北省电力公司电网环境保护管理办法

第一篇：北省电力公司电网环境保护管理办法

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河北省电力公司电网环境保护管理办法

第一章 总 则

第一条

为加强河北省电力公司（以下简称“公司”）电网环境保护管理，依法保护公共环境，维护公司的合法权益，根据《中华人民共和国环境保护法》（中华人民共和国主席令第22号）、《中华人民共和国水土保持法》（中华人民共和国主席令第49号）、《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令第253号）、《河北省环境保护条例》（河北省第十届人民代表大会常务委员会公告第39号）、《国家电网公司环境保护管理办法》（国家电网科„2010‟1256号）等法律、法规，结合环保工作需要，制定本办法。

第二条 本办法所指的电网环境保护主要内容包括：

（一）电网建设项目（输变电工程）对生态环境、水土保持等的影响；

（二）电网建设项目在施工过程中对环境的影响；

（三）输变电设备运行过程中产生的工频电场、工频磁场、合成场强、噪声、无线电干扰、废水、废油、六氟化硫等对环境的影响。

第三条 公司坚持科学发展观和可持续发展战略，着力加强 环境保护管理，以实现电网运营、建设与电网环境保护的协调发展。第四条

公司电网环境保护工作实行全过程归口管理和分级负责制度，推行电网环境保护工作目标管理和考核制度。

第五条

本办法适用于公司本部及直属各单位，公司系统外的单位在承包或参与公司系统项目建设和提供技术服务时应当在合同中约定遵照本办法执行。

第二章 机构与职责

第六条

公司电网环境保护领导小组（职责由科技领导小组代行）是公司电网环境保护工作的领导机构，负责电网环境保护管理工作，其主要职责是：

（一）贯彻执行国家及地方环境保护法律、法规、方针、政策和标准；贯彻执行国家电网公司有关电网环境保护的管理制度；

（二）组织制定、审定公司电网环境保护长远战略规划和阶段目标，以及与此有关的重要决策；

（三）听取电网环境保护工作汇报，协调解决公司系统内电网环境保护工作中的重大问题。第七条 公司科技信息部是公司电网环境保护工作的归口管理部门,同时也是公司电网环境保护工作办公室，在公司科 技领导小组的指导下，负责公司电网环境保护工作的管理和监督，主要职责是：

（一）负责与环境保护行政主管部门对重大电网环境保护问题的联系与沟通;负责上级有关部门委托的电网环境保护工作的组织实施；

（二）编制公司电网环境保护规章、规划、年度计划，并组织实施；

（三）负责协调、协助有关部门做好公司承建电网建设项目的环境影响评价、环境保护“三同时”、竣工环境保护验收和水土保持等管理工作；

（四）负责公司电网环境保护技术监督、环境监测的管理与环境保护统计，组织实施污染物排放控制与环境污染治理，负责对电网环境污染和生态破坏等事件的调查、处理；配合对电网环境保护纠纷、诉讼的协调和处理；

（五）负责公司电网环境保护科技创新的组织实施和电网环境保护科技成果的推广应用，组织开展电网环境保护宣传和培训；

（六）负责公司系统电网环境保护工作的监督、检查和考核；

（七）执行公司电网环境保护领导小组决策和部署，开展电网环境保护领导小组办公室日常工作。第八条 公司电网环境保护相关管理部门根据部门设置和职责分工，在电网环境保护领导小组的领导和电网环境保护归口管理部门协调下，开展分管职责范围内的电网环境保护工作：

（一）发展策划部具体负责电网建设项目的前期环境影响评价工作。

（二）基建部具体负责电网建设项目建设过程中环境保护工作管理。

（三）生产技术部具体负责组织电网建设项目有关环境保护工作的交接验收。

（四）生产技术部、安全监察质量部负责运行、技改、大修期间输变电设施的环境保护工作管理。

（五）经济法律部根据科技信息部提供的有关书面材料配合做好电网环境保护有关纠纷、投诉的调解和处理，并提供法律支持。

第九条 各单位电网环境保护领导小组是本单位环境保护工作的领导机构，其主要职责应与公司电网环境保护领导小组保持一致，同时接受公司的领导。

第十条 各单位电网环境保护工作的主要内容：

（一）各供电公司、超高压输变电分公司负责本单位所辖的输变电设施的环境保护工作。制定本单位相关的办法或细 则，明确建设和生产过程中电网环境保护管理工作的职能部门，并报公司科技信息部备案。

（二）各供电公司、超高压输变电分公司在与设计、施工单位签订电网建设项目合同时应规定环保内容，并在设计与基建过程中落实。

（三）各供电公司负责110千伏工程项目环境影响评价，负责本单位110千伏、220千伏项目竣工环保验收和建设项目中环境保护设施同时设计、同时施工、同时投产“三同时”及环境保护要求同时清障工作的组织实施。

（四）超高压输变电分公司负责500千伏建设项目环境保护设施同时设计、同时施工、同时投产“三同时”及环境保护要求同时清障工作的组织实施。

（五）省电力勘测设计研究院受公司委托负责220千伏及以上工程项目环境影响评价；负责500千伏项目竣工环保验收的准备及相关组织工作。

（六）各供电公司、超高压输变电分公司应对污染物排放控制、电网环境污染治理、电网环境保护设施设备运行管理等制定相应管理制度。

第十一条 各单位环境保护归口管理部门的主要职责应与公司保持一致，应明确负责环境保护管理的岗位，同时接受公司环境保护归口管理部门的业务指导，完成公司布置的电网环 境保护工作；负责与当地环境保护和水土保持等行政主管部门沟通，跟踪涉及电网发展运营的地方环境保护、水土保持法规、政策和标准的制定。

第十二条 各单位电网环境保护归口管理部门的主要职责：

（一）贯彻执行国家及地方环境保护法律、法规、方针、政策和标准；贯彻执行上级有关环境保护的规章制度；

（二）负责与相应环境保护行政主管部门对重大电网环境保护问题的联系与沟通;负责上级有关部门委托的电网环境保护工作的组织实施；

（三）编制并组织实施本单位电网环境保护规章、规划、年度计划；

（四）负责本单位电网建设项目竣工环保验收的组织管理工作；

（五）负责做好电网环境保护纠纷、投诉的调解和处理；

（六）负责对本单位电网环境保护工作的监督和考核；负责本单位电网环境保护技术监督与护统计分析工作；

（七）负责电网环境保护科技创新的组织实施及电网环保科技成果的推广应用；

（八）负责电网环境保护宣传和培训的组织实施。第十三条 各单位环境保护相关管理部门根据部门设置和 职责分工，在本单位电网环境保护领导小组的领导和环境保护归口管理部门的协调下，开展职责范围内的环境保护工作。

第十四条 各单位应加强电网环境保护管理体系建设，可以根据工作需要将所属设计、建设等部门纳入本单位电网环境保护管理体系。各单位设立或调整本单位电网环境保护领导小组、环境保护归口管理部门和环境保护管理人员时应报公司备案。

第三章 建设项目环境保护管理

第十五条 建设项目必须执行国家有关环境影响评价、环境保护“三同时”、竣工环境保护验收等制度，严格遵守建设项目环境保护申报审批程序；涉及水土保持的项目，必须按照国家水行政主管部门的有关规定执行。

第十六条 建设项目环境影响评价应在项目可行性研究阶段完成。110千伏及以上电网建设项目须根据《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》等规定，编制环境影响报告书（表）或者环境影响登记表。

第十七条 建设单位（或其委托的相关单位）应按照《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价资质管理办法》、《建设项目环境影响评价文件分级审批规定》等相关要求，委托具有相应资质的单位编制建设项目环境影响报告书（表）或者环境影响登记表，并报送有审批权限的环境保护行政主管部门审批。

第十八条 建设项目的环境影响报告书（表）经批准后，建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，或超过五年未开工建设的，建设单位应向原审批的环境保护行政主管部门重新报批（核）建设项目的环境影响报告书（表）。

第十九条 建设项目的设计、施工应严格按照环境影响报告书（表）或者环境影响登记表及有关批复要求进行，鼓励采取技术先进、经济适用的环境保护措施。各单位环境保护归口管理部门应参与建设项目的可行性研究和初步设计审查。

第二十条 建设项目在设计或施工阶段出现影响环境保护的变更或问题时，各单位要及时与公司科技信息部、基建部等相关管理部门沟通，然后报原项目环评审批行政主管部门。

第二十一条 建设项目在设备采购、施工、监理等招标文件中应有明确的环境保护条款，全面落实设计文件中提出的各项环境保护措施。

第二十二条 建设项目的环境保护设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行；建设项目试运行前，建设单位应根据有关规定向相应的环境保护行政主管部门报告。

第二十三条 建设项目竣工后，建设单位应委托有资质的 验收调查单位或验收监测单位开展竣工环境保护验收调查或验收监测工作，并由验收调查单位或验收监测单位编制建设项目竣工环境保护验收调查报告（表）或验收监测报告（表）。建设项目具备竣工环境保护验收条件后，建设单位应向审批环境影响报告书（表）的环境保护行政主管部门提交竣工环境保护验收申请，并积极做好相关协调工作，保证项目通过验收。

第二十四条 电网建设项目带电运行6个月内，完成竣工环保验收，最长不得超过1年。

第二十五条 凡履行了环境影响评价报审程序并得到相应环境保护行政主管部门批复的建设项目，试运行前，建设单位应向有审批权的环境保护行政主管部门提出试运行申请。省内项目向省级环境保护行政主管部门申请，抄报国家电网公司。跨省项目向国务院环境保护行政主管部门申请。

第二十六条 建设项目环境保护所需资金，包括环境保护影响评价、竣工环保验收及水土保持工作等费用,应按国家有关规定单独、足额列入工程费用中，不得以任何理由取消或挪用。

第二十七条 电网建设项目有关环境保护的对外谈判、签订合同，必须严格执行国家和地方的环境保护法律、法规、标准及有关批复文件的要求。与环境保护有关的谈判工作，应有电网环境保护管理职能部门的专业人员参加。

第四章 生产过程环境保护管理

第二十八条 电网设备的运行应满足国家有关环境保护标准与要求。各单位对电网设备运行过程中产生的工频电场、工频磁场、合成场强、噪声、无线电干扰、废水、废油、六氟化硫等应进行监测分析，对不能达到国家环保标准要求的输电线路和变电站根据国家有关要求进行综合治理与改造。

第二十九条 电网环境保护设施应纳入生产运行管理，确保达标运行；电网环境保护设施发生故障时应及时修复。确需停运或拆除的，应经本单位环境保护领导小组审核并报地方环境保护行政主管部门批准。

第三十条 在重大技改、大修工作中，应按照电网环境保护的有关要求，做好设计和施工期间的环境保护工作，并应进行必要的环保验收工作。

第三十一条 检修、拆卸和运输含有毒、有害物质的电网设备前，应制订防止环境污染预案，做到发生事故时，把对环境的影响降低到最小。

第三十二条 电网中退役或报废的有可能对环境产生影响的设备应按照有关环保规定妥善处理。第五章 环境保护科研、宣传与培训

第三十三条 电网环境保护科研工作是公司技术创新的重要内容，应列入公司中长期科技发展规划和年度计划。鼓励在电网运行与建设中积极推广应用先进、实用的电网环境保护科研成果。

第三十四条 加强电网环境保护信息交流，积极参与电力环境保护交流合作，及时掌握相关信息；做好对外宣传工作，向公众提供科学、全面的电网环境保护知识。

第三十五条 在公司内部加强环境保护政策、标准的宣传贯彻工作，提高职工的环境保护意识。

第三十六条 加强电网环境保护业务培训，提高电网环境保护相关专业人员的技术水平和业务素质，鼓励将电网环境保护培训和标准宣贯纳入员工培训计划。

第六章 环境保护纠纷处理与环境污染事件应急处理 第三十七条 高度重视电网环境保护纠纷处理，建立环境保护纠纷处理协调机制，严格执行环境保护法律、法规和标准要求，尊重科学，讲求事实，加强沟通，规范行为，按照“业主负责制”的原则，及时采取有效措施，就地化解矛盾。

第三十八条 建立环境污染事件应急处理机制。编制环境污染事件处置应急预案，明确应急处理措施，提高应对各种电 网环境污染事件的能力。

第七章 环境保护统计与报告

第三十九条 公司及直属单位实行环境保护工作年度考评制度。各单位于每年11月向公司科技信息部报送本单位环境保护年度工作总结和环境保护统计报表（即：国家电网公司环境保护统计年报）。公司科技信息部每年发布上一年度公司系统环境保护工作情况通报。

第四十条 建立电网环境保护重大事项报告制度。对于重特大电网环境污染事件、重大环电网境保护纠纷、被地方环境保护行政主管部门通报批评或处罚、以及地方环境保护管理要求或标准发生重大变化等事项，应及时向公司电网环境保护归口管理部门报告。

第八章 环境保护考核

第四十一条 公司实行电网环境保护工作年度考核制度。按照公司有关规定，对在环境保护工作中做出突出成绩的单位和个人给予表彰和奖励；对违反环境保护法律、法规造成重大环境污染事件或严重负面影响的单位和个人按有关规定追究责任。

第八章 附则

第四十二条 本办法由河北省电力公司科技信息部负责解释并监督执行。

第四十三条 各单位根据本办法制订本单位电网环境保护管理办法。

第四十四条 本办法自发布之日起施行，原《河北省电力公司环境保护管理办法（试行）》（冀电科„2007‟14号）同时废止。

第二篇：省电力公司电网调度规程

省电力公司电网调度规程

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，并结合省电力公司调度电网实际，制定本规程。

第2条 省电力公司调度电网系指由省电力公司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 本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、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。省电力公司调度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 省电力公司内与省电力公司调度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 省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。第6条 省电力公司调度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。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。

第7条 本规程由省电力公司调度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 省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。

省电力公司调度的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责省电力公司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、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制省电力公司电网发、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、负责省电力公司电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制省电力公司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、负责编制省电力公司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，负责省电力公司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。省电力公司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、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 6 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。省电力公司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 凡接入省电力公司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《省电力公司省地方发电厂（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省电力公司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 省电力公司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 省电力公司电网与南方电网并列运行时，省电力公司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应满足南网总调的要求。第72条 省电力公司电网单独运行时，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 当省电力公司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 省电力公司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 10 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 省电力公司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，当电容器组退完后电压仍偏高时，方能调整变 11 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 电网稳定职责分工

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及稳定事故分析计算，配合有关部门检查稳定措施落实情况。第93条 电网稳定计算管理

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。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.对接入省电力公司电网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 省电力公司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，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，结合省电力公司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 16 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（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 17 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，保证省电力公司电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了省电力公司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》和符合省电力公司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。安装并需接入省电力公司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 省电力公司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 省电力公司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 省调是省电力公司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省电力公司电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查省电力公司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、组织编制省电力公司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、负责协调省电力公司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、负责省电力公司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。负责统一归口管理省电力公司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省电力公司电力集团有限公司的委托，负责省电力公司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”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 23 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.省电力公司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.省电力公司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.省电力公司电网单独运行时，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 省电力公司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。如为省电力公司电网责任，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。

当省电力公司电网事故，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)。防止省电力公司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 省电力公司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 26 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。

第217条若母线电压低于85%额定电压而又无法调高时，发电厂可执行已批准的保厂用电措施；装有低压切负荷装置厂、站，如果装置该动而未动，则应不待省调指令将该线路拉闸，防止电网电压崩溃。

第218条当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时：

1.发电机功率因数必须高于0.95，具有进相运行能力的发电机、调相机及时进相运行。2.电容无功补偿装置及时退出，（视情况）投入低抗运行。3.改变电网运行方式或退出某些充电空线。

4.装有有载调压变的厂、站可带负荷调整变压器分接头。

第219条当电压监视点、控制点电压高于调度电压曲线值的105%及以上，各厂、站值班人员应立即采取调整无功补偿装置、降低机组无功出力等措施降低电压，同时报告省调值班调度员。省调值班调度员应立即进行处理，在1小时内使电压恢复到调度电压曲线值的105%以内，其中应在30分钟内使电压恢复到额定电压的110%以内。第四节 线路事故处理

第220条 单电源直馈线断路器跳闸，如无明显的故障迹象（如爆炸、火光等）：

1.自动重合闸装置拒动时，可不待调度指令立即强送一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）。

2.自动重合闸动作不成功时，现场值班人员应立即报告值班调度员。值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

第221条 220kV系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则：

1.投单相重合闸的断路器，单跳重合成功，现场值班人员应立即将动作情况报告省调值班调度员。

2.投单相重合闸的断路器，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况报告省调值班调度员，省调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次；强送成功则对侧断路器经同期并列或合环。

第222条 线路跳闸后，省调值班调度员可采取强送电方式，加速线路恢复运行，强送电时应考虑：

1.检查有关邻近线路的输送功率在规定范围以内，必要时应降低有关邻近线路的输送功率至允许值，或采取提高系统稳定度的措施。

2.强送前应该考虑是否存在过电压的情况并予以避免。3.根据系统运行方式，合理选择强送端。

4.现场值班人员应对跳闸线路断路器及线路有关设备进行外部检查，同时应将断路器跳闸后，按现场规程可否送电的意见，向省调值班调度员报告。5.强送端断路器必须具有完备的继电保护，强送端变电站的变压器中性点必须是接地系统。第223条 线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可指令用发电机组对线路进行零起升压，若零起升压失败时，应立即通知有关单位事故抢修。

第224条 当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可退出该保护，再强送一次。

第225条 有带电作业的线路故障跳闸后，送电规定如下：

申请带电作业的单位未向省调值班调度员提出申请故障跳闸后不得强送者，仍按上述“线路 27 事故处理”办法进行。

申请带电作业的单位向省调值班调度员提出申请要求停用重合闸、故障后不得强送者，省调值班调度员应得到工作负责人的同意后才能强送电。申请带电作业的单位在线路不论何种原因停电后，应迅速与省调值班调度员联系，说明能否进行强送电。

第226条 线路故障后，省调值班调度员发布事故查线或事故抢修指令时应说明：

1.线路是否带电。

2.若线路无电是否已做好安全措施。

3.省调值班调度员应提供继电保护动作情况及故障测距数据，供巡线单位参考。第227条 500kV线路并联电抗器事故处理：

1.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，不得对高抗送电。2.在未查明高抗保护动作原因，消除高抗故障之前，如电网需要线路运行，应符合线路无高抗运行的有关规定。

3.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，经检查判明不是高抗故障，可对高抗试送一次。第228条 500kV线路由于线路保护与高抗保护同时动作跳闸，应按高抗事故进行处理。第五节 母线事故处理

第229条 母线电压消失，是母线本身故障还是由于系统故障引起，应慎重判别，采取相应的处理方法。

第230条 母线电压消失，现场值班人员应立即报告所属调度，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告所属调度，所属调度按下列原则进行处理： 1.确认现场将故障母线上的电源断路器全部在断开位置。2.不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

3.找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电。

4.找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，先拉开故障母线侧隔离开关，再将跳闸元件恢复至运行母线，操作时应防止将故障点带至运行母线。

5.经过外部检查或测试而找不到故障点时，应用电网外来电源对故障母线进行试送电。外来电源应选择对系统影响较小且具有完备的快速保护的线路；双母线中的一组母线发生故障时，尽量避免使用母联断路器试送电，特殊情况下，有必要使用母联断路器试送时，则必须保证母联断路器工况良好，并具有完备的充电保护；运行中的双母线同时电压消失时，立即断开母联断路器，用电网不同的外来电源断路器分别向两组母线试送电一次。

6.对于找不到故障点的发电厂母线故障，在电源条件允许时，可以利用本厂机组对故障母线进行零起升压。成功后设法恢复与电网同期并列。一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。

7.3/2接线的母线发生故障，经检查找不到故障点或找到故障点并已隔离的，可以用本站电源试送电。试送断路器必须完好，并具有完备的继电保护，母差保护应有足够的灵敏度。8.若母线故障使电网分成若干个单独运行的部分时，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸并列而扩大事故。

9.断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送。10.在对失电母线或故障母线进行处理时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。

第六节 系统解列事故处理

第231条当电网发生解列事故后，网内各厂、站、地调值班人员应在省调值班调度员的统一指挥下，尽快使电网恢复并列运行。

第232条 当电网发生解列事故后，省调值班调度员应迅速指定解列电网调频厂并及时调整有关继电保护及安全自动装置。

第233条 在系统事故情况下，允许经过长距离输电线的二个系统电压相差20%、频率相差0.5Hz进行同期并列。为此，值班调度员可采取下列方法使解列电网间满足并列条件： 1.先调整不合标准的系统频率，当无法调整时，再调整正常系统的频率。但均不得超出频率的合格范围。

2.将频率较高的部分系统降低其频率；将频率较低的部分系统频率提高，但不得超出频率的合格范围。

3.起动备用机组与频率较低部分系统同期并列。

4.将频率较高的部分系统的部分机组或整个发电厂与系统解列，然后再与频率较低的部分系统同期并列。

5.将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的部分系统。

6.在频率较低的部分系统中切除部分负荷。

第234条 事故情况下，电网解列成几部分，为便于事故处理，省调值班调度员可根据实际情况，指定有关地调、发电厂负责该孤立电网的调频、调压和事故处理。第七节 系统振荡事故处理

第235条 系统振荡时的一般现象为：

1.发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表的指针周期性地剧烈摆动；发电机、调相机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。

2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

3.振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

4.送端部分系统的频度升高，受端部分系统的频度降低，并略有摆动。第236条 系统振荡产生的主要原因： 1.系统发生严重故障，引起稳定破坏。

2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。

3.电源间非同期合闸未能拖入同步。

4.大容量机组调速器失灵或进相运行，或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。

5.环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；或送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。6.失去大电源。

7.多重故障。

8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。第237条 消除系统振荡的处理原则：

1.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。2.频率降低的发电厂，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时省调值班调度员指令有关地调、发电厂、变电站切除部分用电负荷。

3.频率升高的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但频率不得低于49.0Hz（与南方网联网时，不得低于49.5Hz），直至消除振荡；同时注意保证火电厂厂用电系统的正常运行。

4.当系统发生振荡时，不得任意将发电机或调相机解列，若由于发电机失磁而引起的电网 振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除.否则将失磁机组解列。

5.与南方电网联网运行时电网振荡的处理应注意兼顾省际联络线潮流的控制。

6.从系统发生振荡时起，按上述办法处理后，经3至4分钟，振荡仍未消除时，省调值班调度员应在规定的解列点解列电网。第八节 发电机事故处理

第238条 发电机跳闸，应先查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：

1.水轮发电机由于甩负荷转速升高而使超速或过电压保护等动作跳闸，应即恢复并列带负荷运行。

2.发电机由于外部故障引起的后备保护动作跳闸，而主保护未动作且未发现发电机在不正常的现象，待故障隔离后可将发电机并入电网运行。

3.发电机由于内部故障保护动作跳闸时，应根据现场规程规定对发电机进行检查。如确未发现故障，可将发电机零起升压，正常后方可并网带负荷运行。

4.发电机因人员误碰保护（保安）装置而跳闸，应即调整转速恢复并网运行。若由于安全 自动装置联锁动作跳闸，按调度指令处理。第239条 发电机失磁的处理：

1.水轮发电机及100MW以上的汽轮发电机失磁，当失磁保护拒动时应立即解列发电机，允许无励磁运行的机组除外。

2.允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过30分钟。

3.允许无励磁运行的发电机失磁运行若发生振荡，应立即减小其有功出力直至稳态异步运行，并设法恢复励磁。若经减负荷直至为零仍发生振荡，则将该机组解列。

第240条 发电机进相运行失步时，应不待调度指令增加励磁、减少有功出力，使机组恢复同步运行。如处理无效，则应将该机组与电网解列，并争取尽快将机组再次并入电网。第241条发电机的事故过负荷能力由发电厂根据有关规定自行确定，并报省调备案。第九节 变压器事故处理

第242条 变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前不得强行送电。

第243条 变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，证明变压器内部无明显故障时，有条件的可对变压器进行零起升压，如正常即可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，证明变压器内部无故障后才能恢复运行。

第244条 变压器由于外部故障造成后备保护动作跳闸时，在检查变压器本体及引线无故障并将外部故障隔离后，可以对变压器试送一次。

第245条 有备用变压器和备用电源自投入的变电站，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后再检查处理跳闸的变压器。

第246条 变压器由于人为原因造成误动跳闸时，查明原因后经值班调度员的同意可将变压器恢复运行。

第247条 变压器的事故过负荷能力由设备主管单位根据国家有关规定自行确定，并报省调备案。

第十节 断路器异常处理

第248条 断路器的液压、气压、油位异常时，现场值班人员应尽快报告值班调度员，并通知有关部门尽快处理。

第249条 断路器在运行中出现不能分闸操作需要处理时，一般可采取下列措施：

1.凡有旁路断路器的厂站，可以采用旁路代供的方式使故障断路器脱离系统。

2.具有母联断路器的厂站，可采用母联断路器串供故障断路器，故障断路器加锁的方式继续运行；或母联断路器串供故障断路器后，将负荷转移，用母联断路器停电的方式进行停电处理。

3.直馈线路的受端断路器，将负荷转移后，用断开对侧电源断路器的方法，使故障断路器停电。

4.对于220kV及以下的母联断路器，可采用倒闸等方式将一条母线部分腾空，再断开母联断路器的两侧隔离开关。

5.无论采取何种方式，隔离开关的操作必须符合隔离开关操作原则。

第250条 不论什么原因断路器单相跳闸，重合闸未动作，造成两相运行时，现场值班人员应不待省调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应立即断开其余两相断路器后报告省调值班调度员。

第251条当事故跳闸后造成断路器一相运行，现场值班人员确认无误后立即手动断开该相断路器，再报告省调值班调度员。第十一节 通讯中断的事故处理

第252条 发电厂、变电站、地调与省调中断通讯联系时，现场值班人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知有关人员尽快处理。

第253条 事故时凡能与省调通讯畅通的地调、厂站，有责任向与省调失去联系的单位转达省调指令和联系事项。

第254条 发电厂、变电站与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理：

1.发电厂应按调度曲线自行调整出力，注意兼顾频率、电压及联络线潮流情况。2.与省调失去联系的单位，应尽可能保持电气接线方式、运行方式不变。3.一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行。

4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

第255条 调度电话中断时，进行事故处理的单位，在通讯恢复后应尽快报告省调值班调度员。

第十二节 电力系统黑启动

第256条 为在省电力公司电网全网瓦解或局部地区电网瓦解后，能最大限度地加快恢复速度，最大限度地减少损失。根据《电力系统安全稳定导则》的要求，需制定省电力公司电网黑启动方案。

第257条 省电力公司电网应成立黑启动工作小组，负责黑启动方案定时修编、宣贯等工作，并监督、指导、检查各单位的黑启动方案。在电网黑启动实施期间，实行“统一调度，分级管理”，各地区调度、发电厂、变电站要严格执行调度指令，以确保电网的快速恢复和在恢复过程中电网和设备的安全。黑启动实施过程中相关单位的职责：

（1）省调当值调度员负责协调指挥整个电网黑启动过程。

（2）具备自启动能力的发电厂根据调度指令及本厂黑启动恢复方案快速启动机组、对主干网架进行零起升压或空载冲击、并负责恢复过程中的电压及频率的调整。

（3）不具备自启动能力的发电厂，在系统提供启动电源后，快速恢复机组并网运行，并网后根据调度指令参与系统的频率和电压调整。

（4）各变电站根据调度指令及相应的事故处理预案，负责相应的解网、并网操作以及对供电负荷的恢复操作。

（5）各地调负责各地区小电网、小电站的恢复并网，并配合省调调度员完成负荷的恢复工作。

第258条 全网黑启动方案由黑启动工作小组负责编制，要求根据电网结构的改变及新投产电厂的情况原则上每年修编一次。黑启动方案所涉及的电厂、地调及变电站均应根据方案，编制和修改本单位的黑启动方案并报黑启动工作小组备案。各地调应根据所辖地区负荷的重要性，根据黑启动方案中的负荷恢复原则，制定事故后的负荷恢复方案，供调度员在黑启动事故恢复过程中使用。

第259条 方案中要求自启动的电厂，应对每台机组进行自启动试验，并将试验结果报黑启动工作小组。遇有重大设备改造或缺陷影响到机组自启动的，应报告省调。第260条 黑启动过程中的保护及安全自动装置、通信、自动化信息均应满足黑启动的要求。第261条各单位应根据每年制定的电网黑启动方案，开展相应的演习，以提高运行人员事故处理能力和反应速度，缩短电网恢复时间。

附录：

附录一 省电力公司电网调度术语 2.1 调度管理

调度管辖 电网设备运行和操作指挥权限的范围。

调度管辖设备 运行和操作的指挥权限归相应调度机构的设备。

调度管理设备 运行和操作的指挥权限归下级调度机构，但下级调度机构在操作前须征得相应调度机构同意、在操作后须向其汇报的设备。2.1.2 调度指令

电网调度机构值班调度员（以下简称值班调度员）对调度系统下级值班人员发布的必须强制执行的有关运行和操作的决定。2.1.2.1 操作令

值班调度员对所管辖设备进行操作，给调度系统下级值班人员发布的有关操作的指令。2.1.2.1.1 逐项令

值班调度员向调度系统下级值班人员的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求值班人员按照指令的操作步骤和内容逐项进行操作。2.1.2.2.2 综合令

值班调度员向现场值班员发布综合操作任务的调度指令。综合令由值班调度员下达操作任务，同时说明操作要求与注意事项，具体的操作步骤和内容以及安全措施均由现场值班员按规程自行拟定。2.1.3 调度许可

值班调度员对调度系统下级值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。2.1.4 直接调度

值班调度员直接向值班人员发布调度指令的调度方式(值班调度员向将要具体执行调度指令的值班人员发布调度指令的调度方式)。2.1.5 间接调度

值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其它值班人员转达调度指令的方式。2.1.6 委托调度

一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。

2.1.7 越级调度

值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员，而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行值班单位的方式。

2.2 调度 2.2.3 复诵

值班人员发布指令或接受汇报时，受话方重复通话内容以确认的过程。2.2.4 回令

值班人员在执行完调度指令后，向值班调度员报告调度指令的执行情况。2.3 运行操作

2.3.1合上：使断路器或隔离开关由分闸位置转为合闸位置。

2.3.2断（拉）开：使断路器（隔离开关）由合闸位置转为分闸位置。2.3.3挂地线（或拆地线）：在电气设备上挂上（或拆除）三相短路接地线。2.3.4倒母线：将母线上的线路或变压器从一组母线上全部或部分倒换到另一组母线的操作。2.3.5倒负荷：将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电。

2.3.6母线正常方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式（包括母联断路器状态）。2.3.7 并列、解列

2.3.7.1 核相： 用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同。

2.3.7.2 定相： 新建、改建的线路，变电所（站）在投运前分相依次核对三相标志与运行系统是否一致。

2.3.7.3 核对相序： 用仪表或其它手段，核对两电源的相序是否相同。2.3.7.4 相位正确

断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。2.3.7.5 并列：两个单独电网（或发电机与电网），使其同期后并为一个电网运行。

2.3.7.6 解列：将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行，或将发电机与主网解除并列。2.3.8 合环、解环

2.3.8.1 合环： 合上电网内某断路器（或隔离开关）将网络改为环网运行。2.3.8.2 同期合环： 经同期闭锁合环。

2.3.8.3 解闭锁合环： 不经同期闭锁直接合环。

2.3.8.4 解环： 将环状运行的电网，解为非环状运行。

2.3.9 试运行：发电机、变压器、锅炉等设备正式投运前，并入电网运行。2.3.10 投入（或切除）：将自动重合闸、继电保护、安全自动装置、强励、故障录波装置等设备投入（或退出）运行。

2.3.11 断点：根据电网运行需要，在环网或双侧电源的联络线上将某点断开后的断开点。2.3.12 三相不平衡：三相电流（或电压）指示不相同。

2.3.13 非全相运行：断路器跳闸或合闸等造成断路器一相或两相合闸运行。2.3.14 设备状态及变更

2.3.14.1（一次设备的）检修状态： 指设备的所有断路器，隔离开关均断开，挂好接地线或合上接地隔离开关时（并挂好工作牌，装好临时遮栏时）。

2.3.14.2备用状态： 泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行的状态。

2.3.14.2.1 热备用状态：指线路、母线等电气设备断路器断开，而隔离开关仍在接通位置。此状态下，设备保护均应在运行状态。

2.3.14.2.2 冷备用状态：指线路、母线等电气设备的断路器断开，其两侧隔离开关和相关接地隔离开关处于断开位置。

2.3.14.2.3 旋转备用：运行中的机组综合最大出力与实际所带负荷之差。

2.3.14.2.4紧急备用：设备存在某些缺陷或正在进行检修，紧急情况下可经领导同意或调度指令投入运行。

2.3.14.2.5事故备用：在规定的时间内，可并入电网运行的备用机组。

2.3.14.3 运行： 指设备的隔离开关及断路器都在合上的位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。

2.3.14.4充电：使线路、母线、变压器等电气设备带标称电压，但不带负荷。2.3.14.5送电：对设备充电（带负荷）。

2.3.14.6 停电： 断开断路器及隔离开关使设备不带电。

2.3.14.7零起升压：用发电机对变压器、电抗器、母线或线路等设备，从零开始升起电压，至预定值或到额定电压。

2.3.14.8 零起升流： 电流由零逐步升高至预定值或额定电流。2.3.15 潮流：指线路（或变压器）的电流、有功、无功。

2.3.16独立网运行：发电厂或某一台机组，或某一局部电网与主网解列，带部分负荷单独运行，并负责频率和电压的调整。

2.4 事故及异常

2.4.1 摆动：电网的有功、无功、电压、电流等表计指针来回摆动。

2.4.2 冲击：系统发生短路或大电流接地时，发电厂、变电站的表计瞬间异常剧烈摆动，同时发电机、变压器处往往发出一种异常的响声。

2.4.3 振荡：电网并列运行的两部分或几部分间失去同期，电压、电流、有功和无功发生大幅度有规律的摆动现象。

2.4.4 过负荷：发电机、变压器或线路的电流（或有功）超过额定值或规定的允许值。2.4.5 跳闸：未经操作的断路器由合闸位置转为分闸位置。

2.4.6 重合成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上送电正常。

2.4.7 重合不成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上后，继电保护再次动作造成断路器跳闸

2.4.8 重合闸拒动：断路器跳闸后，自动重合闸装置该动作而未动作。2.4.9 强送：线路或变压器等电气设备故障后未经处理即行送电。2.4.10 试送：线路或变压器等电气设备故障后经处理后首次送电。2.5 设备检修

2.5.1 可以停电：指设备已具备停电条件，可以开始停电。

2.5.2 可以复电：电气设备检修完毕，检修人员已全部撤离现场，安全措施已全部拆除，工作票已收回。

2.5.3 定期检修：按照规程或厂家规定的检修周期进行的检修工作。2.5.4 计划检修：经批准，由调度机构统一安排的检修工作。2.5.5 临时检修：计划外临时批准的检修。2.5.6 事故检修：因设备故障进行的检修。

2.5.7 事故查线：线路发生事故后，对带电或虽停电但未采取安全措施的线路进行的巡线。2.5.8 事故抢修：对因事故造成的停电线路或其它停电设备进行抢修。

2.6 用电

2.6.1 计划用电： 按不超过分配的用电指标，使用电力、电量。2.6.2 用户限电：通知用户按调度指令要求自行限制用电。

2.6.3 拉闸限电：拉开线路断路器强行限制用户用电。

2.6.4 保安电力：保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。

2.7 发电机、锅炉 2.7.1 开机（停机）：启动发电机同期并网发电（将发电机解列）。

2.7.2 进相运行：发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收电网无功功率。2.7.3 加负荷（或压负荷）：增加（或减少）发电机有功、无功出力。2.7.10 甩负荷：带负荷运行发电机所带负荷突然大幅下降至某一值。2.7.11 发电机跳闸： 带负荷运行的发电机主断路器跳闸。

2.7.12 紧急降低出力： 电网发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列。2.7.13 可调出力： 机组实际可能达到的发电能力。

2.7.14 单机最低出力： 根据机组运行条件核定的最小发电能力。

2.7.18机炉备用：设备处于完好状态，随时可根据调度指令启动，在规定时间内并入电网。2.7.19机炉失备：设备因故障、检修或其他原因，无法根据调度指令在规定时间内启动并入电网运行。

2.7.20 保养：机炉设备在较长时间内不运行时，采取保养措施。2.7.21空载：发电机已并列，但未接带负荷。

2.8 调整

2.8.1校电钟：使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。

2.9 水库运行

2.9.1 水库水位： 水库坝前水面海拔高程（米）。2.9.2 尾水水位：水电厂尾水水面海拔高程（米）。

2.9.3防洪限制水位：水库在汛期为满足防汛等综合利用要求所允许蓄水的上限水位。2.9.4正常高水位：水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到的水位。2.9.5 死水位：在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位。2.9.6 发电水头：水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差。2.9.7 发电水耗：每千瓦时发电量所耗水量（立方/千瓦时）。

2.9.8平均入库流量： 某时段内平均流入水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.9平均出库流量： 某时段内平均流出水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.10 发电用水量： 水电厂在某时段内发电所耗用的水量。2.9.11 弃水量： 水电厂在某时段内未用于发电而弃掉的水量。

2.10 调度自动化

2.10.1 遥信：远方断路器、隔离开关等位置运行状态测量信号。

2.10.2 遥测：远方发电机、变压器、母线、线路等运行数据测量数据。

2.10.3 遥控：对断路器、隔离开关等位置运行状态进行远方控制，及AGC控制模式的远方切换。

2.10.4 遥调：对发电机组出力、变压器抽头位置等进行远方调整和设定。2.10.5 AGC：自动发电控制。

2.10.5.1 投入AGC：将机组AGC由厂控模式改为遥调模式。2.10.5.2 停用AGC：将机组AGC由遥调模式改为厂控模式。2.10.5.3 投入××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从单机切换到成组模式。

2.10.5.4 退出××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从成组切换到单机模式。2.10.5.5 投入自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂投入自动开停机功能。2.10.5.6 退出自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂停用自动开停机功能。2.10.5.7 ACE：区域控制偏差。

2.10.5.8 TBC、FFC、FTC： AGC的三种基本控制模式。

TBC是指按定联络线功率与频率偏差模式控制，FFC是指按定系统频率模式控制，FTC是指按定联络线交换功率模式控制。2.11 其它

幺、两、三、四、五、陆、拐、八、九、洞

调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”的读音 附录二 电网运行情况汇报制度

第1条 各单位应按有关要求按时向省调上报生产信息。

第2条 省调调度管辖范围设备发生事故时，必须及时向省调汇报。第3条 重大事件汇报

1、省电力公司电网内各地调管辖范围发生重大事件时，必须及时向省调汇报。省调调度员应立即了解相关情况，并按规定及时向上级汇报。

2、重大事件分类：

1)电网事故：电网主网解列、系统振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

2)厂站事故：电网内重要发电厂和220kV及以上枢纽变电站全站停电、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

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。

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。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。

6)经确认因调度人员责任打破安全记录。

3、大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 1）事件发生的时间、地点、背景情况。

2）事件经过、保护及安全自动装置动作情况。3）重要设备损坏情况、对重要用户的影响。4）系统恢复情况等。

4、电网发生故障或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需较长时间时，各级调度应指派专人随时向上级调度机构值班调度员汇报恢复情况。第4条 其它有关电网调度运行工作汇报制度

1.各地调在实行新调度规程时，须及时将新调度规程报上级调度机构备案。

2.各地调发生重大电网事故时，应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告省调，并在事故分析会后向上级调度机构报送事故分析报告。3.每年1月底前，各级调度机构向上级调度机构报送 1）部门上一工作总结；

2）上一调度人员（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）；

3）报送调度部门人员名单及联系电话。（须经过省调考核，确认具备接受调令资格）4）省调要求报送的其它资料。

附录三 调度系统培训制度

第1条 根据《电网调度管理条例》第十一条规定，电网调度系统值班人员（指电网各级调度机构的值班人员，发电厂的值长、电气班长（单元长），变电站的站长和班长，在上岗值班前必须经过培训、考核并取得可接调令的资格证书，方可正式上岗值班。上岗前，须通知有关单位。

第2条 资格证书有效期三年，换证前需经过审核或培训考核，合格者可在证书上加盖主管部门印章继续使用或换发新证；不合格者吊销证书，需经过重新培训取得证书。第3条 电网调度系统值班人员的培训属生产培训，具体培训由上级调度机构组织。第4条 培训的主要内容包括： 1.有关的法律、法规及政策； 2.有关的规程、制度；

省电力公司电网主网情况，电网运行对相应运行单位的要求； 有关的专业理论和技能； 系统、设备的操作； 系统、设备的事故处理； 有关的统计分析及报表； 有关的计算与分析；

调度系统值班要求的其它有关知识。

附录四 新设备投产应报送的技术资料内容

新建、改（扩）建工程接入电网运行前，项目建设单位或部门应于投产前三个月（现场运行规程提前一周，实测资料在测试或并网后30日内）向省调报送下列技术资料（书面资料和电子文档）：

一、设备、图纸资料

1、电气安装平面布置图；

2、电气一次接线图及厂（站）用电接线图；

3、火力发电厂煤、汽、水、油系统图；

4、水力发电厂气、水、油系统图，水工、气象、水文、水库及水情测报系统等设计资料；

5、输电线路的地理路径图，导线型号、长度、排列方式、线间距离、线路相序、交叉换位情况、平行线距离、架空地线规格；

6、一次设备断路器、隔离开关、母线、电压互感器、电流互感器、避雷器、阻波器、结合电容器及无功补偿设备（高抗、抵抗、串补等）技术规范；

7、继电保护及安全自动装置配置图、原理图、组屏图及技术说明书等；

8、通信有关技术资料与图纸；

9、自动化有关设计、施工的技术资料与图纸；

二、出厂资料

1、锅炉、汽（水）轮机、发电机、调相机、变压器、电抗器、电容器等的技术规范；

2、发电机和调相机的空载短路特性曲线与电气技术参数：如Ra、Xd、Xd＇、Xd“、X2、X0、Xq、Xq＇、Xq”及时间常数Td、Td＇、Td“、Td0、Td0＇、Td”；

3、发电机、原动机转动惯量；

4、汽（水）轮机调速器调整率及传递函数框图和有关各环节的时间常数；

5、励磁机规范、励磁方式、励磁倍数、励磁调节器形式，低励限制器特性曲线及励磁调节器传递函数框图和有关各环节的时间常数；

6、有关PSS等稳定装置参数；

7、发电机、变压器等设备过激磁特性曲线与过负荷特性曲线。

三、实测资料1、220kV及以上线路实测参数：R1、R0、X1、X0、B0、Xm（平行线路）。

2、220kV及以上变压器实测正序、零序阻抗。

3、机组进相、迟相、水电机组振动区及火电机炉的最低稳燃技术出力的试验报告，机组最大、最小出力，正常和事故开停机炉时间、增减负荷速率。

4、通信电路组织方式。

5、线路高频参数。

6、现场自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）策略及参数。

7、背景谐波实测资料。

四、发电厂、变电站现场运行规程（不少于10套）

五、地区电网提供资料

除以上要求提供的资料外，还需提供地区网络结构图、装机容量、电源资料、负荷资料、典型运行方式等。

附录五 省电力公司电网申请管理

1、目的

为了更好地规范发供电设备检修与新设备投产申请填报、批复与执行行为，提高检修与新设备投产安排的工作质量，做到责权明晰，杜绝人员责任事故，特制定本规定。

2、职责

设备工作单位负责申请填写、审核及上报，要求申请单位对填报的申请内容正确性负责，同时合理上报工期，合理安排配合工作。

工作相关的单位对省调转发其它工作单位的申请填写相应的意见。

省调负责在确保电网安全稳定运行，在充分考虑计划性、避免重复停电、有关单位相互配合的前提下，安排检修工作，受理申请、批准检修工期、批复相关内容，由值班调度员下令执行。

3、申请种类：

检修（试验）申请、新设备投产申请、电网方式变更单。

4、申请流转管理

（1）申请填报单位首先由填报人根据工作内容及其要求填报申请并流转给本单位具有审核权的人员审核同意后，上报给省调，同时通过电话与省调负责检修申请受理的人员进行确认，并对该项工作中一些具体情况进行联系和协调。

（2）省调检修流程主要指根据需要将申请流转到相关单位、受理上报申请、批复及执行申请等。

5、申请的申报方式与要求

5.1申请的申报方式为电子方式，各申请单位在省电力公司电网调度中心MIS系统的检修申请管理页面上填报。

5.2 填写申请内容时，涉及设备名称、单位名称时必须按《省电力公司电网调度规程》中规定的标准术语填写。

5.3 检修（试验）申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、停电范围，计划停复电时间。

新设备投产申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、计划投产时间等，同时必须上报相应的附件：（1）施工单位主管审核意见，建设 38 单位或运行单位检查验收结论，并有主管领导的签字和公章（2）新投产设备的电气接线图，设备参数；（3）投产方案。；

方式变更单必须填写改变原因，改变时间等。5.4 申请填报时间：

（1）已列入计划的设备检修，一般设备的应在开工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。

（2）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。

（3）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。

（4）方式变更单提前一天填报。

（5）所有申请必在规定的申报日期11：30以前上报。

第三篇：河南省电力公司电网规划及项目前期管理办法(暂行)

河南省电力公司电网规划及项目前期管理办法（暂行）

发布时间：2008-05-23 来源：河南省电力公司

第一章 总 则

第一条 为进一步加强河南电网规划及项目前期管理，强化电网规划对电网建设项目的指导作用，适应电力体制改革和河南省国民经济发展的要求，使电网规划及项目前期管理工作更加科学、规范、合理、有序，特制定本办法。

第二条 电网规划及项目前期管理工作应围绕“保障电网安全稳定运行，提高电网整体经济效益、促进电网健康持续发展”的指导思想，努力做到公司效益最大化。

第三条 电网规划及项目前期管理工作应实行统一规划、分级管理。

第四条 本办法适用于河南省电力公司的电网规划（含输电网、配电网与电网二次规划）、用户接入电网以及具体项目前期管理工作。

第二章 职责与分工

第五条 省公司全面负责河南电网的发展规划和项目前期管理工作，主要负责河南电网110千伏及以上电压等级的电网规划和项目前期管理工作（包括省网二次系统规划和项目前期管理工作）。

第六条 各市供电公司协助省公司负责本地区110千伏及以下电压等级的电网规划和项目前期管理工作（包括本地区电网二次系统规划和项目前期管理工作），并对本地区220千伏及以上电压等级的电网规划和项目前期工作提出具体建议。

第七条 各级电网规划应相互衔接，上一级电网规划以下一级电网规划为基础，下一级电网规划以上一级电网规划为指导。

第八条 省公司计划发展部是电网规划和项目前期工作的归口管理部门，在电网规划和项目前期工作中要充分征求各部门意见，相关部门在各自的专业范围内给予积极配合。

第三章 电网规划管理

第九条 电网规划的编制依据：

（一）国家、河南省有关法律、法规、政策；

（二）国家电网公司、区域电网公司有关规程规定；

（三）河南省及各地市国民经济与社会发展规划；

（四）河南省电力发展行业规划、河南省电力公司发展战略与规划。

第十条 电网规划的编制原则：

（一）坚持资源优化配置和合理利用的原则；

（二）坚持电网发展和环境保护相协调的原则；

（三）坚持电网安全与效益相统一的原则；

（四）坚持电网电源协调发展、适度超前的原则；

（五）坚持以市场为导向、以市场需求容量定电网规模、以市场需求分布定电网结构的原则；

（六）坚持有功规划与无功规划、一次规划与二次规划、中长期规划与短期规划、各电压等级电网相协调的原则。

第十一条 电网规划按年限可以分为长期电网规划（15年及以上）、中期规划（5-15年）和近期电网规划（5年及以下）。规划年限宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致，规划的深度应满足相关规划内容深度规定。第十二条 中长期电网规划应重点研究电网发展的战略性问题，以资源能源分布、经济发展布局为基础，深入研究电力流向，提出远景目标网架，确定合理的电网结构，推荐分阶段电网规划方案。

第十三条近期电网规划在研究地区电力市场需求的基础上，重点通过设计优化和必要的电气计算、校核分析，提出电网建设与改造方案，包括输变电建设与改造项目的规模、进度安排、分投资估算；无功补偿的容量配置、地点和调压方式；限制短路电流的措施；变电站站址和线路走廊通道规划等内容。

第十四条 电网规划应针对重要的可变因素（如负荷水平、电源及大用户建设进度的变化）进行敏感性分析，以考核电网的灵活性和适应性。

第十五条 电网规划一般在规划期起始年前1到2年开始组织编制，在前一年6月底之前完成上报。电网规划可根据外部条件变化适时滚动修订。

第十六条 220千伏及以上电网的规划设计工作（含省网二次系统规划）由省公司统一委托或组织设计、科研等机构开展，各市供电公司配合，规划报告由省公司组织评审或负责报审。

各市供电公司在全省目标网架评审意见指导下，编制各地区的电网规划（含各地区电网二次系统规划），报省公司评审。

第十七条 重视对电网规划实施情况的评估分析工作，在新一轮规划开始前要对各市供电公司前一轮的规划报告进行分析。

第十八条 建立电网诊断分析制度，每年9月底前各地市完成地区电网诊断分析报告，上报省公司。省公司每年11月底前完成全省电网诊断分析报告。

第四章 电网项目前期管理

第十九条 500千伏电网项目，由省公司在组织完成可行性研究报告后委托有资质的咨询机构进行评审；按照项目核准要求编制项目申请报告，经区域电网公司、国家电网公司逐级初审后，由国家电网公司总部将项目核准申请报告报送国家投资主管部门核准。

第二十条 220千伏电网项目，由省公司组织完成可行性研究报告后组织评审，经国家电网公司总部批复同意后，按照项目核准要求编制项目核准申请报告并上报省政府投资主管部门核准。

第二十一条 110千伏电网项目，由各市供电公司根据前期工作计划组织完成可行性研究报告，再由省公司组织评审或委托市供电公司组织评审，并经省公司统一编制项目可行性研究报告书上报国家电网公司总部批复同意后，按照项目核准要求编制项目核准申请报告上报省政府投资主管部门核准。

第二十二条 500千伏及220千伏电网项目，按规划投产年份提前3-4年开展项目可行性研究工作。110千伏电网项目，按规划投产年份提前2-3年开展项目可行性研究工作。

220千伏及110千伏电网项目，由省公司在每年10月份之前完成第二年需开工的电网项目可行性研究审查工作，在每年11月底之前编制项目可行性研究报告书并打捆上报，原则上每年上报一次。500千伏电网项目单独上报。

第二十三条 项目可研深度分别执行《330千伏及以上输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）》（国电计[2001]397号文）、《220千伏输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）》（国家电网计[2003]249号文）、《220千伏输变电项目可行性研究内容深度规定（试行）》（豫电[2002]158号文）和《输变电工程可行性研究报告内容要求（试行）》（豫电计[1999]1号文附件2）。项目的可行性研究报告要按照国家电网公司典型设计方案执行并进行限额设计对比。

第二十四条 项目的设计单位原则上由招标确定，110千伏及以上电网项目由省公司统一组织设计招标。

第二十五条 电网二次项目由省公司有关部门商各地市供电公司提出并由归口管理部门组织审查后确定，管理程序同220千伏项目。

第二十六条 城市与农村电网35千伏及以下项目按省公司有关规定和管理办法执行。

第二十七条 省公司负责组织开展电气化铁路牵引站供电方案及可行性研究工作。

第五章 电厂接入系统管理

第二十八条 单机容量200兆瓦及以下或具有自备性质的电源项目业主向所在市供电公司提出接入系统书面申请，各市供电公司结合本地情况提出初步意见上报省公司，省公司根据国家产业政策、政府有关规定、电力发展规划确定是否同意其接入电网。

第二十九条 其它电源项目业主直接向省公司提出接入系统书面申请，同时应委托有资质的设计单位开展输电规划设计或接入系统设计（含一次和二次部分），跨区、跨省送电的新建水电站、火电厂项目；流域梯级水电站群项目；新建核电项目与电源规划容量在2400兆瓦及以上的火电项目必须开展输电规划设计。

接入系统设计方案必须符合电网规划的总体原则、《河南电网并网发电机组必备技术条件》等相关规定。设计中应注意远近结合，新建电厂的接入系统方案要与后续扩建工程的接入系统方案有效衔接；应对电厂接入系统进行多方案技术经济比较，客观提出系统推荐方案。

第三十条 由省公司组织或委托有资质的中介机构开展接入220千伏及以下电网的电厂接入系统方案的审查工作，其中单机容量在25兆瓦及以下且总装机50兆瓦以下，且不需要国家投资主管部门核准的电厂项目接入系统设计可委托市供电公司组织评审，报省公司审核后，由省公司统一出具审查意见。其它项目由省公司报上级电网公司审查。

第三十一条 根据审定的接入系统方案，在省公司经营范围内已列入国家规划并履行国家核准程序的新（扩）建公用电厂项目，其接入系统工程在电厂项目业主自愿的前提下，原则统一由省公司投资建设，并网工程按省公司投资项目履行有关管理及核准程序，工程投产时间按定额工期执行。遇国家政策发生重大变化时，也可由省公司与电厂项目业主协商确定电厂专用并网工程投资方。

电厂接入系统工程的可研应根据接入系统电压等级报相应电网公司审查。其中220千伏接入系统工程由省公司组织审查，110千伏及以下接入系统工程由省公司组织或委托市供电公司审查，其它电压等级接入系统工程由省公司上报上级电网公司审查。

第三十二条 电源项目核准后，在开工建设前电源项目业主应向省公司书面提出对接入系统审查意见进行复核，如电厂建设规模、建设进度、外送条件、市场环境等发生重大变化，引起电厂接入系统方案变化，经原审查意见终审部门批准同意后，按新的接入系统方案执行。

第三十三条 电厂高备电源采用220千伏电压等级接入河南电网的，其接入系统方案由省公司参照大用户供电方案模式审批，其它由市供电公司审批。

第六章 大用户供电方案管理

第三十四条 电力大用户项目一般指新增用电负荷10兆瓦及以上的用户

第三十五条 新增大用户应向所在市供电公司提出接入电网书面申请，并在省公司办理大用户备案手续。新增负荷在20兆瓦及以上的大用户应由市供电公司上报省公司。电气化铁路等涉及多个供电区的用户直接向省公司提出接入电网申请。

第三十六条 新增大用户应选择有资质的设计、研究单位进行供电方案研究，方案应包含一次和二次部分。接入电网方案应符合电网规划的总体原则，应注意远近结合，新建电力大用户的接入电网方案要与后续扩建工程的接入电网方案有效衔接。

第三十七条 对电力系统电能质量影响较大的用户（指冶金、化工、铁路、机械等行业中具有非线性用电设备的用户）在接入电网申请时应提供有关设备的参数和运行特点；在供电方案研究中应根据实际情况专门进行谐波、负序、闪变计算校核；计算结果超过规定的应进行治理后方可接入电网；由于用户谐波、负序和闪变污染造成电网及其它用户设备损坏的，该用户应按国家有关法律法规承担赔偿责任。

第三十八条 新增用电负荷最终规模在20兆瓦及以上的电力用户，或供电电压等级为110千伏及以上的大用户供电方案（含一次和二次系统）由省公司审批。如果其供电方案实施由用户出资，也可委托市供电公司审批，审定的方案报省公司备案。

第三十九条 本办法第三十八条规定外的大用户，且供电方案不需要电网经营企业投资实施的，供电方案可由市供电公司组织审批，审定的方案报省公司备案。

第四十条 省公司或市供电公司供电方案审查部门在接到用户用电申请后，在供电方案具备审查条件的前提下，应尽快组织开展供电方案审查。其中高压单电源用户在提交供电方案后，15个工作日内应审定；高压双电源用户在提交供电方案后，30个工作日内应审定。

第四十一条 电力大用户供电方案审定后，若建设规模发生重大变化，应重新开展大用户接入电网设计，由此引起的损失由用户自行负责。未按规定做供电方案或未按照审定供电方案实施的电力大用户，各级电力部门不得擅自准许并网。

第四十二条 各市供电公司应深入了解并及时上报大用户用电信息，具体要求按照《关于进一步做好大用户供电前期工作的通知》（豫电[2003]623号）文件执行。

第七章 组织机构及经费来源

第四十三条 各市供电公司应建立统一指导和协调电网规划的组织机构，同时明确电网规划的归口管理部门。

第四十四条 为保证电网规划的顺利开展，省公司将编列电网规划专项费用，内容包括电网规划编制费用、电网专题研究费用等。所需费用纳入省公司预算，专款专用并接受审计检查。

第四十五条 要加强对电网规划前期工作人员的在职培训。培训工作要制度化、规范化，并纳入省、市供电公司的生产培训计划中统筹安排，原则上每年不少于一次。

第八章 附 则

第四十六条 本办法由河南省电力公司负责解释。

第四十七条 本办法自批准之日起执行。

第四十八条 自本办法批准之日起，原《河南省电力公司电网规划及项目前期管理办法（试行）》（豫电[2003]697号文件）自动废止。

河南省电力公司计划发展部 规划处岗位职责

一、规划处工作职责和岗位设置

（一）工作职责

1．负责拟订公司发展战略、公司规划和电网规划工作；

2．负责河南省电力行业规划研究，受政府委托负责电源规划工作； 3．负责电力市场中长期预测及分析研究工作；

4．负责公司电网建设项目前期工作、设计任务、项目开工及投产计划安排； 5．负责前期费用管理工作；

6．负责电厂及大用户接入电网方案制定及管理工作； 7．负责电网二次项目的管理工作； 8．负责公司电网建设项目的设计管理工作；

9．负责公司电网建设项目核准工作，包括前期工作中支持性文件及相应评估工作的组织、协调及管理；

（二）岗位设置

规划处设7个岗位，其中处长兼公司规划1人，副处长兼项目支持专责1人，综合规划（电网规划、电力市场中长期预测）1人，一次电网规划及项目前期工作2人，二次电网规划1人，电源规划1人。

二、规划处岗位职责 1．处长

负责规划处全面工作；

负责组织完成公司发展战略规划的编制；

了解全省国民经济和社会发展战略、全省一次能源、水资源、交通运输现状及发展状况，掌握全省电力工业现状和发展规划情况；

负责组织完成全省电力工业规划与计划；

负责组织编制和下达公司电网工程的前期工作计划；

负责公司电网项目设计管理工作；

负责前期费用管理； 2．副处长

协助处长负责规划处全面工作；

掌握全省国民经济及社会发展规划与计划和主要行业发展规划。掌握全省电力工业现状及规划情况；

负责豫中电网规划及项目前期工作；

协助负责公司电网项目设计管理工作；

协助负责前期费用管理；

统筹负责公司电网项目核准支持性文件协调管理工作；

拟定全省500千伏及以上电网规划方案，并负责全省500千伏项目核准工作；

负责公司月度例会材料的准备； 3．综合规划专责

了解全省国民经济和社会发展战略、全省一次能源、水资源、交通运输现状及发展状况，掌握全省电力工业现状和发展规划情况；

研究我省电力发展与经济社会发展的关系，及时为我省电力发展提供决策依据；

组织全省电力系统设计工作；

负责组织全省五年电网规划及三年电网诊断分析工作。

负责全省电力中长期负荷预测及电力电量平衡工作；

协助负责豫北电网规划及项目前期工作； 4．电源规划兼豫南电网规划专责

掌握全省一次能源、水资源、交通运输现状及发展规划情况，了解全省电力工业发展现状和规划情况；

负责全省电源及大用户并网手续的办理工作； 按照省政府要求有关部门的委托和要求，开展小火电机组的规范治理工作。并对申请并网机组提出意见、对策和建议；

负责调峰电源（含抽水蓄能电站）的规划及前期工作；

负责豫南电网规划及项目前期工作；

负责城市配电网的管理工作；

负责全省110千伏项目的总体原则的制定和项目汇总整理工作；

负责公司电网建设项目前期工作中支持性材料（环评、水保、土地、地震、地灾、文物等）及相应评估工作的组织、协调及管理； 5．二次电网规划

负责电网二次系统发展规划及项目管理；

负责电网二次系统设计；

负责二次项目可研设计、概念设计审查工作并负责编报可研报告、概念设计报告； 负责组织二次项目工程的设计、设备、施工等招标和工程竣工验收、资产移交等工作； 6．一次电网规划及项目前期（豫北）

负责豫北电网规划及项目前期工作；

协助负责组织全省五年电网规划及三年电网诊断分析；

协助负责全省电力中长期负荷预测及电力电量平衡；

负责掌握并了解规划电厂及大用户进展情况，并将其纳入电力发展总体规划；

负责全省220千伏项目的总体原则的制定和项目汇总整理；

负责全省220千伏及下项目的可研上报及核准； 7．一次电网规划及项目前期（豫中）

协助负责豫中电网规划及项目前期工作；

协助负责城市配电网的管理；

协助负责调峰电源（含抽水蓄能电站）的规划及前期工作；

协助负责公司电网建设项目前期工作中支持性文件（环评、水保、土地、地震、地灾、文物等）及相应评估工作的组织、协调及管理；

负责电网规划技术原则、公司电网项目典型设计、限额设计标准等技术型标准的制定和修改；

负责电网规划培训计划的制定和实施。

第四篇：省电力公司历史沿革

历史沿革

福建省电力工业起始于1900年（清光绪二十六年）。到1949年底，全省电力装机8656.6千瓦，年发电量860万千瓦时。解放后，先后归福建省人民政府实业厅、省工业厅、省水利电力厅、省水利电力局管辖。1980年8月，形成全省统一电网。1983年1月，在福建省水利电力厅电业管理局的基础上正式组建福建省电力工业局，上划中央管理。2000年6月26日，福建省电力工业局正式改组为福建省电力有限公司；8月31日，挂牌成立了福建电力行协；有关政府职能移交后，于次年6月11日撤销了福建省电力工业局。2003年网厂分开改革中，省公司所属的28个直属及参控股电厂移交给中国华电、中国国电投和中国国电等3个发电集团公司或股权留待划转辅业公司，移交总装机容量为342.18万千瓦,其中水电厂17个、容量178.03万千瓦,火电厂9个、容量162.95万千瓦，风电厂2个、容量1.20万千瓦。

电网现状

500千伏电网已成为省内南北电力交换以及福建与省外联络的主通道，省内500千伏电网形成沿海2～4回较为坚强的主干网架，并形成福州～宁德～南平～三明北部环网，同时由宁德变至浙江双龙变的2回500千伏线路并入华东电网。各地市220千伏受端主网均已形成环网结构，覆盖了全省全部九个地(市)。截至2009年上半年，全省发电装机容量达2839.6万千瓦，其中水电装机1082.2万千瓦，火电装机1719.0万千瓦，新能源装机38.4万千瓦。全年新增发电装机212.9万千瓦,其中水电新增24.4瓦千瓦,火电新增182.4万千瓦，新能源新增6.1万千瓦。全省发电设备平均利用小时为1794小时，比上年同期下降358小时，其中火电设备利用小时为2212小时，比上年同期下降373小时。

2009年上半年，全省全社会用电量504.91亿千瓦时，比上前同期减少1.7%；公司售电量407.69亿千瓦时，比增0.4%；省电网发电最高负荷为1795万千瓦，比增7.2%，省电网用电最高负荷为1719万千瓦，比增0.3%。2009年预计全省全社会用电量1115亿千瓦时，负荷1890万千瓦，分别增长3.8％和7.6％。企业规模

截至2009年6月，公司管理员工总量57251人，其中长期职工34183人、农电工16050人；合并口径资产总额672.69亿元；省公司拥有调峰调频发电装机容量153万千瓦；500千伏变电站13座、容量1780万千伏安、线路总长度2904公里；220千伏变电所105座、容量3144万千伏安、线路总长度7704公里；省电网直供区电力客户411万户，用电容量6442万千伏安。

截止2009年6月，公司拥有直管单位31个、二级单位6个，控股、参股单位53个。

组织机构

省公司本部设总经理工作部、发展策划部、人事董事部、人力资源部、财务部、基建部、生产部、安监部、营销部、农电部、调通中心、审计部、政策研究与法律事务部、监察部（与纪检组合署办公）、思想政治工作部、离退休工作部、交易中心、物资部(招投标管理中心)等18个部门。根据工作需要，公司本部还设立了科技与信息中心、机关事务中心(与机关党委、机关工会合署办公)、新闻中心、社会保险事业管理中心、资金管理中心、客户服务中心、电能计量中心、福建省电力建设工程质量监督中心站、福建省水电建设工程质量监督中心站、福建省电力建设定额站、福建省特高压工程建设办公室等专设机构。公司层面设立福建省电力公司工会委员会（内设一室三部）、省公司直属机关党委、省公司团委（公司系统团委）；在省公司本部设立机关党委、机关工会和机关团委。

主要荣誉

全国文明单位（2005年）

全国五一劳动奖状（2003年）

全国厂务公开先进单位（2003年）

福建省党建工作先进单位（连续四届，全省各行业唯一）中国企业文化建设十佳单位（2005年）

“模范职工之家”（2006年）

“国家技能人才培育突出贡献奖”(2006年)

“全国五四红旗团委”(2006年)

2005–2006省十佳职业道德先进集体（2007年）福建省第二届最佳信用企业称号（2007年）

全国“安康杯”竞赛优胜企业（2007年）

福建省“平安建设先进单位”（2008年）

全国电力行业AAA级信用企业（2008年）

全国模范职工之家（2008年）

2005–2007年全国内部审计工作先进单位（2008年）行风建设“九连冠”（2001-2009年）

第五篇：电力公司印章管理办法

公司印信管理制度

第一章 总 则

第一条 为加强公司印章、介绍信的标准化管理，明确和规范使用审批程序，保证公司印信使用的合法性、有效性、安全性、可靠性和严肃性，保障各项工作的顺利开展，特制订本制度。

第二条 印章是指在公司印发或管理的文件、凭证、文书等与公司权利义务有关的需以公司名称或有关部门、单位名称证明其权威作用而使用的重要凭证和工具。本制度所称印章包括公司公章，各类专用章，党工团组织公章，职能部门与二级单位公章，公司领导名章等。介绍信、便函是指公司派人到其他单位联系工作、了解情况或参加各种社会经济活动时所用的专用信函。

第三条 总经理工作部为公司印信的归口管理部门，主要职责为：确定公司印章的种类、使用范围和数量；组织印章的刻制、启用、发放、停用和收回、封存、销毁；管理公司各类印章档案；管理公司公章、合同专用章、党工团组织公章和介绍信（便函），并负责日常使用；制定公司印信管理的规章制度，并对各职能部门与二级单位印章的使用情况进行监督检查。各职能部门与二级单位根据职责范围负责对各自公章、业务专用章进行日常管理，并承担用印的后果。

第四条 本制度适用于公司所有公务印章的刻印、启用、保管、使用、废止和更换，以及介绍信（便函）的使用等相关管理活动。

第二章 公司印章的类型及适用范围

第五条 公司印章的类型与适用范围为：

（一）公司公章：公司按法定程序经工商行政管理部门注册登记后，在所在地公安部门登记备案，是公司对内、对外的凭信，具有对外法律效力和对内最高管理效力，可以独立代表公司法人进行经济活动和管理活动。公司公章印文为公司的法定名称全称，主要用于以公司名义对内外发文、通知、报表，联系业务，签订重要合同，以及确需以公司名义出具的便函、介绍信、授权书、声明书等。

（二）公司党工团组织公章：公司党工团组织公章印文为党工团组织名称的全称，只限于党工团组织对内外发文、报送材料、开展活动及出具有关证明时使用，具体使用范围根据党工团组织的工作范畴确定。

（三）公司各类专用章：公司为履行某项专业业务而授权相关部门使用的印章，印文为公司法定名称加×××专用章，主要包括财务专用章、合同专用章、发票专用章等。财务专用章是对外支付款项需预留在金融机构备案的专门印鉴，用于处理有关银行业务、财务往来、会计报表或其他相关特殊业务方面使用；合 2 同专用章在签订一般性合同时使用；发票专用章是公司购买或开具发票、收据时需加盖的专用印章。

（四）职能部门与二级单位公章：公司各职能部门与二级单位公章印文为部门（单位）的全称，由公司刻制并授权使用。各职能部门公章主要用于职权范围内的内部管理活动，对外不能以独立名义开展经营业务活动，也不具有法律效力；各二级经营单位公章主要用于在公司授权经营范围内开展业务活动，不得独立代表公司进行对外经济活动。公司各职能部门与二级经营单位如因某项专业业务需要，可申请刻制印文为单位名称加×××专用章(各类合同专用章除外)，由各单位指定专人保管和使用，并承担用印的后果；各类专用章均不得超出印章刊名的范围使用。

（五）公司领导名章：指按有关规定必须刻制用于业务工作的领导个人名章，主要包括董事长、总经理名章等。其中：董事长名章是指公司法人代表因工作需要而刻制的个人姓名章，属公务用章，对外具有法律效力，适用于需由公司法人代表签章的文件、法人代表授权委托书、报表、专用票据等；总经理名章是指由法人代表授权的主要领导人因工作需要而刻制的个人姓名章，属公务用章，对外具有法律效力，适用于需由主要领导人签章的文件、报表、专用票据等。

第三章 公司印章的刻制及启用

第六条 公司印章的刻制由需用部门（单位）上报印章刻制申请表（附表一），经总经理工作部和公司主管领导审核，报公 3 司总经理批准后，由总经理工作部开具刻章介绍信，到公安机关指定的专业印章制作单位刻制。

第七条 公司各类印章的规格和式样，按国家有关规定和标准执行，全公司印章应做到统一式样、统一内涵、统一书体。

第八条 公司新刻制的各类印章启用时由总经理工作部下发启用通知，注明启用日期、使用单位等，同时做好预留印模留样保存，以便备查。

第四章 公司印章的保管及使用

第九条 公司各类印章实行专人保管、专人负责、专人用印的原则，其中：公司公章、合同专用章、党工团组织公章由总经理工作部指定专人负责保管；公司财务专用章、发票专用章等由财务部指定专人负责保管和使用；各部门与二级单位公章、业务专用章由其指定专人保管；董事长名章由董事长授权的总经理工作部有关人员负责保管，总经理名章由总经理授权的财务部有关人员保管。各部门、各单位应将上述印章保管人员名单报总经理工作部备案。

第十条 公司印章保管必须严格执行如下规定：

（一）各类印章保管必须建立保管登记卡（附表二），注明公章名称、启用日期、保管人、批准人、印模图样等信息。

（二）印章保管必须做到安全可靠、妥善存放，保管人不得私自委托他人代管，并做到随用随锁，严防丢失或被盗用。

（三）印章保管人请假或外出学习等离岗期间，应由部门（单位）负责人指定人员暂时代管，以免贻误工作。

（四）印章移交时必须及时办理手续，注明移交人、接交人、监交人、移交时间、印模图样等信息。

第十一条 公司印章具有权威性，任何部门、单位和个人均不得擅自用印。公司印章的使用实行先签字审批后盖章的基本原则。具体用印规定和程序为：

（一）公司公章

1、以公司名义对内外发送的正式公文按照公文处理流程办理，经公司领导签发、正式成文后，按规定的印制数量盖章。

2、各部门（单位）开展业务需加盖公司公章的文书材料、例行报表、工程资料等（非红头文件），按照工作权限，由公司主管领导或总经理、董事长签字审批；对于公司主管领导已在文本上签字审批的，可直接盖章；文本上若无签字审批栏的，需先办理“公章使用审批单”（附表三），经公司主管领导签字审批后再盖章，涉及公司重大事项的必须由总经理批准后方可盖章。

（二）公司合同专用章：公司所有签订的各类合同必须严格执行合同制度，公司合同专用章也仅限于签署合同时使用。使用时应先办理“合同专用章使用审批表”（附表三），经生产经营部审核，报公司主管领导或总经理审批后再盖章。

（三）公司党工团组织公章：对于公司党总支和工会委员会研究通过或决定的事项以及公司领导签发的正式文件，可直接盖 5 章；对于下发通知、报送材料、例行报表等一般性工作，由总经理工作部负责人审批盖章；涉及重大事项、重要材料和特殊事项时必须经党总支书记或工会主席审批后再盖章。

（四）公司财务专用章：严格按照财务规章制度使用盖章。

（五）公司领导名章：在财务部仅限于办理支票和银行转帐业务时使用；办理例行报表，须由公司领导个人或其授权的委托人审批。公司签署合同需用领导名章时，必须由领导本人或其授权的委托人在合同上签字后，方可盖章。其他事项需要公司领导个人名章时，须由领导本人批准。

（六）部门（单位）公章：公司各部门和二级单位公章使用由部门（单位）负责人或其授权人员签字审批。

第十二条 公司公章、合同专用章等使用必须严格执行登记备案制度，印章保管人应认真如实填写公章/合同专用章用印登记表（附表四），注明用印时间、内容、经办人、审批人等，并按归档，以便备查。

第十三条 公司印章管理人员应坚持原则，工作细致，作风正派，在使用印章前必须认真检查审批程序和审核用印内容，对于不合法、违反审批程序或不正当目的的用印，印章管理人员有权提出异议或拒绝。

第十四条 印章管理人员必须严格执行印章管理制度，不得循私舞弊，擅自用印，严禁在空白凭证、白纸、空白介绍信和空白法人授权委托书上加盖印章；如遇特殊情况，应经请示批准后 6 方可用印，坚决杜绝随意盲目盖章。对不按规定办理，造成损失或不良影响的责任人要追究其责任。

第十五条 公司各类印章用印要做到规范、美观，印章要与文书的落款单位一致（代用印章除外），有存根的介绍信（便函）等应在落款和间缝处一并加盖印章。

第十六条 印章的用印基本方法为：执印要正，印泥要匀，落印要稳，确保印痕字迹端正、图形清晰，做到不倒、不斜、不偏、不糊、不错；印痕要骑压年月，不压正文，不压领导签字。

第十七条 严禁保管人员私自将公司印章带出使用。若因工作需要，确需将公司印章带出使用，必须办理审批备案手续；具体由携带需用部门办理外出借用印章审批单（附表五），经总经理工作部负责人审核，报公司领导批准，并办理登记备案手续后方可带出使用。印章外出借用期间，借用人对印章负全权责任，只可将印章用于申请事由，不得借机私用，并对印章的使用后果承担一切责任；借用完毕后应将印章及时归还印章管理人员，并说明印章的使用情况。

第十八条 公司及公司所属各单位（部门）由于机构合并、撤销或更名时，应当停止使用原印章，及时将印章缴回总经理工作部封存或销毁。印章若有遗失或损坏，应立即报告总经理工作部，由总经理工作部对外登报或发文声明作废。丢失或损坏的印章不得私自重新刻制，需按程序申请公司批准后方可重新刻制和启用；对于损坏的印章在新印章启用时应立即上缴总经理工作部 7 销毁。

第十九条 总经理工作部应建立印章上交、封存、销毁的登记档案，印章管理人员应及时做好印章的收缴、调换、归档工作，印章销毁应经公司总经理批准后方可处理。

第五章 公司介绍信（便函）的管理及使用 第二十条 各部门（单位）职权范围内办理业务所需的公司介绍信（便函）等，由经办人填写开具介绍信申请审批单（附表六），经本部门（单位）负责人签字审核，由总经理工作部负责人审查批准后，方可开具和盖章及出信；若涉及公司重大事项的，按职权范围必须报公司主管领导或总经理签字批准。

第二十一条 公司员工如遇开具个人相关证明的介绍信，由本人填写开具介绍信审批单，经所在部门（单位）负责人签字审核和总经理工作部审查，报公司主管领导审批后，方可开具。若涉及到个人经济担保的证明时，原则上一律不予开具;特殊情况下开具的，其不良后果由本人、审核人（审查人）、批准人等以情节共同承担责任。

第二十二条 公司介绍信必须按规定编号，按顺序使用，不能跨号使用；骑缝章、存根和发出的信要一致；单位名称要用全称，签署、用印、时间要写明。介绍信整本用完后，应按时归档以备存查。介绍信丢失，管理人应立即向部门负责人和公司领导报告，及时采取相应措施。

第二十三条 严禁开具使用盖有公章的空白介绍信，若遇特殊情况必须使用，必须由公司总经理签字审批，总经理工作部做好特别登记、追踪管理。持空白介绍信外出工作归来必须向公司原开具处汇报其介绍信的用途，以便补写存根，未使用的必须交回。

第六章 附 则

第二十四条 公司任何部门（单位）和个人未经审批和授权不得以任何理由私刻公章、专用章和领导名章，凡未经批准擅自刻制印章，一律视为非法，由此造成不良影响和经济损失的，公司将视其情节与后果追究有关责任人的行政和经济责任，对触犯刑律者，交由司法机关追究其法律责任。

第二十五条 公司印章管理部门（单位）、保管人和申请使用人必须严格遵守本制度，如因管理不严或违法、违规使用，一经查出，公司将对有关责任人给予行政和经济处罚；由此给公司造成重大不良影响和重大经济损失的，公司将追究有关责任人的经济赔偿责任和法律责任；对利用公司印章参与违法犯罪活动、触犯刑律者，将有关责任人交由司法机关依法查处。

第二十六条 本制度未尽事宜，按照国家有关法律法规、上级有关规定和公司相关制度执行。

第二十七条 本制度经公司总经理办公会议讨论通过后自下发之日起执行。

第二十八条 本制度由甘肃平凉东方电力有限责任公司总 9 经理工作部负责解释。