗停运或高抗保护检修，应将高抗保护退出并退出启动远跳回路压板。11.14 母线操作规定

11.14.1 母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式； 11.14.2 母线停送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电； 11.14.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求；

11.14.4双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作电源断开。11.15 开关操作规定 11.15.1开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡；

11.15.2开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作；

11.15.3母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关，停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

11.16 刀闸操作规定

允许用刀闸进行下列操作：

11.16.1系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 11.16.2无雷电时，拉开、合上避雷器；

11.16.3拉开、合上空载母线，但500kV系统需经试验允许、领导批准；

11.16.4拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；

11.16.5与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操作电源退出），但500kV系统中拉、合站内经开关或刀闸闭合的环路电流，需经试验允许、领导批准。

超过上述范围时，必须经过试验并经领导批准,并严禁用刀闸带电拉合空载变压器、空载线路、并联电抗器。

第十二章

电网异常及事故处理

12.1 电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：

12.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 12.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行；

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；

12.1.5 及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.2 当地区电网发生影响省调管辖系统安全运行的事故时，地调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报省调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向省调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。

12.3

事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度员的调度指令，凡涉及对系统有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止 18 事故扩大，值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度机构和事故单位询问事故情况或占用调度电话。

12.4 事故发生时，事故单位值班人员应准确、及时、扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象，开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。

12.5

为防止事故扩大，厂站运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽快报告值班调度员：

12.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 12.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

12.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；

12.5.4 系统事故造成频率严重降低时，各发电厂增加机组出力和开出备用机组并网； 12.5.5 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保护；

12.5.6 其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

12.6 在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃静。

12.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。

12.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班人员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系，确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。

12.9 事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。12.10 线路事故处理

12.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到厂站“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本调度机构总工或主管生产的领导同意，如有条件，可以采用零起升压方式。

12.10.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

12.10.3 线路一侧开关跳闸后，值班调度员应命令拉开可能引起末端电压过高的另一侧线路开关。

12.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑：

12.10.4.1应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；

12.10.4.2强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护, 无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；

12.10.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

12.10.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值；

12.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班人员根据规定，向有关调度提出要求；

12.10.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在强送前应将高抗转为冷备用；

12.10.4.7 500kV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟及以上；

12.10.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸, 故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送；

12.10.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；

12.10.4.10 强送端变压器中性点必须接地，特殊情况下，如需对带有终端变压器的220kV线路强送电,终端变压器的中性点必须接地。

12.11 发电机事故处理

12.11.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

12.11.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

12.12 变压器事故处理

12.12.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；

12.12.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；

12.12.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；

12.12.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；

12.12.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

12.13 高压电抗器事故处理

12.13.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电；

12.13.2 高压电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故

障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，由高抗所属电业局（公司）总工同意,可以试送一次，有条件时可进行零起升压；

12.13.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.14 母线事故处理

12.14.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。

12.14.2 当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：

12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；

12.14.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；

12.14.2.4当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；

12.14.2.5当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。

12.15 开关故障处理

12.15.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度

员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：

12.15.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；

12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。

12.16

电网振荡事故处理 12.16.1 电网振荡时的现象

发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。

12.16.2 系统振荡事故的处理

12.16.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；

12.16.2.2频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；

12.16.2.3频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。21 为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；

12.16.2.4当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；

12.16.2.5运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；

12.16.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；

12.16.2.7振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。

12.17 通信联系中断的事故处理

12.17.1 各地调、发电厂、变电站与省调的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通信、邮电系统通信、经与省调通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与省调进行联系。如不能尽快恢复，省调可通过有关地调的通信联系转达调度业务。

12.17.2 当厂站与调度通信中断时：

12.17.2.1 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其他各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有调相机、无功补偿设备的变电站还应按规定的电压曲线调整电压；

12.17.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

12.17.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.17.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

12.17.4 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.17.5 通信中断情况下，出现电网故障时：

12.17.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

12.17.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

12.17.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。12.17.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断期间一切应汇报事项。

12.18

电网频率异常处理

12.18.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。

12.18.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.18.2.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟；

12.18.2.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；

12.18.2.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；

12.18.2.4为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；

12.18.2.5当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.18.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。

第十三章

继电保护装置的调度管理

13.1

一般运行规定

13.1.1 继电保护和自动重合闸装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全运行和保护电气设备的主要装置，各级运行单位应按部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》及其他有关规程和规定执行；

13.1.2 四川电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理，均按调度管辖范围进行； 13.1.3 各级调度机构负责修编各自调度管辖范围的“继电保护整定方案和运行说明”，并配合新建和技改工程予以补充修改；

13.1.4 省调负责四川220kV及以上电网的继电保护装置入网运行的审查工作，负责制定调度管辖范围内继电保护装置的配置原则；

13.1.5 继电保护装置的反事故措施，220kV及以上系统由省调负责制定，110kV及以下系统由调度管辖单位负责制定，具体实施由各运行维护单位负责，运行单位应按期严格执行调度机构发布的有关继电保护反措要求；

13.1.6 电厂内的继电保护装置，必须与电网的继电保护装置相配合，继电保护装置及其他有关设备的选型需征得相关调度的认可。在电网的继电保护装置改变时，电厂应按调度的要求及时修改所辖的继电保护的定值及运行状态；

13.1.7 各级调度机构负责各自调度管辖范围内的继电保护装置动作统计、分析和评价。发电厂负责本厂设备的继电保护装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月将该报表报送省调，省调进行总结后再报送网调。

13.2

继电保护运行管理

13.2.1 继电保护装置应按规定投入运行，不允许一次设备无保护运行，特殊情况应按有关规定执行；

13.2.2 继电保护装置的投退和定值的更改必须按调度指令执行，现场继电保护装置的具体操作按现场运行规程执行；

13.2.3 调度人员应掌握系统保护装置的配置与运行规定，熟悉“继电保护运行方案”，了解保护装置的动作原理和保护整定原则。现场值班人员应了解本站（厂）所配置的继电保护装置，熟悉保护装置的现场运行规程。新型保护装置入网运行时继保人员应向调度人员和现场值班人员交底；

13.2.4 省调负责制定220kV及以上系统的变压器中性点接地方式，并将220kV主变中性点接地方式下发给地调和220kV发电厂，地调及电厂应按要求执行。需改变省调下达的变压器中性点接地方式时，应经省调批准；

13.2.5 地调负责制定管辖范围内的110kV变压器中性点接地方式；

13.2.6 各级调度机构应统一规定继电保护装置中各保护段的名称及作用，对同一设备配置了两套相同原理的保护装置，应进行调度命名编号，调度在下达命令时，应严格按照命名编号执行；

13.2.7 川渝电网联络线保护装置的运行管理见《川渝电网联络线调度管理规程》。13.继电保护定值整定及管理

13.3.1 系统继电保护定值的整定计算应符合部颁《220~500千伏电网继电保护装置运行整定规程》和《3~110千伏电网继电保护装置运行整定规程》的规定；

13.3.2 各级调度机构负责对调度管辖范围内的系统保护进行保护定值的整定计算，110kV及以下系统的联络线两侧开关的保护定值分别由调度管辖的单位整定计算；

13.3.3 并入电网运行的发电厂的变压器和发电机继电保护装置定值均由电厂自行计算，电厂内的变压器后备保护必须满足系统保护定值的配合关系；

13.3.4 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调度机构所提出的要求；

13.3.5 每年省调与网调、相关省（市）调及地调应相互提供整定计算分界点的保护配置、设备参数、系统归算阻抗、保护定值及整定配合要求等，以满足分界点定值的整定计算要求；

13.3.6 四川省网与其他省（市）网、地区网以及地区网之间保护的整定配合必须遵循局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时要尽量照顾局部电网和下级电网的需要；

13.3.7 运行方式部门应提供根据合理的系统运行方式计算的线路事故过负荷的最大电流和系统稳定计算要求的保护动作时间给继保部门作有关保护的整定计算依据；

13.3.8 各级调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对，核对要求按有关规定执行；

13.3.9 继电保护定值单应一式四份，由继电保护整定计算部门留存一份，其余分别送到调度值班室、运行单位的保护调试部门和厂站值班室，要保证继电保护定值的“四统一”；

13.3.10 新建、改建和调整了定值的保护装置，在投运前，现场运行值班人员应与值班调度员核对保护定值单，确认保护按定值单整定无误后按有关指令和规定投运。

13.继电保护装置运行维护与检验

13.4.1 继电保护装置的运行维护，由设备所属单位负责。运行中的保护装置的检验，应按部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》及有关检验规程的规定执行；

13.4.2 新投运或更换保护装置，应向有关调度机构办理新设备投运申请，并按有关规定提前报送相关资料；

13.4.3 当电网的继电保护装置因安全、稳定要求进行更新、改造，需要电厂配合时，相关电厂应及时进行相应继电保护装置的改造工作，并经相关调度机构批准后投运；

13.4.4 接入电网运行的继电保护装置及保护所用的通道设备应按有关规程要求进行调试 并定期进行校验维修，其整定值应符合调度下达的定值单的要求，并保存完整的调试记录和报告；

13.4.5 继电保护装置现场运行规程应根据有关的规定和要求，由设备所属单位编写，并报有关部门备案；

13.4.6 继电保护装置在运行中发现有缺陷时，现场值班人员应及时向值班调度员汇报，若需退出保护装置时，必须经值班调度员批准。紧急情况下，可按现场规程，先将保护装置退出，但事后应立即汇报；

13.4.7 继电保护装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续；

13.4.8 保护装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录应及时传至相应调度机构，并做必要的注释；

13.4.9 电网中运行设备的继电保护装置动作后，运行单位须立即按规程进行处理和分析，并将有关保护动作报告、故障录波资料报送相关调度机构，调度机构应指导、协助运行单位进行事故分析；

13.4.10 电厂出现机组或厂内其他电气设备继电保护装置动作后，应立即进行原因分析，对继电保护不正确动作必须查明原因，并采取相应措施，消除事故隐患，经调度批准后方可重新并入电网运行。

13.220kV及以上系统继电保护装置运行规定

13.5.1 运行中如有特殊情况，继电保护装置运行违背本运行规定中的有关条例时，500kV 系统应经省电力公司总工程师批准，220kV系统应经省调总工程师批准。13.5.2 在下列情况下应停用整套微机保护装置

13.5.2.1在微机保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路工作； 13.5.2.2在装置内部工作；

13.5.2.3继电保护人员输入定值。

13.5.3 新投产保护装置或保护电流、电压回路有变动时，必须要带负荷测试。

13.5.4 当双母线接线的两组PT只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可采用将母联开关作为死开关或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行PT所在的母线。

13.5.5 因一次运行方式的调整需更改运行保护装置定值时，值班调度员应根据设备在操作过程中保护是否有灵敏度来确定在方式调整前还是调整后更改保护定值。

13.5.6 线路保护

13.5.6.1在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护必须同时投运；

13.5.6.2当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运； 13.5.6.3一条线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同；

13.5.6.4500kV线路在运行中，必须要有纵联保护投运，如无纵联保护，该线路也应同时

停运；

13.5.6.5500kV线路PT停用或检修时，则该线路必须同时停运；

13.5.6.6

500kV线路运行时，线路开关的短引线差动保护必须停用，线路停运，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行；

13.5.6.7 500kV线路任一侧两台故障启动装置或两个远跳通道同时停运时该线路也应同时停运；

13.5.6.8 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行，在特殊情况下，可以将无纵联保护的运行线路后备II段时间按有关规定调整后运行，但不允许一个厂站有两条及以上 25 线路采用该运行方式，具体要求见有关规定；

13.5.6.9 旁路开关代线路开关要启用高频保护时，应将高频电缆切换到旁路收发讯机或将线路收发讯机切换到旁路保护，不启用的高频保护应停用；

13.5.6.10 对配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同；

13.5.6.11 线路输送功率在任何情况下，不应超过距离III段阻抗值整定允许的功率； 13.5.6.12 对电气设备和线路充电时，必须投入快速保护； 13.5.6.13 一般情况下，不允许用线路保护对变压器充电；

13.5.6.14在220kV厂站内的母线解合环操作时(角形接线除外)，解合环过程中应将环内开关零序保护停用。

13.5.7

母差保护和断路器失灵保护

13.5.7.1

母差保护正常时都应投入运行，原则上不允许母线无母差保护运行；

13.5.7.2

母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，其调整按现场运行

规程执行；

13.5.7.3

500kV一组母线的两套母差保护同时停运时，该母线应停运； 13.5.7.4

特殊情况下，220kV母线无母差保护运行时，应按有关规定执行；

13.5.7.5

母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护；

13.5.7.6

开关配置的保护回路有工作时，应停用该开关的失灵启动保护； 13.5.7.7

双母线分开运行时应停用母联开关失灵启动保护；

13.5.7.8

配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用；

13.5.7.9

微机母差保护停用时，原则上同一装置中的失灵保护也应停用。13.5.8

变压器和电抗器保护

13.5.8.1

500kV变压器及电抗器无差动保护运行时，应该停运；

13.5.8.2

220kV变压器在运行中，其瓦斯保护和纵差保护不得同时停用；

13.5.8.3

变压器差动保护新装或二次回路有改变时，应进行带负荷测试正确后方可投运； 13.5.8.4 变压器充电时，全部保护均应投入跳闸。在带负荷测试前，应将差动保护退出，再

进行测试（其他保护按现场运行规程处理）；

13.5.8.5 220kV变压器中性点经间隙接地时应投入零序电压和间隙过流保护，变压器中性点改为直接接地时，应停用间隙接地过流保护；

13.5.8.6 高(中)压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高(中)压侧开关断开运行时，高(中)压侧中性点必须接地，并投入接地电流保护。

13.6

故障录波装置运行规定

13.6.1 各电厂、变电站配置的故障录波装置必须投入运行，退出时，应经相关调度批准； 13.6.2 系统发生故障，故障录波装置动作后，应及时向调度机构汇报，并在规定时间内，将录波图传送到相关调度机构；

13.6.3 故障录波装置的运行维护同继电保护装置，检验管理按有关规程和规定执行。13.7

继电保护故障及信息管理系统

13.7.1 继电保护故障及信息管理系统主站的运行维护和管理由省调负责；

13.7.2 继电保护故障及信息管理系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，该系统的检验管理同继电保护装置。13.8

稳定监录系统

13.8.1 稳定监录系统主站的运行维护和管理由省调负责； 13.8.2 稳定监录系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，厂、站值班人员应与管理继电保护装置一样，定期进行设备巡视，作好设备运行记录。

第十四章

调度自动化系统的运行管理

14.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。各厂站应建设先进、实用的调度自动化终端、监控系统，并配备专人负责运行维护工作。

14.2 各级调度自动化机构、自动化专责应严格执行《全国电网调度自动化系统运行管理规程》。

14.3 四川电网调度自动化系统是由主站、子站以及主站和子站间经由数据传输通道构成的整体。自动化系统中采用的各种设备必须符合已颁发的国家标准、行业标准，必须符合省网系统内所规定的通信规约及接口技术条件。自动化系统的功能和性能必须符合部颁“电网调度自动化系统实用化要求”以及各自调度管辖范围内调度生产的特殊要求。

14.4 本规程所指的子站主要设备（即厂站调度自动化设备）包括： 14.4.1 远动终端

14.4.1.1远动装置（远动终端的主机）、远动通信工作站； 14.4.1.2 与远动信息采集有关的变送器和交流采样等测控单元、功率总加器及其屏（柜）、二次测量回路（二次测量回路中开关刀闸位置辅助节点由继电保护专业负责维护）；

14.4.1.3远动装置、电能量采集装置、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 14.4.1.4远动终端输入和输出回路的专用电缆；

14.4.1.5远动信号转接屏、遥控继电器屏、遥调接口； 14.4.1.6远动通道专用测试仪及通道防雷保护器（远动侧）； 14.4.1.7远动使用的调制解调器，串行通讯板、卡。

14.4.2 电力调度数据网络设备(路由器、数据接口转换器、交换机或集线器等)及其连接电缆，安全隔离装置及防火墙等

14.4.3 电能量计量

14.4.3.1电能量采集装置及专用计量屏（柜）；

14.4.3.2电能表数字通信口和脉冲信号与电能量采集装置连接电缆； 14.4.3.3电能量远传使用的调制解调器和串行通讯板、卡。

14.4.4 电厂计算机监控系统、变电站自动化系统和集控站系统的相关设备（包括：站控层及间隔层设备）

14.4.5 与水情测报系统、雷电定位系统、保护信息管理系统有关的接口

14.4.6 向子站自动化设备供电的专用电源设备及其连接电缆（包括UPS电源、直流电源、专用空调及配电柜）

14.4.7 与保护设备和DCS系统等接口设备 14.4.8 GPS 14.5 本规程所指的主站系统主要设备包括： 14.5.1 能量管理系统（EMS）； 14.5.2 电能量计量系统；

14.5.3 电力市场技术支持系统； 14.5.4 调度生产管理系统（DMIS）；

14.5.5 电力实时数据传输和网络管理系统（包括：各级调度专用的广域数据网络、用于远方维护及电能量计量等应用的调度专用拨号网络、各自动化系统内部的局域网 络，数据网络安全隔离装置及防火墙等）；

14.5.6 与水调自动化系统、功角/相位测量系统、雷电定位系统、保护信息管理系统、稳定监控系统的网络接口；

14.5.7 电网调度中心数据库系统；

14.5.8 调度辅助系统（包括：调度模拟屏、大屏幕投影设备、GPS等）； 14.5.9 主站专用的UPS电源、机房空调、机房监控系统及配电柜； 14.5.10 远动通道检测柜和配线柜。

14.6 省调调度管辖厂站调度自动化设备属省调管辖设备，其调度管理由省调负责，按照省调制定的相应规定执行，厂站调度自动化设备的日常巡视和运行维护由各电业局（公司）、电厂相关部门负责。

14.7

自动化管理部门负责参加审核所辖范围内新建、扩建和改造工程中厂、站自动化部分的规划、设计、招标及评标工作，新建、扩建厂站自动化系统与厂站一次设备必须同步投入运行，新设备投产须上报的资料明细见本规程第六部分。扩建工程中的调度自动化设备必须与原有的设备兼容、或覆盖原有的信息，必须保持调度自动化系统信息的完整性。

14.8

数据采集与监控系统（SCADA）的调度管理 14.8.1 省调、各电业局（公司）、电厂负责各自调度自动化系统、监控系统或RTU的信息维护，保证发送、转发信息的完整性、准确性和可靠性。各单位应定期对设备进行巡视、检查、测试和记录，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并将故障处理情况及时上报有关调度机构；

14.8.2 在省调管辖范围内的自动化设备上进行试验工作前后，应及时向省调自动化管理部门汇报，得到许可后方能执行；

14.8.3 遥测、遥信编排序列及遥测标度系数等自动化设备参数不得随意改动,如因一次设备变化等原因需要更改时,应得到有关调度机构同意后方可进行，并把变动的实际结果通知有关调度机构；

14.8.4 一次设备检修完成后，应将二次回路接线恢复正常，使相应的遥测、遥信信号投入正常运行，同时通知省调自动化管理部门；

14.8.5 运行维护单位必须按规程定期校验变送器准确度和交流采样精度。14.9

自动发电控制系统（AGC）的管理

14.9.1 单机容量>=40MW的水电机组、单机容量>=200MW的火电机组应具备AGC功能，参与电网闭环自动发电控制；

14.9.2 凡参与电网AGC调整的机组，必须经由省调组织的系统调试，在系统联调调试前，发电厂应向省调主管部门提供现场机组AGC试验分析报告，省调根据系统调试情况，核准调节能力，以AGC系统控制参数定值单的形式下达，由现场执行；

14.9.3 凡参与AGC运行的电厂都必须保证其设备按核定的调节性能正常投入，除紧急情况外，未经省调值班调度员许可不得擅自退出运行；

14.9.4 省调值班调度员应根据系统实际运行情况，及时调整机组AGC的控制模式及有关调节参数；

14.9.5 发电厂值班人员应加强对控制装置和机组的监视、检测，当本厂机组运行情况发生变化时，应及时向省调值班调度员上报机组当前运行参数。当出现异常需要退出“远方控制”时，应及时汇报省调值班调度员，经调度批准后，将机组切至“当地控制”；当出现严重威胁机组安全运行的情况时，现场值班人员可先将机组切至“当地控制”，然后向省调值班调度员汇报，并尽快组织相关技术人员进行处理。

14.10 电能量计量系统（TMR）的管理

14.10.1 电能量计量系统所有设备都是四川电网作为电费结算用的重要运行设备，任何单位和个人都不能随意更改设备及设备的运行状况；

14.10.2 省调负责电能量计量系统主站端设备软硬件的运行维护及向地（市）调转发关口电能量数据； 14.10.3 关口电能表计的管理按相关规程执行；

14.10.4 各电厂、电业局（公司）电能量计量系统、电能量采集装置及其附属设备的运行维护由各电厂、电业局（公司）负责，各单位对本系统的设备进行巡视检查时，发现问题应组织技术人员及时处理，并立即报告省调；

14.10.5 影响电能量计量系统正常运行的设备检修、更换工作必须确保电量数据不丢失。电能量计量系统中参与电量计算的参数、标志的变更，各电厂、电业局（公司）应提前将有关参数书面通知省调。

14.11 电力调度数据网络的管理

14.11.1 由省调至所辖厂站、地调的电力调度数据网络以下简称省级电力调度数据网，各地调负责各自管辖范围内的电力调度数据网络，以下简称地区电力调度数据网；

14.11.2 省调负责省级电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；各地调负责所辖范围内地区电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；

14.11.3 电力调度数据网络设备实行属地化管理，各电业局（公司）、发电厂负责其属地范围内各级电力调度数据网本地节点设备的运行维护管理；

14.11.4 新接入省级电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经省调批准后实施；

14.11.5 新接入地区电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经相应地调批准后实施，并报省调备案。

14.12

电力二次系统的安全防护管理

14.12.1 电力二次系统是指各级电力监控系统、调度数据网络（SPDnet）、各级管理信息系统(MIS)和电力数据通信网络（SPTnet）构成的系统；

14.12.2 各电业局（公司）、发电厂电力二次系统的安全防护方案必须经过上级主管部门的审查、批准。在电业局（公司）、发电厂应用系统无法满足安全防护要求时，不允许接入调度数据网络，只能采用专用通道等非网络连接方式与省调通讯。

14.13 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

14.13.1 省调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2个工作日以书面申请方式报省调批准方可实施；

14.13.2 省调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运，应及时以电话方式上报省调自动化管理部门提出申请，经省调自动化管理部门许可后方可实施，并应在事后2个工作日内向省调自动化管理部门补办书面申请以备案。

14.14 输电线路或通信设备检修等，如影响省调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影响的厂站名单并以书面形式提前报告省调，经同意后方可进行。通道恢复时，应及时通知省调。

第十五章 电力调度通信运行管理

15.1

四川电力调度通信系统是四川电力通信网的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、优质、经济运行的重要手段。四川电网内的电业局（公司）、并网电厂、变电站、开关站、换流站通信系统的建设、运行、维护 29 和管理必须遵守本规程，接入四川电力通信网的设备和电路必须遵守本规程。

15.2 调度通信系统：是由各级调度通信电路组成的通信系统，包括各级调度机构至其管辖的变电站、开关站、相关电厂、联网线路的主备用通信电路、设备、设施和应急调度通信电话。

15.2.1 调度通信电路：是各级调度机构至其管辖的下级调度单位之间的主备通信电路，包括省级调度通信电路和地区级调度通信电路；

15.2.2 省级调度通信电路：是省调至各调度单位（即地调、所辖并网电厂、220kV及以上变电站、开关站）及各调度单位之间的主备通信电路，包括调度电话、自动化信息、复用安控保护信息、稳定监录信息、继电保护故障录波信息、电网运营管理信息、生产例会及服务于电网生产行政管理的通道和租用电路。

15.3

调度通信电路的管理 15.3.1 调度通信电路的管理原则

15.3.1.1四川电网调度通信电路实行属地化管理原则，投入使用的调度通信电路，均由属地管理单位实施运行维护和检修消缺；

15.3.1.2调度通信电路必须经过竣工验收后方可接入使用；

15.3.1.3省级调度通信电路的竣工验收须经省调专业归口管理部门及相应运行维护单位签字认可；

15.3.1.4调度通信电路的调度电话（包括作为应急使用的公网市话单机）必须进行可靠、清晰的录音，录音资料至少要保存90日。

15.3.2 调度通信电路的组织原则 15.3.2.1新投运的省级调度通信电路，应具备不同路由的主备传输通道（不包括公网市话），主备通道能自动切换；

15.3.2.2省级调度通信电路的调度电话由省级调度通信专网提供，省级调度通信专网外电话不得拨打专网内的调度电话；各调度运行单位必须组织公网市话作为专用应急通信手段，公网市话单机应直接安放于调度现场；

15.3.2.3省级调度通信电路的组织应尽可能使用省级通信干线，需要使用地区级通信线路时，各级调度通信部门须积极配合，提供相关电路的运行资料，并确保其畅通，经调用的地区级通信电路，应按省级调度通信电路的要求进行管理和考核。

15.3.3 调度通信电路的调度、方式管理

15.3.3.1省级调度通信电路由省调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.2地区级调度通信电路由各电业局（公司）地调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.3四川电网调度通信指挥专用电话（包括运行维护单位调度通信的值班电话）为3000号，该电话必须保证24小时有人接听；

15.3.3.4 省级调度通信电路的运行方式按年编制下达，电路的投入、退出、调配以临时运行方式下达；

15.3.3.5 省级调度通信电路的运行方式主要内容包括：上的运行总结；新设备、电路的投产计划；主要通信站、电路、设备的检修计划；省级调度通信电路的路由清单和自动切换方式；运行中出现的主要问题及整改建议；

15.3.3.6 各电业局（公司）地调、发电厂不得擅自改变省级调度通信的运行方式，在组织区域通信电路时，如有可能影响省级调度通信电路的安全运行，必须事前向省调汇报，并制定相应的方案，经省调认可后方可实施。

15.3.调度通信电路的运行、检修管理

15.3.4.1调度通信电路应具备必要的监视手段，各运行维护单位应随时监视调度通信电路的运行情况，严格执行电力行业的有关规程、规定，建立健全设备的定期检查、30 检验和消缺制度；

15.3.4.2各电业局（公司）地调、发电厂应在每月10日前向省调通信管理部门报送上月的通信运行月报，月报的内容和统计按有关规程、规定执行；

15.3.4.3调度通信电路、设备的检修原则：具备主备功能的电路、设备检修时，不得中断调度通信使用；不具备主备功能的电路、设备检修时，原则上与一次系统检修同步进行；

15.3.4.4各电业局（公司）地调、发电厂应在每年11月底制定下一的调度通信电路的检修计划，并报送省调，省调根据通信网的具体情况进行审核后于年底前下达；

15.3.4.5省级调度通信电路的检修必须经省调批准后方可实施，计划检修须提前48小时向省调通信管理部门申请，计划检修不能按期完工的，应在批准的完工时限内办理延期手续；

15.3.4.6 调度通信电路必须按规定进行定期巡检和消缺；

15.3.4.7 复用保护、安控通信电路运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行； 15.3.4.8 在进行调度通信电路运行维护、检修消缺时，必须按规定做好相应的安全措施； 15.3.4.9 各运行维护管理单位应配备调度通信电路运行、维护、检修、消缺必须的仪器仪表和备品备件，并建立相应的管理制度。

15.3.调度通信电路的故障管理

15.3.5.1调度通信电路发生故障中断后，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施（如中转、短接等）首先恢复调度通信电路，再进行故障抢修和分析；

15.3.5.2调度通信电路抢修时，应按先干线后支线、先重要电路后次要电路的顺序依次进行；

15.3.5.3 调度通信电路发生故障中断后，通信人员应及时通知有关用户，说明故障影响的范围、应急措施，同时向主管部门汇报，省级调度通信电路必须向省调汇报，并做好记录；

15.3.5.4 在电路抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复；

15.3.5.5 调度通信电路的故障评价分为事故、障碍两种，按《电力系统通信管理规程》的要求均应列入电力故障统计，逐级上报；

15.3.5.6 为了迅速、准确地处理故障，各级运行维护单位应制定故障处理程序和事故抢修预案。

15.3.6 调度通信系统的新设备投运管理 15.3.6.1 并网电厂、用户变电站接入四川电力调度通信系统，必须符合电力通信系统的技术、接口规范，提前90日向省调提供拟接入设备的型号、技术参数，并办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》；

15.3.6.2 并网电厂、用户变电站的业主办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》

的主要内容：

a）拟接入设备的技术指标； b）拟接入设备的接口方式；

c）使用四川电力通信系统资源的申请。

15.3.6.3 新设备投运前应按《新设备加入系统运行申请书》的要求办理新设备投运申请，新设备投运前必须具备的条件： a）设备入网手续办理完毕；

b）通信设备已通过验收，质量符合入网技术规范和安全运行要求； c）已明确通信设备的运行维护管理责任； d）调度通信电路畅通，达到投运要求。

15.3.7

微波、载波频率资源管理

15.3.7.1微波频率资源由省调协助无线电管理委员会进行规划和管理，微波频率的申请需经省调审核；

15.3.7.2 微波站内安装系统外无线发射设备必须报省调批准；

15.3.7.3 载波频率管理：220kV及以上电网载波频率由省调统一规划和安排，110kV及以下电网载波频率由各电业局（公司）地调进行规划和管理，低电压等级电网的载波频率不得干扰高电压等级电网载波频率，当载波频率发生相互干扰冲突时，低电压等级服从高电压等级。

15.4

通信专业与相关专业的工作界面划分 15.4.1 通信与自动化专业工作界面划分

15.4.1.1省调、地调中心站机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的自动化端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），自动化端配线架及线缆（包括光缆）接头由自动化专业负责，自动化端配线架出口至通信专业的电缆（或2M同轴线和光缆）由通信专业负责；

15.4.1.2电厂、变电站及其他机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），通信端配线架及线缆（包括光缆）接头由通信专业负责，通信端配线架出口至自动化的电缆（或2M同轴线和光缆）由自动化专业负责；

15.4.1.3放置于通信机房内，专用于自动化专业的路由器、协议转换器由自动化专业负责。15.4.2 通信与保护专业工作界面划分

通信与保护专业的工作界面划分原则为通信与保护专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架）。复用保护、安控通道电路的工作界面具体划分按《四川电力系统复用保护、安控载波通道运行管理检修规程》和《四川电力系统复用保护、安控光纤通道运行管理检修规程》执行。

第十六章

水电站水库的调度管理

16.1 水电站水库调度的任务

16.1.1 在确保枢纽工程安全的前提下，合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益； 16.1.2 满足电网的安全、稳定及经济运行要求。16.2 水库控制运用的基本原则

16.2.1 水电站水库的设计参数及指标不得任意改变，如需改变，应按有关规定报批； 16.2.2 在汛期，汛限水位以上的防洪库容以及洪水调度运用服从有管辖权的防汛指挥机构的统一调度指挥，汛限水位以下库容服从省调统一调度指挥；

16.2.3水电厂水工建筑物、设备安全及上下游综合利用要求由水电厂负责，如需省调配合，由水电厂向省调提出申请；

16.2.4日周调节及径流水电站应做好水情预报，在允许的范围内承担部分调峰任务； 16.2.5 有季调节及以上能力的水库，在供水期初保持高水位计划用水，汛前腾空库容，但最低水位不得低于死水位(多年调节水库原则上不低于年消落深度)，汛期根据汛情提前大发，汛末利用后期洪水尽量蓄到正常高水位，供水期应多承担电网的调峰、调频和事故备用任务；

16.2.6 梯级水电站水库群之间的调度运行应相互协调，既保证各梯级水电站的经济效益，又保证满足电网运行要求，当水情发生重大变化时，上游水电站应向下游水电站 32 及时提供最新的水情信息；

16.2.7 在多沙河流上的水库要正确处理发电和排沙保库的关系。16.3 水库调度的职责

16.3.1 水电厂应建立水库调度专职机构，健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。

16.3.2 水库运用主要参数指标及基本资料管理

16.3.2.1水电厂并网发电前应向省调提供水库运用主要参数指标及基本资料； 16.3.2.2 水库运用主要参数指标包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，设计通航流量及其它综合利用要求等；

16.3.2.3 水库运用主要基本资料包括：库容曲线、设计洪水、径流资料、泄流曲线、水轮发电机组特性曲线、下游水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线、上游库区及下游河道资料等；

16.3.2.4水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。

16.3.3 水文情报及预报 16.3.3.1 水电厂应根据水文预报及调度需要布设水文情报站网，水文情报站调整应报省调备案，应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定；

16.3.3.2水电厂必须开展水文预报，预报方案应符合预报规范要求，应按规定向省调及其它有关部门报汛，并充分利用各种通信设施，保证水文信息传递及时准确。

16.3.4水情自动测报及水调自动化系统

16.3.4.1水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务；

16.3.4.2 装机容量在100MW及以上的水电厂或流域梯级控制机构应建立水调自动化系统，并与四川电网水调自动化系统联网；

16.3.4.3 水电厂应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行，系统建设、改造、升级方案必须报省调审查；

16.3.4.4 与四川电网水调自动化系统联网的水电厂水情自动测报系统出现故障时，应及时向省调通报，因水情自动测报系统检修、设备维护可能造成测报系统停运时，应经省调许可。

16.3.5 水库调度联系制度

16.3.5.1 水电厂应在每年10月底前编制下一水库控制运用计划，并上报省调，每月20日前向省调报下个月发电计划建议；

16.3.5.2 水电厂每日10时前向省调报当日8时上、下游库水位、入库流量及泄流量，前一日的发电量、弃水损失电量、入库流量、发电流量、泄流量、出库流量及流域平均降雨量，预计后一日平均入库流量、发电量及电厂可调出力；

16.3.5.3水电厂每月第一个工作日前应填报水电调度月报，以传真或电子邮件形式报省调，并以邮寄方式向省调报送，每年1月31日前上报上水库调度总结、水情自动测报系统运行总结和水调自动化系统运行总结。

第十七章

电网运营调度管理

17.1 省调负责与并入四川电网的发电厂（网）以及220kV用户变电站签订《并网调度协议》。

17.2

签订《并网调度协议》的条件

17.2.1 发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；

17.2.2 220kV用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》； 17.2.3 发电厂（网）以及220kV用户变电站已于计划并网的90日前向省调提供电网调度运行潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；

17.2.4 发电厂（网）以及220kV用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。

17.3 省调负责各发电厂（网）、电业局（公司）的关口设置和管理

17.3.1 关口设置的原则：发电厂（网）的关口设置在产权分界点、电业局（公司）的关口设置在潮流的送端；

17.3.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年须在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口情况，如关口没有变化，应上报无变化；

17.3.3 关口的临时变化，须立即上报省调。17.4

发电厂（网）的考核结算

17.4.1 省调负责对发电厂（网）的考核结算；

17.4.2 对各发电厂（网）进行电量考核结算的依据是省调下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲线（包括修改后的临时调整曲线）；

17.4.3 各发电厂（网）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电

量，考核办法按相关规定执行。

17.5 电业局（公司）的考核结算

17.5.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算；

17.5.2 各电业局（公司）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核办法按相关规定执行；

17.5.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局（公司）上报的日负荷预测曲线；

17.5.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括临时调整曲线）。

17.6 省调根据相关规定负责实施和省外的计划外临时电力电量交易。

第十八章

电网运行情况汇报

18.1 电力生产运行情况汇报规定

18.1.1 每日6时以前，各地调、发电厂须将本网（厂）前一日电力生产运行日报传送至省调并保证报送数据的准确性，如传送不成功，应于7时前通过电话报省调；

18.1.2 电力生产运行旬报的统计报送，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日的16时；

18.1.3 电力生产运行月报的统计报送，正常应以次月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺延至第三个工作日的12时；

18.1.4 电力生产运行月度计划的统计报送，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前至每月最后一个工作日的12时。

18.2

重要事件汇报规定

18.2.1 在系统发生重要事件时，各地调、发电厂、变电站值班人员应及时向省调值班调度员如实汇报。

18.2.2 重要事件分类

18.2.2.1电网：电网解列、振荡，电网频率、电压异常，220kV及以上电网设备故障、缺陷或超稳定限额运行，由于电网事故造成重要用户停、限电或大面积停电等；

18.2.2.2厂站：机炉设备、220kV及以上电网设备、厂站用电设备故障或缺陷等； 18.2.2.3人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故； 18.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响的事件；

18.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件；

18.2.2.6 经确认因调度系统人员责任打破安全记录。18.2.3

重要事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）18.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

18.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 18.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 18.2.3.4 电网恢复情况等。

18.3

其它有关电网调度运行工作汇报规定

18.3.各地调、发电厂、变电站在实行新调度规程或现场规程时，及时将新调度规程或现场规程报省调备案。

18.3.2

发生重大事故的单位应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告传真至省调，并在事故分析会后向省调报送事故分析报告。

18.3.3

每年1月底前，各地调向省调报送 18.3.3.1 地调调度科上一工作总结；

18.3.3.2 上一调度系统人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；

篇6：电网调度管理规程

国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香

复审：刘

镭 审核：段惠明

王和春

万

源

郭玉金

初审：王

虎

应忠德

孙恭南

主要编写人员：

周栋梁

叶

菁

叶钟海

刘昕晖

杜中剑 董欢欢

郭国梁

殷

齐

万玄玄

杨

峰 文

峰

程

正

袁

彦

李小锐

丁国兴 熊建华

谌艳红

李华勇

马伊平

段志远

梁文莉

王

凯

金学成邹根华

宿

昌 罗

诚

王文元

伍太萍 余笃民 陈

红

李峥山 邹绍平

目录

第一章 总则............................................................................1 第二章 调控管辖范围及职责................................................3 第三章 调度管理制度..........................................................10 第四章 电网运行方式管理..................................................13 第五章 调度计划管理..........................................................19 第六章 输变电设备投运管理..............................................28 第七章 并网电厂调度管理..................................................31 第八章 电网频率调整及调度管理......................................34 第九章 电网电压调整和无功管理......................................36 第十章 电网稳定管理..........................................................43 第十一章 调控运行操作规定..............................................50 第十二章 故障处置规定......................................................68 第十三章 电保护和安全自动装置管理..............................97 第十四章 调度自动化及通信管理....................................101 第十五章 清洁能源调度管理............................................107 第十六章 设备监控管理....................................................113 第十七章 备用调度管理....................................................115 附录1：江西电网省调调管电厂设备...............................117 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...........122 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分...............126 附录4：江西电网省调调度许可设备...............................136 附录5：江西电网委托调度设备.......................................137 附录6：江西电网设备命名和编号原则...........................138 附录7：江西电网调度术语...............................................142 附录8：导线允许的长期工作电流...................................189 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力................192

第一章 总则

1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。

1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。江西电网设置三级调控机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。

1.5 各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.6 本规程适用于江西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.7 与江西电网运行有关的各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统

人员凡涉及江西电网调控运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.8 地级调控机构依据本规程确定的原则，结合地区电网特点和运行管理需要，制定相应的调控运行细则。1.9 县级调控机构以本规程为指导，参照本规程的原则要求，制定县级电网调控管理规程。

1.10 本规程由国网江西省电力公司负责解释和修订。

第二章 调控管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、输、变电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。2.2 调控机构直接调度指挥的发、输、变电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。

2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、输、变电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、输、变电系统授权（委托）下级调控机构调度。

2.5 为使调控机构能有效地指挥电网的运行操作和故障处置，所有影响江西电网发供电能力的主要设备必须由有关调控机构统一调度管辖；国调、华中分中心调管范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。2.6 调管范围划分原则 2.6.1 省调调管范围

2.6.1.1 装机容量在100兆瓦及以上发电厂。

2.6.1.2 直接接入220千伏及以上电压等级的发电厂。2.6.1.3 装机容量100兆瓦以下现省调直调水力发电厂的水电机组。

2.6.1.4 装机容量在40兆瓦及以上风电场风机及光伏电站箱变。

2.6.1.5 220千伏及以上变电站（不包括220千伏终端变电站、终端供电网）的220千伏母线。

2.6.1.6 220千伏及以上线路（不包括220千伏终端线路）。

2.6.1.7 上级调控机构或省调指定的发、输、变电系统。

凡省调调度管辖范围内的设备均应包括锅炉、汽（水）轮机、发电机、主变压器、母线、线路等设备，及其相应的开关、刀闸、接地刀闸、避雷器、电流互感器、电压互感器等设备在内。2.6.2 地调调管范围

2.6.2.1 省调直调100兆瓦及以上发电厂的110千伏出线间隔及110千伏专用旁路间隔和旁路母线；省调直调100兆瓦以下水电机组、风电场风机、光伏电站箱变以外的设备；省调直调发电厂的35千伏母线。

2.6.2.2 省调直调的220千伏变电站的主变压器；主变中性点接地方式不满足省调规定要求的须经省调批准。2.6.2.3 省调直调的220千伏变电站的110千伏及以下母线；220千伏终端变电站和终端供电网。2.6.2.4 110千伏及以下变电站。

2.6.2.5 220千伏及以下变电站的无功调节及无功补偿设备。

2.6.2.6 220千伏终端线路；省调直调的220千伏母线上的待用间隔；110千伏及以下母线上的待用间隔。2.6.2.7 110千伏及以下线路；经地区电网间110千伏联络线跨地区转移负荷需经省调许可，必要时由省调进行协调。2.6.2.8 按并网调度协议调度管理的发电厂。2.6.2.9 省调指定的发、输、变电系统。

220千伏终端供电网：指仅由一个500千伏或220千伏变电站经单回或多回终端线路供电的一个或多个220千伏变电站及其相关线路。2.6.3 县（配）调调管范围

2.6.3.1 直接并入县级电网的非省、地调调度发电厂。2.6.3.2 地市公司或县公司所属35千伏、10千伏线路及相关设备（含开关、刀闸、柱上开关、环网柜、电缆分接箱等）。

2.6.3.3 地市公司或县公司所属35千伏变电站、10千伏开闭所。

2.6.3.4 调度协议中明确规定由县调管辖的客户设备。2.6.3.5 县级电网10千伏公变、专变为县（配）调许可设备。

2.6.3.6 地区电网内其它设备由地调具体划分。

2.6.4 继电保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信等二次设备的调管范围与一次设备一致。

2.6.5 各发电厂的厂用电系统及其相关的继电保护和安全自动装置，均由各厂自行管理。

2.6.6 江西电网内省调调管范围的具体划分以省调规定为准，江西电网省调调管、省调委托等设备详见附录1-5。2.7 监控范围划分原则

2.7.1 省调监控范围：负责全省500千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.2

地调监控范围：负责地区范围内35～220千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.3

县（配）调监控范围：负责县域范围内35千伏及以下变电站（开闭所等）设备运行集中监控。2.8 调度运行管理的主要任务

2.8.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

2.8.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.8.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.9 省调主要职责：

2.9.1 落实国调及华中分中心专业管理要求，组织实施江西电网调度控制专业管理。

2.9.2 负责江西电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.9.3 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.9.4 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式；指导地县级调控机构开展地区电网运行方式分析。

2.9.5 根据国家电网主网设备年度停电计划，参与制定江西电网设备年度检修计划，负责编制电网设备月、周、日停电计划，受理并批复电网设备停电、检修申请。

2.9.6 开展江西电网月、日电力电量平衡分析，按直调范围制定月、日发供电计划。

2.9.7 负责江西电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。

2.9.8 负责省间联络线关口控制，参与电网频率调整。2.9.9 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.9.10 参与电网事故调查，组织开展调管范围内故障分析。

2.9.11 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自

动装置定值的整定计算，负责直调范围内电网继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域内国调及华中分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。

2.9.12 参与制定江西电网应急控制负荷序位表，经江西省人民政府批准后执行。

2.9.13 统筹协调与江西电网运行控制相关的通信业务。2.9.14 参与江西电网发展规划、工程设计审查，编制江西电网调控运行专业规划。

2.9.15 受理并批复新建、扩建和改建直调设备的投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。2.9.16 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。

2.9.17 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等方面的关系。

2.9.18 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员、变电运维人员及省检修分公司生产运行值班人员上岗培训考核工作。

2.9.19 行使国调、华中分中心授予的其他职责。2.10 地调主要职责：

2.10.1 落实省调专业管理要求，组织实施本地区电网调度控制专业管理。

2.10.2 负责本地区电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.10.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.10.4 负责与地区内非省调直调电厂签订并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。

2.10.5 开展地区电网运行方式分析，依据《江西地县电网年度运行方式编制规范》组织制定地县电网年度运行方式。2.10.6 根据江西电网设备年度检修计划，参与编制地区电网设备年度检修计划，负责编制地区电网设备月、周、日停电计划，受理并批复设备的停电检修申请；审核、批准县调设备月度停电计划。

2.10.7 负责直调范围内电网稳定专项管理，开展地区电网故障分析，参与地区电网发展规划及相关工程设计审查。2.10.8 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.10.9 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.10.10 负责直调范围内继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理及检验管理。

2.10.11 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负责所辖县级电网10～35千伏继电保护定值的整定复算、审核和批准。

2.10.12 参与制定本地区应急控制负荷序位表，经本级人民政府批准后执行。

2.10.13 负责制定地区电网继电保护、调度自动化系统规划。

2.10.14 参与制定电力通信规划，协调与调度控制相关的通信业务。

2.10.15 组织地县调度自动化系统和调度数据网建设，负责地县级电网调度自动化系统运行管理。

2.10.16 负责直调范围内水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关

系。

2.10.17 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员及变电运维等相关人员上岗培训考核工作。2.10.18 行使省调授予的其他职权。2.11 县调主要职责：

2.11.1 落实省、地调专业管理要求，组织实施县级电网调度控制专业管理。

2.11.2 负责县级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.11.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。2.11.4 参与制定地县电网年度运行方式。2.11.5 负责编制日调度计划。

2.11.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.11.7 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.11.8 负责直调设备继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理。

2.11.9 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，并按要求报地调核准。

2.11.10 负责直调水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关系； 2.11.11 负责直调厂站运行值班人员、变电运维等相关人员上岗培训考核工作。

2.11.12 行使地调授予的其他职权。

第三章 调度管理制度

3.1 调控机构值班调度员在其值班期间是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

3.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，按有关规定执行，并对其执行调度指令的正确性负责。变电运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。

3.3 下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.4 值班调度员的调度联系对象为：上下级调控机构值班调度员（调控员）、调控机构值班监控员、发电厂值班人员（值长或电气值班长）、变电站运维（运行值班）人员（正值及以上）、省检修分公司生产运行值班人员、省送变电生产运行值班人员等，以上人员统一简称值班人员。

3.5 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。

3.6 接受调度指令的值班人员不得无故不执行或延误执行

调度指令。如受令人认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令人提出意见，如发令人确认继续执行该调度指令，应按调度指令执行。如执行该调度指令确实将危及人员、设备或电网的安全时，受令人可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给发令人，并向本单位领导汇报。3.7 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调管设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.8 对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但必须及时汇报上级调控机构值班调度员。

3.9 调控机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向相关调控机构通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，上级调控机构值班调度员可直接（或通过下级调控机构值班调度员）向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员下达调度指令，有关调控机构、厂站运行值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调控机构的值班调度员。

3.10 当电网或电厂运行设备发生异常或故障情况时，值班人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报情况。3.11 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关调控机构值班调度员应按规定汇报上级调控机构值班调度员。3.12 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度

员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。3.13 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。

3.14 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调控机构负责人转达给值班调度员。非调控机构负责人不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.15 当值班人员同时接到两级调控机构值班调度员的调度指令时，应优先执行上一级值班调度员的调度指令（特殊情况由下一级值班调度员报告情况后，由上一级值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。下一级值班调度员发布的调度指令不得与上一级值班调度员发布的调度指令相抵触。3.16 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调管范围报相应调控机构；调控机构值班调度人员名单也应通知相关单位；人员发生变动应及时报送。

3.17 值班人员应经培训并取得相关调控机构颁发的调控业务联系资格证书，方具备调控业务联系资格。

3.18 值班人员应按调控机构要求报送有关报表、运行情况、故障情况和有关资料。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。

第四章 电网运行方式管理

4.1 运行方式管理

4.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据，指导电网的工程前期、建设、生产和运行工作。各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。

4.1.2 协助国调及分中心开展500千伏以上主网年度运行方式、夏（冬）季运行方式计算分析。

4.1.3 江西电网运行方式按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则进行管理。各级电网经营企业负责本电网调控机构运行方式工作的领导和监督。各级调控机构负责本电网调管范围内的运行方式编制、管理和实施，并负责对下一级调控机构运行方式工作的专业管理。

4.1.4 电网运行方式由调控机构组织统一编制，电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门配合。

4.1.5 以年度运行方式为基础，结合电网夏季、冬季运行特点以及新设备启动等重大方式变更，滚动制定夏季、冬季、临时电网运行方式及控制策略。4.1.6 运行方式工作的主要任务： 4.1.6.1 合理安排电网运行方式。4.1.6.2 电网安全稳定分析及制定措施。4.1.6.3 负荷预测及电力电量平衡。4.1.6.4 制定发电计划。

4.1.6.5 开展短期电能交易，实施各类网间交易计划。

4.1.6.6 电网经济运行。

4.1.6.7 制定水库运用计划。4.1.6.8 无功平衡和电压管理。4.1.6.9 新设备投运。4.1.6.10 故障后分析。

4.1.6.11 发电机组涉网参数及定值管理。

4.1.6.12 参加电网规划设计审查，提出电网技术改造建议或措施。

4.2 年度运行方式

4.2.1 年度运行方式是电网全年生产运行的指导性文件。电网年度运行方式应根据电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测，统一确定主网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门每年按调控机构要求提供次年投产设备相关资料。

4.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。

4.2.4 年度计划停电项目包括电网主设备常规检修、技改、基建施工或新设备启动配合停电、非电施工配合停电（如高速公路穿越）等。年度计划停电项目应以基建投产计划、设备检修计划、市政施工计划等相关文件为依据。对于两个以上相关设备同时停电、对电网运行结构影响较大的项目，应进行专题校核，通过校核后方可安排。

4.2.5 年度发电设备检修计划应综合考虑分月电力电量平衡和年度跨区跨省输电计划，并预留一定备用容量。4.2.6 发电企业与大用户年度交易结果应通过调控机构综

合考虑电网安全、调峰、“三公”调度等因素的校核后，方可纳入年度运行方式。

4.2.7 年度运行方式工作涉及电网规划、建设、运维、交易、安监、调度运行等方面，各级电网经营企业要加强组织协调，明确各部门在年度运行方式编制、实施工作中的职责，做到分工明确、责任清晰、协同配合、落实到位，实现全过程闭环管理。

4.2.8 在年度运行方式编制工作中，上级调控机构应加强本网和下级调控机构年度运行方式的协调工作，确保各级调度年度运行方式协调一致。

4.2.9 各级电网经营企业、供电企业和并网运行的电力生产企业，应按各级调控机构的要求提供有关资料，并执行各级调控机构编制的电网运行方式。

4.2.10 相关部门及单位按照职责分工向调控机构提供次年投产设备相关资料：

4.2.10.1 下年度发电设备检修预安排，主要输变电设备检修预安排及各厂分机组核定出力（含最大、最小技术安全出力）。

4.2.10.2 本网下年度发电量预计划，各厂分解发电厂预计划，网损计划指标。

4.2.10.3 本网下年度分月全网及供电区负荷预计。4.2.10.4 新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及设备主要参数。

4.2.10.5 地方发电厂装机容量，分月综合可调出力及调峰容量和全年分区分月各地上网电量及出力。4.2.11 年度运行方式主要包括以下内容： 4.2.11.1 上年度电网运行总结

a)上年度新设备投产情况及系统规模； b)上年度生产运行情况分析； c)上年度电网安全运行状况分析。4.2.11.2 本年度运行方式

a)电网新设备投产计划； b)电力生产需求预测； c)电网主要设备检修计划；

d)水电厂水库运行方式预测及新能源预测； e)本年度电网结构分析、短路容量分析； f)电网潮流计算、N-1静态安全分析； g)系统稳定分析及安全约束； h)无功电压分析；

i)电网安自装置和低频低压减负荷整定方案； j)调度系统重点工作开展情况； k)电网运行年度风险预警；

l)电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议；

m)下级电网年度运行方式概要。

4.2.12 各级调控机构应加强对年度方式的适应性管理，根据电网基建投产项目进度，及时对电网运行控制规定进行滚动修订，并下发执行。

4.2.13 各级调控机构应定期向本电网经营企业的领导、主管生产、基建与规划的负责人汇报年度运行方式，说明运行中存在的主要问题，提出解决的措施、建议和意见。4.2.14 年度运行方式下发后，电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度各项生产工作。各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作，加强对电网运行方式的后评估

工作，及时评估措施的实施效果，分析总结存在的问题和差距，改进和完善电网运行方式工作。

4.2.15 地县年度运行方式管理工作和编制要求按照《江西电网地县一体化年度运行方式管理规定》和《江西地县电网年度运行方式编制规范（试行）》执行。4.3 夏（冬）季运行方式

4.3.1 在年度方式基础上，根据夏（冬）季供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，国调及分中心统一组织、滚动校核跨区、跨省重要断面稳定限额，统一制定夏（冬）季主网稳定运行控制要点。

4.3.2 省调依据夏（冬）季主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定夏（冬）季电网稳定运行规定。4.4 临时运行方式

4.4.1 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验、配合基建技改等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.4.2 对上级调控机构调管的电网运行有影响的运行控制方案，应报上级调控机构批准。对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5 在线安全稳定分析

4.5.1 省调应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。

4.5.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有220千伏及以上输变电设备，模型及参数应与离线计算保持

一致，故障集全网统一。

第五章 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、周、日发输（用）电计划及设备停电计划。5.2 许可设备的停电计划须经上级调控机构批准后纳入年、月、周、日停电计划。

5.3 月、周、日停电计划须进行风险分析，制定相应预案及预警发布安排。对可能构成一般及以上事故的停电项目，须提出安全措施，并按规定向相应监管机构备案。停电方式下N-1可能造成五级及以上电网事件的停电计划，上报月、周、日停电计划的同时，应向所属调控机构报送安全风险评估报告和停电检修运行方案。5.4 年度停电计划

5.4.1 年度停电计划应统筹考虑电网基建投产、设备检修和基础设施工程等因素，并以相关文件为依据。

5.4.2 年度停电计划原则上不安排同一设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，必须通过专题安全校核后方可安排。

5.4.3 国调及分中心统一制定500千伏以上主网设备年度停电计划。年度停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。如确需调整，须提前向相关调控机构履行审批手续。5.4.4 年度发电设备检修计划应考虑分月电力电量平衡和跨区跨省输电计划等。

5.4.5 年度发输电计划（包括大用户直供等交易）必须通过调控机构安全校核。

5.5 年度输变电设备停电计划应于上年10月底以前报省公司运维检修部，由省公司运维检修部汇编，经年度检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。年度发电设备检修计划应于上年10月底以前报省调，由省调汇编，经年度机组检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。5.6 月度调度计划 5.6.1 月度停电计划

5.6.1.1 月度停电计划以年度停电计划为依据，未列入年度停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于新增重点工程、重大专项治理等项目，相关部门必须提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.6.1.2 国调及分中心统筹制定500千伏以上主网设备月度停电计划，统一开展安全校核。

5.6.1.3 各单位应于每月15日前将下月国调、分调、省调调管的发、输变电设备检修计划上报省调。供电公司的月度停电计划应经本单位运维、调控、基建、营销等部门会商，经综合平衡后上报。

5.6.1.4 各单位于每月15日前将次月停电计划申请情况报告报省调,于每月第5个工作日前将上月停电计划执行情况报告上报省调。

5.6.1.5 未纳入月度计划的发输变电设备检修项目，原则上在日计划中不予安排。5.6.2 月度发输电计划

5.6.2.1 省调统筹安排220千伏以上电网月度发输电计划。

5.6.2.2 省调根据本网发电资源、负荷预测、安全约束、电力电量平衡、月度跨区跨省电力交换计划、年度发电量及

交易计划，编制发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6.2.3 省调按照直调范围制定并发布月度发输电计划。5.6.2.4 月度发电计划主要内容包括本网分旬最大用电负荷和月用电量预测；本网及各发电厂月可调出力和发电量计划；水电厂水库控制水位及运用计划；本网月电力和电量平衡计划。

5.6.2.5 月度发电计划制定应考虑分旬电力电量平衡、清洁能源预测、月度跨区跨省电力交换计划和火电机组年度电量计划完成进度，并预留一定备用容量。

5.6.2.6 清洁能源电厂每月15日前将次月发电建议计划报省调。

5.7 周停电计划

5.7.1 各单位根据月度检修停电计划，于每周四上午12时前将下周一至周日的检修停电计划报省调。经省调周停电计划会商会讨论确定后，于周五上午9时前下达。5.8 日前调度计划 5.8.1 日前停电计划

5.8.1.1 日前停电计划的编制，应以月度停电计划为基础，原则上不安排未列入月度停电计划的项目。

5.8.1.2 各单位应于计划开工前二日10时前向省调提出申请，省调于前一日17时前由值班调度员批复下达各单位执行，星期日、一、二开工检修的项目应于上星期五10时前向省调提出申请；属国调、华中分中心直调及许可的线路、变电站设备的检修申请，各单位应于计划开工前三日10时前报省调，经审核后由省调转报华中分中心；华中分中心批复后由省调再转下达给各单位；华中分中心直调电厂设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票的同时，向省调申报检修

申请票。国庆、春节等节假日期间的检修计划，应于节前七日提出申请。

5.8.1.3 停电计划申报必须使用规范的设备名称、双重编号和调度术语，填写的设备名称和编号必须与现场一致。5.8.1.4 停电计划申报必须严格按照江西电力系统发输变电设备检修票（以下简称检修申请票）票面格式填报。凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷试验或做与系统有关的试验等要求的必须在检修票恢复送电要求中明确，且在设备检修计划开工前七日向省调报送试验方案或恢复送电要求。重要输变电设备检修或改造项目，各单位应将相关施工方案审核后在设备检修计划开工前七日报省调。

5.8.1.5 省调值班调度员可以直接安排的临时检修，由各单位向省调值班调度员提出申请，经其批准后即可执行，具体如下：

a)与已经批准的计划检修相配合的检修工作，原则上不能超出计划检修设备的停役时间；

b)不影响电网运行方式和出力计划，在当日内完成的临时检修和收到次日计划后次日内可以完成的临时检修；

c)事故检修；但事故检修预计工期超出24小时的需立即补报检修申请。

5.8.1.6 检修申请和设备停复役的规定：

a)省调调管范围内的一切设备如须停止运行或退出备用进行检修（试验）时，各单位应根据已下达的月度检修计划，按规定要求向省调报周检修计划，在开工前按规定要求向省调提出申请，由省调统筹安排后正式批复各申请单位；

b)各单位必须按省调要求规范填报检修申请票，设备停役检修申请的正式批复以省调值班调度员的批复为准；设备停役检修申请，虽已经在检修开工前一日批准，但在设备停役前仍需得到省调值班调度员的调度指令，才能将设备停止运行，并按规定进行检修；

c)日计划安排的计划检修的电气设备因故不能如期开工时，申请单位应在设备停电前两小时报告省调值班调度员；如因系统原因需推迟开工时，省调值班调度员应提前两小时通知申请单位；

d)由于检修单位的原因，原定停用检修的设备延期开工时，不允许按批准的检修期限自行顺延检修工期，如必须延迟检修工期，应经省调批准；

e)设备检修不能如期投入运行，计划检修工期超过48小时的设备检修，检修申请单位应在原定检修工期结束前24小时办理延期申请手续；计划检修工期超过24小时、不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束前6小时提出延期申请；计划检修工期不超过24小时的设备检修只允许因天气突然变化不能继续进行检修而办理延期申请手续。延期申请手续只能办理一次；

f)已停役开工的设备，需要增加工作项目，必须向相应调控机构增报申请；

g)基建施工单位要求停役设备，各单位应纳入检修计划，由各单位按规定向相应调控机构办理检修申请手续并履行工作许可制度；

h)输变电设备的带电作业对系统运行有要求者，应在开始带电作业前征得省调值班调度员的同意；

i)凡属地调或发电厂调管的设备其停役检修影响主网发电能力或安全供电时，应事先征得省调的许可后，方可进行工作；

j)凡属省调调管电气设备的停役检修工作，必须得到省调值班调度员的许可工作指令，方可开工检修；严禁约时停电或开工检修；

k)凡属省调调管设备停役检修工作结束后，申请检修单位应立即报告省调值班调度员并办理检修竣工和恢复运行的手续；

l)凡涉及到省调调管范围内的继电保护和安全自动装置以及自动化、通信（包括通道）等设备需停用时，也应按上述规定办理检修申请和批复手续。

5.8.1.7 设备检修时间的计算。发输变电设备检修时间的计算，是从省调值班调度员许可设备检修开工起，到省调值班调度员接到设备检修工作结束，可以送电（或可以恢复备用）的报告时为止；发输变电设备检修完毕的汇报均以设备运行维护单位的值班人员的汇报为准。5.8.2 日前发用电计划

5.8.2.1 日前发输电计划包括联络线96点输电计划曲线、机组组合、96点发用电计划和风险点提示等。

5.8.2.2 省调应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，并按要求报上级调控机构。

5.8.2.3 火电厂须按规定申报分机组发电能力、升降负荷速率等机组约束。水电、风电、光伏等优先消纳类机组须按规定申报发电计划。

5.8.2.4 省调根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因

素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。5.8.2.5 省调协同国调、分中心开展日前发输电计划编制，发输电计划必须经过全网联合量化安全校核。

5.8.2.6 各地调应根据气象预报、调管（自备）电厂发电计划、大用户用电情况、本地区用电变化规律和县调负荷预测，预测所辖电网次日96点系统用电负荷，于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次；应根据影响用电负荷的各种因素以及电网检修和结线方式的变化，对省调母线负荷预测结果进行修正，并于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次。

5.8.2.7 省调编制发电、用电调度计划时，应当留有备用容量。电网的备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，各种备用容量采用如下标准：（1）负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%～5%；（2）事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，但不低于电网中一台最大机组的容量；（3）检修备用容量：应不低于最大发电负荷的8%～15%。电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应当采取相应措施。

5.8.2.8 日前发用电计划修改原则及其有关规定: a)日调度计划下达后，省调和各有关单位必须认真执行，一般情况下不予修改；

b)值班调度员根据电网运行的具体情况、有关规定和上级指示，有权修改各发电厂、供电公司当日或次日发（供）电计划，应详细记录修改原因，并以调度指令通知各发电厂、供电公司执行；

c)下列情况方可修改日发电计划:电网事故、联络线临时检修或联络线潮流越限、其它异常情况，需变更机组运行方

式和发电出力时；省间交易计划调整，需变更机组运行方式和发电出力时；天气、水情的突然变化、预计负荷和实际负荷发生较大偏差、其他不可抗拒的自然灾害等，需变更机组运行方式和发电出力时；由于本厂设备缺陷、临时检修或燃料供应等因素影响发电出力时，应提前向省调提出申请，经批准后方可修改；

d)下列情况方可修改日用电计划:大机组或多台机组紧急停机或故障，发电能力达不到计划值时；省调管辖的联络线过载、事故检修和其它不可预测的突发事件，需限制用电时；天气、水情的突然变化或其它不可抗拒的自然灾害等，需调整用电负荷时；

e)日发（用）电计划曲线修改的原因及最终结果，省调值班调度员应通知各有关发电厂、供电公司，双方核对无误后均应做好记录。

5.8.2.9 各级调度应于每日17时前完成次日调度计划的编制工作，经分管领导批准后，下达到相关单位；同时将日调度计划和检修票下发给值班调度员，由值班调度员负责指挥和组织实施。

5.8.3 日前计划安全校核

5.8.3.1 按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220千伏以上电网的日前联合量化安全校核。

5.8.3.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8.4 根据周停电安排和电网运行情况，动态开展风险评估，及时发布周电网运行风险预警。风险预警对应的工作任务结束后，按规定程序解除预警。

5.9 地县调计划管理按照江西电网地县调计划管理实施细则执行。

第六章 输变电设备投运管理

6.1 输变电设备投运管理基本原则

6.1.1 调控机构按调管范围划分的原则开展输变电新设备投运管理工作。

6.1.2 新建、扩建和改建的输、变电设备接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的相关工作都应经过相应调控机构许可。

6.1.3 新建、扩建和改建的输、变电设备（含发电厂升压站设备）接入系统，该设备的业主应按《电网运行准则》、《江西电网输变电设备接入系统调度服务手册》的要求做好接入系统的有关工作（相关资料图纸参数的报送、并网申请、调试方案和计划、有关合同的签订、验收情况等）。

6.1.4 并网前应按国家有关规定，根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照并网调度协议范本与有关调控机构签订并严格执行并网调度协议。未签订并网调度协议的，不得擅自并网运行，签订并网调度协议并且已经并网运行的，不得擅自解网。

6.1.5 新投产输变电设备涉及的调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统应与一次设备同步投产。6.2 调度命名

6.2.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.2.2 新建500千伏以上变电站的命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报相关调控机构审定。

6.2.3 新建220千伏变电站的命名，由省调命名；新建220

千伏以下变电站的命名由管辖单位调控中心负责。6.2.4 并入220千伏电网设备由省调负责命名与编号；110千伏以下设备由设备管辖单位调控中心负责命名与编号。6.2.5 新建输变电设备投运程序

6.2.5.1 输变电新设备首次投入运行90日前，工程管理单位应按《电网运行准则》的要求向调控机构提交相关资料，并报送投入运行申请书。

6.2.5.2 电网调控机构在收到工程管理单位提供一次设备命名、编号申请及正式资料的30日内，下发相关设备的命名和编号。

6.2.5.3 电网调控机构向工程管理单位发出投入运行确认通知后，完成下列工作：

a)首次投入运行30日前，向拟并网方提交并网启动调试的有关技术要求；

b)根据启动委员会审定的调试大纲和启动方案，编制调试期间的并网调度方案；

c)首次投入运行7日前，双方共同完成调度自动化系统的联调；

d)首次投入运行5日前，向拟并网方提供继电保护定值单：涉及实测参数，则在收到实测参数5日后，提供继电保护定值单。

6.2.6 调控机构应依据并网调度协议，在首次投入运行5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。

6.2.7 工程管理单位确认具备带电调试条件后，在输变电新设备启动调试开始前，应向调控机构提交启动调试申请。6.3 输变电新设备启动条件

6.3.1 设备现场验收工作结束，质量符合安全运行要求，工程管理单位已按规定向调控机构提交新设备启动调试申请。

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测量参数者，应在投运申请书中说明）。

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调管范围的划分、设备命名、现场规程和制度等均已完备）。

6.3.4 监控（监测）信息已按要求完成接入和验收工作。6.3.5 调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统已准备就绪。计量点明确，计量系统准备就绪。6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.3.7 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规定等。

第七章 并网电厂调度管理

7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求。光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。

7.1.3 并网电厂（包括新建、改建和扩建的电厂）接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作必须有调控机构参加。

7.1.4 并入江西电网的发电厂由调控机构按调管范围对拟并网电厂设备进行调度命名编号。

7.1.5 发电厂并网前必须与电网企业签订《并网调度协议》。

7.1.6 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.6.1 并网机组须完成发电机励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验，调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.6.2 并网电厂涉网保护和安全自动装置的配置和整定应满足电网运行要求。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息能够远传至调度端。

7.1.6.3 并网电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。并网电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。并网电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。

7.1.6.4 水电站应按有关标准建立水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.6.5 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.6.6 风电场、光伏电站应具备AGC、AVC等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。7.1.6.7 并网电厂正式并网前，必须按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、AGC、AVC等装置的技术改造方案应满足相关标准要求并经调度同意。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。

7.2.4 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。7.2.5 并网电厂内调管设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。

7.2.6 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。

7.2.7 新建机组应在商业运行前完成相关试验或调试，并

于商业运行后30个工作日内提交正式试验或调试报告。改造机组应在投运1个月内完成相关试验或调试，试验或调试完成后30个工作日内提交正式报告。

7.2.8 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统性能进行定期复核。

7.2.9 常规水火电机组应按照相关技术规范的要求将重要运行参数接入PMU，发电企业负责PMU设备的维护和检验。7.2.10 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统、PSS、AGC、AVC和其它电厂涉网设备的功能和性能进行考核。7.3 燃料管理

7.3.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、消耗量、库存量、可用天数、缺煤（气、油）停机台数及对应发电容量等信息。

7.3.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，应及时向调控机构报告。

7.3.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析，根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。

第八章 电网频率调整及调度管理

8.1 电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹。电网频率按50±0.1赫兹控制。

8.2 各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.3 江西电网与华中电网并网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由华中分中心负责；省调应认真监视省间联络线功率，当偏离计划值时，应主动调整，使其偏差在规定范围内。

8.4 江西电网与华中电网解网运行时，频率偏差不得超过±0.2赫兹，频率的监视调整和运行管理，由省调负责。8.5 地区电网与省网解网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由所在地调或县调负责；因特殊情况江西电网分为若干独立电网运行时，省调值班调度员可根据电网实际情况指定调频厂调频，指定地调负责独立电网的调频工作；独立电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。禁止升高或降低系统频率运行。

8.6 江西电网与华中电网解网运行期间，主调频厂定为万安、柘林水电厂，当其失去调频能力时，则由省调指定单机容量在30万千瓦及以上的火电厂担任主调频厂。主调频厂的变更由省调确定并下达。主调频厂的任务是保持电网频率不超过±0.1赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动负责调整系统频率，使其在允许偏差范围内，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，则应立即报告省调值班调度员。

8.7 在电网正常运行时，发电厂应严格按调度计划或调度指令接带出力；发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先申请并得到值班调度员的同意。

8.8 参加电网AGC调节的电厂，其机组AGC功能应能正常投入，调节性能满足规定要求。

8.9 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求，并根据电网结构、负荷水平、大容量机组分布等因素确定备用容量及各控制区的分配比例。

8.10 因电网事故、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。

8.11 机组一次调频性能应满足《电网运行准则》要求，并按规定投入一次调频功能，未经调度许可不得退出。

8.12 为保证频率质量而装设的各种自动装置，如AGC、低频自起动、高频切机等均应由调控机构统一确定整定原则；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到调度许可。8.13 为防止电网频率崩溃，各地区电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第九章 电网电压调整和无功管理

9.1 无功电压管理原则

9.1.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调管范围分级负责。

9.1.2 接入电网运行的发电厂、变电站等应按电网调控机构下发的电压运行曲线进行调节。9.2 无功电压调度管理主要内容

9.2.1 确定其调管范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级调控机构备案。

9.2.2 按照调管范围编制季度、月度、日电压曲线，并根据负荷变化及时更新。

9.2.3 开展电压调整计算，制定电压调整策略并编制节假日及特殊方式下的调压预案。

9.2.4 负责无功补偿装置的运行管理。9.2.5 确定和调整变压器分接头位置。

9.2.6 对所辖电网电压合格率和日波动合格率进行统计与分析，并根据相关规定进行考核。

9.2.7 指导下级调控机构和调管范围内厂站的无功电压管理工作。

9.3 调控机构负责调管范围内系统无功平衡分析工作，并制定改进措施。

9.4 值班监控员和厂站运行值班人员，负责监视母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线限值内，当已无调整能力而电压仍越限时，应立即汇报值班调度员。

9.5 值班调度员应按照直调范围监控有关电压考核点和电

压监视点的运行电压，根据情况实时调整，主要措施包括： 9.5.1 调整发电机无功出力，投切或调整无功补偿设备。9.5.2 正常运行时，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；事故及系统无功不足时，严禁调整有载调压变压器分接头运行位置。

9.5.3 调整电网运行方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

9.5.4 必要时限制部分用电负荷。

9.5.5 在采取上述措施后电压仍越限时，各级调控机构应配合进行调整，或采取其他可行的调压措施。9.6 电压允许偏差范围

9.6.1 正常运行方式时，1000千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

9.6.2 正常运行方式时，直接接入1000千伏交流系统的发电厂1000千伏母线和1000千伏变电站的500千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。9.6.3 正常运行方式时，500千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节，且日波动幅度不应大于3%。

9.6.4 正常运行方式时，发电厂220千伏母线和500千伏变电站的中压侧母线电压允许偏差为系统额定电压的0%～+10%，且日波动幅度都不应大于3.5%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。

9.6.5 正常运行方式时，220千伏变电站220千伏母线电压允许偏差值为额定电压的-3%～+7%，且日波动幅度不应大于5%；事故运行方式时为额定电压的-5%～+10%。

9.6.6 正常运行方式时，发电厂和220千伏变电站的35～110千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，事故运行方式时为系统额定电压的-10%～+10%。

9.6.7 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为额定电压的0～+7%。

9.7 AVC调度管理

9.7.1 调控机构负责调管范围内AVC系统建设、运行管理与维护。

9.7.2 AVC控制对象可包括发电机、调相机、电容器、电抗器、有载调压分接头等，AVC应能实现上述设备之间的协调控制。

9.7.3 AVC适用于电网稳态电压的自动控制，在电网故障或异常情况下，应具备自动闭锁或退出AVC控制功能。9.7.4 各级调控机构AVC之间的信息应能交互与控制配合。

9.8 变电站电压控制要求

9.8.1 调控机构值班监控员、有人值班变电站的运行人员应密切监视变电站母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，投退无功补偿装置，若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。

9.8.2 装设并联电容器、并联电抗器和有载调压变压器的变电站，值班监控员、有人值班变电站的运行人员应按照相应调控机构下达的电压曲线投切电容器或电抗器，必要时调

整变压器有载分接头，控制好“无功界面”功率因数，在高压侧电压不超出允许范围且有一定裕度的前提下，应尽量满足中、低压侧母线电压曲线要求。

9.8.3 运维单位应巡视检查并及时维护无功补偿装置及调压装置，装置发生故障时应及时处理，保证无功补偿装置及调压装置可用率达到要求。9.9 发电厂电压控制要求

9.9.1 发电厂运行值班人员应密切监视本厂母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，进行无功调整。当发电机无功出力达到最大进相或滞相能力，母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇报。

9.9.2 参加电网AVC调节的电厂，其机组AVC功能应满足规定要求，并按规定投入或退出。发电厂运行值班人员应监视厂内AVC系统运行情况，当机组或AVC功能异常需退出AVC运行时，应汇报相关调控机构，退出AVC系统，并尽快处理。

9.9.3 新能源电站的无功电压管理

9.9.3.1 风电场应充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.2 光伏电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.3 风电场应具备动态连续调节并网点电压的能力，调节速度应满足电网电压调节的要求。

9.9.3.4 通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场，配置的容性无功补偿容量应能补偿风电场满发时场内汇集线

路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功补偿容量应能补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。9.9.3.5 通过光伏发电汇集升压站接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

9.9.3.6 风电场和大中型光伏电站的低电压穿越能力应满足技术标准要求。

9.9.3.7 新能源电站运行人员应密切监视汇集站母线电压，根据电压曲线和相关规定的要求，进行风电、光伏电站机组无功调整和无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。9.9.4 发电机进相运行的技术要求

9.9.4.1 发电机进相运行是发电机的一种正常运行方式； 9.9.4.2 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.97进相运行的能力，对于新建机组应满足进相0.95运行的能力，发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97，现役发电机组不具备进相运行能力的，应根据需要开展进相运行试验及技术改造工作，并以此确定发电机组进相运行范围； 9.9.4.3 凡需进相运行的机组均应事先进行进相运行能力试验。经进相试验确认具备进相运行能力的发电机组，调控机构应根据稳定要求和试验结论制定进相运行规定；

9.9.4.4 发电机的进相运行必须严格按进相运行规定执行，发电机进相运行时应保留10%的静稳储备；

9.9.4.5 凡并网运行的发电机组，其自动励磁调节装置、40

强行励磁调节器和低励磁限制器均应正常投入运行；凡进相运行的发电机组，其自动励磁调节装置必须具有低励磁限制功能，而且必须投运，否则不得进相运行；对自动励磁调节装置的低励限制值必须按运行要求正确整定、校核；其手动励磁的跟踪值必须正确整定，保证在励磁切换时发电机不致失稳；

9.9.4.6 凡需进相运行的发电机组必须装设双向无功功率表和双向功率因数表，以供运行人员对其进行监测和调整；

9.9.4.7 进相运行的发电机的厂用电必须安全可靠，其厂用电的电压应符合规定要求，备用电源自投装置在厂用电失去电源时应能可靠地自动投入；

9.9.4.8 发电机进相运行，当失去静稳时应迅速增加励磁，调减有功，使其拖入同步运行；当其失步时则应立即将机组解列。

9.9.5 电力用户装设的各种无功调节设备（包括调相机、电容器、电抗器、静止补偿和电动机）应按照负荷和电压状况及时调整无功出力。

9.9.6 自备发电厂、地方发电厂、小水电、风电、太阳能发电厂、生物质能发电厂和余热发电厂的机组应按照双方协议或调度规定方式运行。

9.10 谐波及不对称负荷的并网运行管理

9.10.1 电网中任何一点的电压波形畸变率不得超过规定的极限值；注入公共连接点的谐波电流不超过允许值； 9.10.2 各发电厂和供电公司应定期（每年至少一次）按规定方法对谐波情况进行测量与分析，在电气机车，电弧炉等非线性用电设备或大型电容器组投产前及投产后均应对投入点进行谐波测量，测量分析结果应报调控机构备查； 9.10.3 新建或扩建的非线性、冲击性、不对称性用电设备，41

在报装时必须有谐波电流分析计算和抑制措施；在工程交接验收时必须有相应电力部门谐波测试机构的谐波测试鉴定结果，鉴定结果报调控机构备查；

9.10.4 如果测得电网电压正弦波形畸变率超过规定值时，由省电力谐波监测站会同各有关单位组织查明谐波源，提出整治措施，并报调控机构备查；在经采取措施后，还不能消减到规定值以下且威胁电网安全运行时，应将新设备退出进行改造。

第十章 电网稳定管理

10.1 依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、电网安全稳定管理工作规定等，按照“统一管理、分级负责”原则实施电网稳定管理。

10.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，年度、夏（冬）季、月度、临时运行方式必须按照统一标准开展稳定分析。10.5 电网安全稳定管理具体措施应严格执行《电力系统安全稳定导则》规定的电力系统承受大扰动的各级安全稳定标准。

10.6 调控机构负责细化调管范围内运行方式安排和安全稳定分析，包括制定稳定限额和安全稳定措施、制定电网故障处置措施与预案等。

10.7 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验等，各级调控机构应进行专题安全校核工作，制定安全稳定措施及运行控制预案。对上级调控机构调管的电网运行有影响的，应报上级调控机构批准。对同级调控机构调管的电网运行有影响的，应报上级调控机构协调处理。

10.8 电网稳定工作由省电力公司统一领导，由省调负责归口管理，并按调管范围分层负责。电网稳定工作领导小组负责领导和协调全网稳定工作，电网稳定工作小组负责具体开

展电网稳定管理工作。

10.9 电网所属规划、设计、建设、运维、科研、安监、营销、交易、调度等部门均应遵守电网安全稳定管理规定，并应充分重视和互相配合，共同做好电网稳定工作。10.10 各级调控机构负责安全稳定装置的调度运行管理，配合有关部门进行电网安全稳定检查。负责制订电网“黑启动”策略和方案。10.11 电网稳定分析

10.11.1 依据《电力系统安全稳定计算技术规范》开展电网稳定分析计算。

10.11.2 电网稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.11.3 调控机构应建立覆盖全网220千伏以上发、输、变电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展稳定计算工作。

10.11.4 调控机构根据安全稳定分析结果制定电网运行方式，确定稳定限额和安全稳定措施等，并按要求报上级调控机构。遇有对电网运行存在影响且本网不能解决的问题，可向上级调控机构申请协调解决。

10.11.5 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.11.6 省调负责其调管范围内220千伏主网、相关500～220千伏电磁环网及华中分中心委托江西省调调度电厂的稳定计算，制定稳定运行限额，经省电力公司分管领导批准后执行，并报华中分中心备案。

10.11.7 地调负责其调管范围内220千伏、110千伏网络和城市配网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，经本单位分管领导批准后执行，并报省调备案。对影响省调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经省调核准，必要时，省调应开展校核分析。

10.11.8 县调负责其调管范围内35千伏电网和县域电网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，由本单位分管领导批准后执行，并报地调备案。对影响地调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经地调核准，必要时，地调应开展校核分析。

10.11.9 各级调控机构应定期对电网稳定水平进行校核分析，提出电网改进意见和稳定措施。根据次年新设备投产情况进行年度运行方式的稳定计算分析，提出保证系统稳定措施改进方案。对临时出现的特殊方式进行稳定计算分析，提出特殊方式下的稳定运行规定，经分管生产领导批准后执行。10.11.10 全网性稳定事故分析计算由省调负责组织开展，提出计算报告及应采取的措施，经省公司批准后报华中分中心备案。

10.11.11 发电企业、省检修分公司等相关单位须向调控机构提供有关符合要求的、电网安全稳定计算分析所必需的技术资料和参数。

10.12 稳定限额及断面管理

10.12.1 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.12.2 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，45

责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。

10.12.3 调控机构负责制定直调电源及输电断面的稳定限额。上级调控机构可以根据电网安全稳定运行需要，调整并发布部分下级调控机构直调范围内电源及输电断面稳定限额，下级调控机构应遵照执行。

10.12.4 调控机构制定的稳定限额原则上由调控机构分管领导批准签发。电网临时或特殊方式下稳定限额，经调控机构分管生产领导批准后执行，必要时向省电力公司分管领导汇报，并制定防止事故扩大的措施。

10.12.5 严禁超稳定限额运行。在实际运行中如果遇到特殊情况需降低考核标准控制有关线路和断面功率时，由调控机构提出建议，经省电力公司分管领导批准后执行，必要时向上级调控机构备案，并制定防止事故扩大的措施。10.12.6 有关单位领导和运行人员应熟悉稳定运行限额，并严格执行。各单位领导发布的命令不得与稳定运行限额规定有矛盾，不得借故妨碍调度指令的执行。

10.12.7 下级调控机构调管的一、二次设备运行方式改变影响到上级调控机构调管辖设备的稳定水平时，应经上级调控机构同意。

10.12.8 调控机构应做好稳定限额相关资料归档工作，保留安全稳定计算原始资料、计算数据、制定稳定限额的依据等材料。

10.13 安全稳定控制措施管理

10.13.1 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机，必要时可采用切负荷、解列局部电网。

10.13.2 省调为江西电网安全稳定装置的管理部门，负责省调管辖电网稳定装置运行管理，检验管理，策略、定值管理，稳定事故分析计算及动作统计等工作，编制调度运行规定、调度术语，开展电网安全稳定检查。协助运维检修部组织电网稳定措施改造工程的实施，配合建设部组织电网稳定措施基建工程的实施。

10.13.3 电科院负责电网安全稳定装置技术监督，负责对各发电企业、省检修分公司、供电企业进行技术指导和技术培训。参与电网安全稳定装置出厂试验和联动试验。解决运行中所存在的安全问题。

10.13.4 电网安全稳定装置所在地供电分公司、省检修分公司承担以下工作：负责本单位安全稳定装置的运行管理、日常运行维护、设备安装调试。及时编制、修订现场运行规程；负责安全稳定装置的检验和日常缺陷处理工作。对装置动作情况进行检查、评价，按有关规定统计上报省调。10.13.5 发电企业应根据电网及设备情况设置解列及保厂用电的自动装置。发电企业负责本单位安全稳定装置的工程管理、运行管理、检验管理。发电企业内安全稳定装置的技术要求、功能及工程进度须按照电网的要求予以实现和完善，涉及电厂外送的安全稳定装置由省电力公司统一制订方案并组织实施。安全稳定装置的定期检验由发电企业编制计划，报省电力公司批准后执行。