浅谈电网调度班组的安全管理

第一篇：浅谈电网调度班组的安全管理

浅谈电网调度的安全管理

摘要：电力调度作为电网的调度管理中心，在日常的调度管理工作中如何组织、指挥、指导和协调，使电网安全、优质经济运行是非常重要的，依据这几年的工作经验，结合工作实际情况对电网调度进行分析，查找管理工作中存在的问题，进而不断提高安全管理水平。关键词：电网调度安全管理

电网调度是对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，使电网安全、优质、经济运行的一个机构。随着电网的不断扩大以及现代化程度的不断提高，调度事故所造成的影响也日益增大。调度做为电网运行操作和事故处理最直接的指挥者，其安全管理工作的好坏，对电网的安全运行起着关键性的作用。因此，总结多年来在调度安全运行方面的实践经验，分析了影响电网调度安全生产的因素，并谈谈对调度安全管理方面的几点看法。

一、影响电网调度安全生产的因素

1、调度人员工作责任心不强

具备良好的工作责任心，是搞好调度工作的必备前提。实际工作中就有少数调度员缺乏责任心，习惯性违章现象不断出现，存在着使用调度术语不规范、凭经验、靠主观判断，而造成误下令。如在近两年电网出现严重缺电形势中，调度员下紧急限电指令时，不认真核对模拟盘，没有使用设备双重名称就草率下令的现象时有发生。有的没有坚持调度命令复诵制，当对某些具有相近音的设备名称下令时极易造成误下令、误操作。

2、调度人员业务水平和心理素质差

调度员不熟悉电网设备的有关参数、母线结线形式、电网运行方式、二次设备继电保护及自动装置的整定方案和工作原理等，以致误调度，特别是处理事故时，不能做到忙而不乱，惊而不慌，不能正确判断，果断处理，造成处理不及时或不当，使事故扩大，延误送电。

3、调度操作管理制度执行不严

在实际调度工作中，存在对调度操作指令票马虎应付或操作完毕后有空再补填的现象，有的工作票的工作许可及工作结束手续不清，易造成误下令、误送电事故。特别是有多个班组同时在同一线路上工作时，若在全部工作未终结时就送电，或者用户在未得到当班调度员许可就在用户专用线上工作也容易发生事故。近几年随着管理制度的不断完善、落实，标准化作业指导书、PDA的应用这种情况已完全杜绝。

4、交接班制度执行不认真

调度人员未严格遵守调度规程，交班人员未把电网的运行状态、设备的缺陷交待清楚，接班人员在接班后也没有认真了解情况，及时掌握电网的运行状况和设备缺陷，特别在一些大型操作时最容易交接班不清，极易造成误下令。

5、调度人员与变电站运行人员之间缺乏沟通

因当值调度员与运行人员之间的联系基本上为单渠道联系，随着当前电网网架的不断复杂、运行方式的灵活多变，在工作量大、操作任务比较繁重时，运行操作人员与调度员之间如果缺乏沟通就容易发生运行人员对调度员所下的令不理解就盲目操作，继而引起误操作的严重后果。

6、班组安全活动没有定期开展或流于形式

高质量的班组安全活动能有效地引导安全生产，形成良好的安全氛围，它不仅是对上级安全生产文件的学习过程，也是调度员提高安全意识，自觉培养安全生产自我保护意识的好途径，对安全生产具有指导意义。

7、有关电网技术资料管理不完善

班组基础管理存在漏洞，新设备的技术资料、继电保护定值单、电网运行方式安排和联系单、以及有关设备的一、二次图纸资料等管理不到位，未及时提供给调度员学习参考，使调度员在调度工作中缺乏依据。

二、做好电网调度的安全管理

电网调度安全管理工作的好坏，直接影响着电网的安全和经济运行。结合工作实际，要做好调度安全管理工作，要从加强调度人员的安全素质管理、调度运行操作管理、调度技术资料管理三方面入手，进一步完善安全生产的管理机制，保证电网安全稳定运行。

1、加强调度人员的安全素质管理

提高调度人员的素质是安全管理的根本，抓人员的安全素质要三管齐下。

①加强思想教育，强化安全意识

在加强电网调度管理的同时，也应把思想教育工作贯穿到每一个环节，要求调度员始终牢记“精心调度，精心运行，超前发现，快速反应”的十六字精神，养成既重视电压等级较高的主电网操作，也不轻视电压等级较低的小电网操作；既重视复杂的操作，也不轻视简单的操作的良好习惯，从思想上强化调度员的安全意识。

②建立绩效考核制度，提高工作责任心

将完成工作的质量和效率与经济利益挂钩，建立细致、严格的绩效考核制度，能更好地提高调度员的工作责任心。可采取以下两项措施：(1)签定安全生产责任状，结合调度班组工作的特点，细化班组与个人之间签定的具体条款，明确调度员的安全生产责任与考核要求，做到责任清楚，奖罚分明。(2)长期开展调度员“千次下令无差错”活动，将调度命令无差错作为安全考核指标定期进行，年终作为评选先进的条件。有奖有罚才能养成严谨、高效的工作作风，形成独特的调度安全文化。

③定期开展班组安全活动，夯实安全基础

班组的安全活动是提高职工安全意识的手段，调度班组要从提高安全活动的质量和效果着手，使安全活动工作长期化、制度化，与生产紧密结合不流于形式，真正提高安全管理水平。安全活动的内容一般包括以下几个方面：(1)学习上级有关安全生产的文件、安全简报及事故范例，吸取经验教训；(2)针对近期的调度工作重点学习规程的有关部分；(3)针对一周电网发生的故障或事故开展事故追忆，加强调度员之间故障处理的沟通，提出最佳处理方法；(4)对调度一周的安全情况进行总结和布置。如：调度班长对一周的电网运行情况及操作指令票执行情况进行分析，总结工作中存在的不安全因素并提出整改措施。通过安全活动使调度员既了解安全生产形势，掌握安全生产知识，又能清楚地了解非当班期间的电网运行情况，增强了事故处理能力，也自觉地提高了自身的安全意识。

2、加强调度运行操作管理

调度员在值班期间，为电网运行操作和事故处理的指挥人，抓好调度运行操作管理是防止误调度、误操作事故发生的关键，要把好调度安全操作关，要采取以下几项措施：

①调度工作要流程化、规范化，并严把“五关”

“五关”即：申请单各项内容填写的规范关：

一、二次设备运行方式安排的合理关；安全技术保证措施的完备关；调度指令票拟写的审核关；调度下令的监护关。把住了这五关就把住了调度安全操作的基础关。

②严格执行规章制度，杜绝调度“三误”的发生

(1)应做到调度命令三坚持：坚持调度命令的预发制、坚持调度

术语的规范化、坚持调度命令复诵制。预防因调度下令不规范而引起的调度事故。

(2)严格执行调度操作管理制度。工作中要养成自觉认真执行规章制度的习惯，克服习惯性违章。如调度员在受理线路工作票时，要严格把关，认真进行审查，对工作票中所列任务、安全措施及要求逐项审核，不合格的工作票必须重新办理。

(3)加强调度员与变电运行人员之间的沟通。运行人员对操作目的、步骤有疑问时，调度员必须耐心解答，避免发生误操作现象。

(4)严格执行交接班制度。调度员交接班必须按规定内容进行交接，杜绝采用口头交底形式，要做到交的清楚接的明白，不留遗漏。

③ 加强技术培训，提高业务水平

调度班组是集电网各专业的综合班组，随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平不断提高，对调度人员的业务素质也提出更高的要求。调度班组应非常重视技术培训工作，可从不断熟悉和掌握新技术、新设备、新规程的角度出发制定相应的培训计划，如举行各种形式多样的技术学习讲座、运行分析会、方式讨论会等，力求目的明确，效果显著。调度自动化系统是保障电网安全运行的重要工具，应鼓励调度员直接参与各类应用系统的开发过程，并联系实际对已运行的系统不断提出新的需求和思路，做到在工作中能娴熟地使用各个系统，提高了调度员安全驾驶电网的能力。通过各类技术培训活动，调度员的业务水平提高了，心理素质也会随之提高，对事故的处理才能做到沉着、准确、迅速。

④熟悉各种反事故预案，做好事故预想，定期开展反事故演习随着近两年矿区电网负荷跳跃式的增长，季节性、结构性的缺电使电力供应严重不足，面对这种形势，调度员要十分熟悉并掌握在电网出现严重故障时避免地区全站失压，系统有序地指挥、协调事故处理预案及各种反事故预案。调度员当值期间必须针对电网运行状况、薄弱环节做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时能够及时果断地进行处理。而定期开展反事故演习可以让调度员身临其境，使其在技术上、心理承受能力上都得到锻炼，对提高其综合素质更有实际价值。

3、完善调度各项技术资料的管理

在电网调度中，必须及时向调度员提供完善的电网技术资料、继电保护方案、运方组的电网运行方式等。尤其是大型检修的运方安排、应提前提供给当值调度员，使调度员能事先了解，做到指挥下令时胸有成竹。必须设专人负责资料管理，对资料定时整理归档并逐步完善，使之符合调度规范化管理要求。

三、结束语

安全生产是电力企业的主旋律，也是调度班组安全工作的永恒主题。笔者认为在当前调度班组的工作量随着电网的快速发展而大幅度增加的同时，做好调度班组的安全管理只有通过健全的制度，严格的管理，先进的方法，有力的措施以及全体调度员的共同努力，才能使调度班组的安全管理工作走向标准化、规范化的道路。

第二篇：浅谈调度班组的安全管理

浅谈调度班组的安全管理

作者：安全管理网 来源：安全管理网 点击： 188 评论：0 更新日期：2016年05月13日

该文针对目前电网调度对电网安全运行起到越来越关键性的作用，分析了影响电网调度安全生产的因素，提出了提高调度班组安全管理的三个方面，从加强调度人员的安全素质管理、调度运行操作管理、调度技术资料管理三方面入手，进一步完善班组安全生产的管理机制，保证电网安全稳定运行。

关键词：安全管理安全素质操作管理

0引言

电网调度是对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，使电网安全、优质、经济运行的一个机构。随着电网的不断扩大以及现代化程度的不断提高，调度事故所造成的影响也日益增大：调度班组做为电网运行操作和事故处理最直接的指挥者，其安全管理工作的好坏，对电网的安全运行起着关键性的作用。因此，笔者总结多年来在调度安全运行方面的实践经验，分析了影响电网调度安全生产的因素，并谈谈对调度班组安全管理方面的几点看法。

1影响电网调度安全生产的因素

1.1调度人员工作责任心不强。具备较强的工作责任心，是搞好调度工作的必备前提。实际工作中就有少数调度员缺乏责任心，习惯性违章现象不断出现，存在着使用调度术语不规范、凭经验、靠主观判断，造成误下令。

1.2调度人员业务水平和心理素质差。调度员不熟悉电网设备的有关参数、母线结线形式、电网运行方式、二次设备继电保护及自动装置的整定方案和工作原理等，以致误调度。特别是处理事故时，不能做到忙而不乱，惊而不慌，不能正确判断，果断处理，造成处理不及时或不当，使事故扩大，延误送电。

1.3对调度操作管理制度执行不严，不严格执行“两票”制度。在实际调度工作中，存在对调度操作指令票马虎应付或操作完毕后有空再补填的现象，有的工作票的工作许可及工作终结手续不清，易造成误下令、误送电事故。

1.4交接班制度执行不认真。调度人员未严格遵守调度规程，交班人员未把电网的运行状态、设备的缺陷交待清楚，接班人员在接班后也没有认真了解情况，及时掌握电网的运行状况和设备缺陷，特别在一些大型操作时最容易交接班不清，极易造成误下令。

1.5调度人员与变电站运行人员之间缺乏沟通。因当值调度员与运行人员之间的联系基本上为单渠道联系，随着当前电网网架的不断复杂、运行方式的灵活多变，在工作量大、操作任务比较繁重时，运行操作人员与调度员之间如果缺乏沟通就容易发生运行人员对调度员所下的令不理解就盲目操作，继而引起误操作的严重后果。

1.6班组安全活动没有定期开展或流于形式。高质量的班组安全活动能有效地引导安全生产，形成良好的安全氛围，它不仅是对上级安全生产文件的学习过程，也是调度员提高安全意识，自觉培养安全生产自我保护意识的好途径，对安全生产具有指导意义。

1.7有关电网技术资料管理不完善。班组基础管理存在漏洞，新设备的技术资料、继电保护定值单、电网运行方式安排和联系单、以及有关设备的一、二次图纸资料等管理不到位，未及时提供给调度员学习参考，使调度员在调度工作中缺乏依据。

2做好调度班组安全管理工作，要从加强调度人员的安全素质管理、调度运行操作管理、调度技术资料管理三方面入手，进一步完善班组安全生产的管理机制，保证电网安全稳定运行

2.1加强调度人员的安全素质管理。提高调度人员的素质是安全管理的根本，抓人员的安全素质要三管齐下。

2.1.1加强思想教育，强化安全意识。在加强电网调度管理的同时，也应把思想教育工作贯穿到每一个环节，要求调度员始终牢记“精心调度，精心运行，超前发现，快速反应”的十六字精神，养成重视电压等级较高的主电网操作，也不轻视电压等级较低的小电网操作；既重视复杂的操作，也不轻视简单操作的良好习惯。

2.1.2建立绩效考核制度，将完成工作的质量和效率与经济利益挂钩，建立细致严格的绩效考核制度，能更好地提高调度员的工作责任心可采取以下两项措施。

2.1.3定期开展班组安全活动，务实安全基础，班组的安全活动是提高职工安全意识的手段。调度班组要从提高安全活动的质量和效果着手，使安全活动工作长期化、制度化。与生产紧密结合不流于形式，真正提高安全管理水平。

2.2加强调度运行操作管理。是防止误调度、误操作事故发生的关键，要把好调度安全关，要采取以下几项措施：

2.2.1调度工作要流程化、规范化。并严把“五关”。即：申请单各项内容填写的规范关：

一、二次设备运行方式安排的合理关；安全技术保证措施的完备关；调度指令票拟写的审核关；调度下令的监护关。把住了这五关就把住了调度安全操作的基础关。

2.2.2严格执行规章制度，特别是“两票”制度，杜绝调度“三误”的发生。应做到调度命令三坚挣坚持调度命令的预发制、坚持调度术语的规范化、坚持调度命令复诵制。

2.2.3加强技术培训，提高业务水平。调度班组是集电网各专业的综合班组，随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平不断提高，对调度人员的业务素质提出更高的要求。

2.2.4熟悉各种反事故预案、做好事故预想。定期开展反事故演习。随着近两年地区电网负荷跳跃式的增加，季节性、结构性的缺电使电力供应严重不足，面对这种形势，调度员要十分熟悉并掌握在电网出现严重故障时处理方案，避免地区电网全面瓦解、崩溃。

3结束语

安全生产是电力企业的主旋律，是调度班组安全工作的永恒主题。笔者认为在当前调度班组的工作量随着电网的快速发展而大幅度增加的同时，做好调度班组的安全管理工作只有通过健全的制度，严格的管理，先进的方法，有力的措施以及全体调度员的共同努力，才能使调度班组的安全管理工作走向标准化，规范化的道路。

参考文献：

郭一华.电网风险控制方法.2003.23（5）.8~11.胡卫.电网预警管理.清华大学硕士学位论文.1992.35~40.白先红.IEC闪变仪的数字化实现的研究.河海大学硕士学问论文.2004.27~29.

第三篇：电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

1适应形式需求，增强全局观念，加强调度纪律，确保电网安全稳定运行。调度运行系统成员要清醒的认识所担负的电网安全责任，以高度的责任感和使命感突出抓电网的安全管理，全力以赴保证电网的安全稳定运行，结合电网运行情况，制定并贯彻实施切实可行的电网稳定措施和反事故措施，严格执行电网管理中的各项规章制度，切实履行好职责。调度人员、变电运行人员、各设备线路维护部门要以高、精、细、严的标准严格要求自己，坚持事故预想天天做，每季度坚持开展反事故演习，根据不同季节，不同情况，积极合理有效地

开展工作，保证电网安全稳定运行。2强调经济调度，高度重视运行分析，努力提高电网经济运行水平。对于经济调度重点落实电网监控和经济运行理论计算分析，加强对电网的实时监控，坚持开展负荷预测，总结负荷变化规律特点，结合潮流分布，以及经济运行理论计算数值，及时调整运行方式；并且要建立相应的运行管理现场规程、制度，强调目标责任的落实，努力提高电网经济运行水平。

3加强对继电保护定值的校验工作，要根据规程规定结合电网结构及电网运行方式的改变，及时对系统进行短路电流计算，保护定值校核；突出抓好继电保护和安全自动装置的基础管理，进一步完善电网安全自动装置，杜绝继电保护“三误”现象的发生，切实落实继电保护“反措”，以满足电网运行的安全性需求。4以运行方式为指导，认真分析研究电网存在的薄弱环节，加强设备预防性试验和设备缺陷管理，推行以状态检

修为基础的动态检修，提高设备健康水平。要认真准备，做好“春、秋季检修”及“迎峰度夏”准备工作，及时消除电网、设备隐患。

5加强检修的组织管理。定检必须依据修必修好的原则按计划严格落实，严格控制临检，推行以停电工作的必要性和紧迫性为客观依据对停电计划进行测算考核，实行“先测算后停电”，合理制定检修停电计划，严格控制停电范围。在开展“零点工程”的同时，加强各检修单位的配合和联系，统一管理，统一安排，严格控制停电时间；检修单位要有工作计划，优化施工方案，落实工作措施，减少工作时间；停送电管理实行预报告制度，积极推行对检修、调度、运行操作部门停送电时间分级考核制度，减少设备在非检修状态的停电时间，杜绝设备停电等人现象，努力提高电网健康水平和供电可靠性。

6加快农网建设改造及各变电站设备的技改步伐，积极推行技术进步。完善

和优化电网结构，按照电网规划，优先安排增加电网传输容量提高电网安全和供电质量的项目，改善电网供电设备状况，增强供电设备供电能力。7高度重视无功管理，按照无功平衡的原则和有关导则规定，作好无功补偿的规划工作，同时加强无功管理措施的落实。按照总体平衡与局部平衡相结合，以局部为主；电力部门补偿与用户补偿相结合；分散补偿与集中补偿相结合，以分散为主；降损与调压相结合，以降损为主等几项原则，加大管理和宣传力度，提高各级管理人员和用户对无功的重视程度，使无功管理工作纳入规范化轨道。

8加快通信及调度自动化系统建设改造步伐。按照二期农网结余资金和三期农网通信及调度自动化建设规划，争取早日完成东部光纤通信环网工程，加快调度主站系统改造，以开发高级应用为主导，不断完善调度主站系统功能及指标，争取早日实现调度自动化实用化达

标。

9以人为本，加强队伍建设，提高整体素质。电网运行管理对人员的技术素质要求比较高，在，要坚持以提高人员素质为根本，充分发挥人的主观能动性，实现突破创新和发展壮大。首先是完善各项管理制度，并严格落实各项规章制度、规程、规定的执行，从加强制度管理上规范人。其次是以创建学习型企业为契机去塑造人，有计划、有针对性的开展学习和培训，以多种多样的形式提高人员的业务技术素质和树立敬业爱岗的品质。

第四篇：西北电网调度管理规程

西北电网调度管理规程

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

新建厂站通信部分基建项目应实行分级归口管理，通信部门应配合计划、基建部门完成设计审查、功能要求、配置原则、方案论证、设备选型和接口标准、通信规约的确定。

第五篇：《眉山电网调度管理规程》

眉山电网调度管理规程

第一章 总则

1.1为了加强眉山电网调度管理，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》、《四川电网调度管理规程》和有关规程、规定，结合眉山电网的具体情况，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、电力通讯设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。

1.3眉山电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协调配合，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 眉山电力调度系统包括眉山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。眉山电网内设立二级调度机构，依次为：眉山电力调度通讯中心，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、变电站或监控中心的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。

1.5 本规程是眉山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。眉山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 眉山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眉山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眉山公司负责修订、解释。

第二章

调度管辖范围及职权

2.1 地调调度管辖范围 2.1.1 220kV变电站主变压器； 2.1.2 110kV电网；

2.1.3 供电局与供电局之间的35kV联络线； 2.1.4 东坡区境内35kV、10kV电网；

2.1.5 电网内装机容量10MW以下的发电厂及其送出系统； 2.1.6 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2 地调调度许可范围

2.2.1 运行状态变化对地调调度的设备有影响的35kV及以下送出设备；

2.2.2 在不同220kV、110kV及35kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；

2.2.3 其他运行状态变化对地调管辖电网运行影响较大的县调调度管辖或地调委托调度设备。

2.3 县调调度管辖范围

2.3.1 本地区35kV及以下电网；

2.3.2 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4 各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。

2.5 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。

2.6 电网调度运行管理的主要任务

2.6.1 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；

2.6.2 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；

2.6.3 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；

2.6.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.7 地调的职责和权限

2.7.1 在保证四川主网系统安全、优质、经济运行的前提下负责眉山电网的安全、优质、经济运行；

2.7.2 接受省调的调度管理；

2.7.3 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通讯、自

动化等专业管理；

2.7.4 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.7.5 负责眉山电网电力、电量的统计、考核和结算审核工作；负责并网小水（火）电厂上网电力电量的管理考核工作；

2.7.6 负责所辖电网调峰及调压；

2.7.7 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；

2.7.8 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表；

2.7.9 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；

2.7.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动投运方案并组织实施；

2.7.11 负责编制眉山电网设备停电检修计划；

2.7.12 确定管辖电力系统的电压中枢点，编制并下达中枢点电压（无功）曲线，并确定系统内各变电站主变的分接开关位置，指挥所辖设备的无功、电压调整；

2.7.13 按规定和需要对本系统有、无功潮流进行计算；对 本系统进行线损统计分析和理论线损的计算；

2.7.14 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.7.15 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》；

2.7.16 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.7.17 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经四川省电力公司眉山公司批准后执行；

2.7.18 行使眉山公司和省调授予的其他职权。2.8 县调的职责和权限 2.8.1 接受地调的调度管理；

2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、通信、自动化等专业管理；

2.8.3 负责所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.8.4 负责所辖电网电力电量的考核结算；

2.8.5 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；

2.8.6 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表；

2.8.7 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动投运方案并组织实施；

2.8.8 负责编制所辖电网设备停电检修计划； 2.8.9 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.10 参与签订所辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.8.11 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.8.12 负责修编所辖电网调度的有关规定，经供电局批准后执行，并报地调备案；

2.8.13 行使供电局和地调授予的其他职权。

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内为电网运行、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。在调度关系上，下级调度值班调度员、发电厂值长、变电站和监控中心的值班长或正班，必须接受上级调度值班调度员的指挥，执行其调度指令。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 任何单位和个人不得违反《电网调度管理条例》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，并将情况及时报告本单位领导和上级调度部门。

3.3 下级调度机构的值班调度员及厂站值班人员，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。

3.4 各级调度部门、发电厂、变电站和监控中心的值班人员（值班调度员、值长、值班长），在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。并严格执行复诵、监护、录音、记录和使用模拟图板（或监控系统）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。

3.5 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。

3.6 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班 调度员的许可，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。

3.7 各级调度部门调度管辖范围的设备，当其操作对上级或 下级调度管辖系统的运行方式及继电保护、安控装置等有影响时，只有在得到上级调度部门的许可或下级调度部门的同意后才能进行操作。

3.8 为了保证系统的安全、稳定运行，在紧急或特殊情况下，上级值班调度员有权直接对下级调度管辖的设备行使指挥权，但事

后应尽快通知有关调度部门值班调度员。

3.9

值班调度员发布的调度指令，值班人员接受后必须立即 执行。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。

3.10 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。

3.1

1值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他命令时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的命令时，值班人员应按上级值班调度员的命令执行。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时，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。

3.1

2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）、调度科（班）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。

3.13 调度指令的执行，是指从值班调度员正式发布指令时开始，至执行人员操作完毕并报告发令值班调度员时为止。值班调度员发布调度指令或进行调度联系时必须严格使用设备的双重命名编号。发令时，一人操作，一人监护，并按调度命令票逐项操作，严禁值班调度员按调度命令票顺序同时对多个相关的单位发布调度指令。

3.14 当发电厂、变电站或线路等设备发生异常或故障情况时，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。

3.15 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。

3.16 各级值班人员应按调度部门规定的时间、项目和内容汇报运行数据和情况。值班调度员应随时了解掌握运行情况，根据电网实际情况及时对运行方式，有、无功潮流，电压及安控保护自动装置等进行合理调整。

3.17

各运行单位的值班人员轮值表应每月与值班调度员轮值表互换。有权接受调度命令的值班人员名单，由各运行单位自行审定，并报上级调度部门备案，如有变动应及时报告。非当值值班人员，无权接受调度指令，在上级调度发布指令时，无权接受者应及时申明。非当值值班调度员，无权发布调度指令。

3.18

值班调度员应具有相当的专业知识和现场实际经验，经培训、考核并取得合格证书后，方可上岗，并书面通知所辖系统有关运行单位。

3.19

用户变电站、配电室的值班人员，必须经过四川省电力公司眉山公司有关部门培训考核合格并取得相应证书后方能上岗担任值班工作。

3.20 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。

第四章

运行方式的编制和管理

4.1 地县两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，应制定电网特殊运行方式。

4.2 运行方式的编制

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；电网正常运行和特殊运行的结线方式；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；电网低频减负荷整定方案；系统运行中出现的主要问题和改进建议。

地县两级调度应于当年收到上级调度下达的运行方式后一个月内编制完成本地区下的电网运行方式。

4.3月度运行方式的编制

月度运行方式也称月电力生产调度计划，应根据省调下达的月电力生产调度计划，会同计划、生技、营销等部门确定的购电计划、检修计划和各供电局的负荷、电量分配计划，编制眉山电网月电力生产调度计划，其内容包括：

系统和地区预计最大用电负荷、电量；直调电厂（网）负荷曲

线、电量；主要设备检修进度计划；主要新（改）建发输电设备投产计划；其他重要情况说明。

4.4 日方式的编制

日运行方式也称日调度任务书，应根据各供电局、发电厂及有关单位前一日10时前提出的所辖系统次日（星期五为后三日）设备检修安排，负荷预测及发电出力进行综合平衡后，于前一日18时前编制下达，其内容包括：

各直购地方电厂（网）的负荷、电量计划；各供电局供电负荷曲线和日电量计划；发、输、变、配电设备检修安排；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。

4.5 电网特殊运行方式的编制 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；各供电局用电负荷计划；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；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.6 运行方式、月度运行方式和特殊运行方式由四川省电力公司眉山公司领导批准后执行，电网日运行方式由眉山地调领导批准后执行。

4.7

改变运行方式的规定

4.7.1由于运行情况的变化，需较长时间改变局部正常运行方

式，或采取特殊运行方式，且变动较大时，由眉山地调提出方案，报四川省电力公司眉山公司主管生产领导（包括生产总工）审批后执行；

4.7.2根据检修计划和临时工作制定的运行方式由眉山地调领 导审批后执行；

4.7.3值班调度员在遇有特殊情况、或事故处理需要立即采取 临时运行方式时，应充分考虑到电压潮流变化、设备过载能力、消弧线圈的调整以及对继电保护、安全自动装置的影响，并按规定进行更改，并及时报告眉山地调领导。

4.8 为保证系统结线图的正确性，利于安全调度运行工作，各县调应每年向地调报送一份电气结线图，如有变动应及时修改并书面报送眉山地调。

第五章

设备的检修管理

5.1 凡并入眉山电网运行且属调度管理设备的定期检修、试验、清扫等工作，必须纳入设备检修计划，检修计划分为、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、供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检修、火电机组检修应尽量安排在平水期及丰水期检修；

5.2.3 设备检修必须协调配合，避免重复停电。5.3 地调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。5.4 系统内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、供电局、生维中心负责编制下一的设备检修计划报送地调，地调统一平衡后下达执行。与地调管辖设备相关的各电厂、供电局的下一设备检修计划在每年12月10日前报地调备案，地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、供电局、生维中心负责编制下一季度的设备检修计划报送地调，地调根据检修计划，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：地调根据管辖设备的、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25日前随月调度计划下达。

5.5.4 已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1天的上午向地调提出设备检修申请，影响对外停电的计划检修申请至少需提前7天的上午向地调提出设备检修申请，地调于当天下午15：

00时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。5.5.5 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小时报告地调值班调度员。计划检修中发现新的重要缺陷必须处理时，在原计划工期内不能完成者，可在原批准计划检修工期过半前向地调申请办理一次延期手续，遇节假日应提前申请。

5.5.6 计划检修确定后，除不可抗拒的原因影响外，一般不予改变工期，如因电网原因引起的变动，地调应重新安排合理的计划时间。

5.5.7 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地调补办设备停电检修申请书。

5.7

检修申请内容包括：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

凡变更原结线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的结线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送地调并经地调相关科室批复。凡异动后需进行的试验项目应在申请书中明确提出。

5.9 在地调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向地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、事故跳闸后是否可以强送电或其他要求。

地调值班调度员有权批准在当天内完工的带电作业。5.10 地调调度管辖设备的继电保护、安全自动装置、并车装置、通讯自动化设备、故障录波器等的启用、停运、试验、检修或其他改进工作等，应按规定办理申请手续。

5.11 凡基建施工需要对地调调度管辖的发、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地调提出申请。系统新（扩）、改建的未正式投运的输变电设备，需要配合做安全措施的，由启动投运委员会决定。

5.12 凡变更结线方式或设备型号，必须填写《眉山电力系统设备异动申请书》，并将改变前后的结线图及变更设备资料随同“停电检修申请书”一并报送调度部门。凡检修后需核相者，应在申请中明确提出，并确定核相单位。现场变更接线方式或设备间隔的，调度可启用临时的调度命名编号，以示区分。

5.13 设备改变其运行状态，虽已提出申请并经批准，但在操作前仍须得到当值调度员的指令或许可。严禁按检修工作 “约时”开工、完工和“约时”停电、送电。严禁未经申请批复同意，私自在已停电或备用设备（含拉闸限电）上进行任何工作。

5.14 地调调度管辖设备的非计划检修或检修延期，应按《电业事故调查规程》有关规定处理。

5.15 设备的检修时间

5.15.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或提出停用时开始，到设备按调度要求运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内。

5.15.2 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。

5.16 值班调度员在许可输电线路和其他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。

5.17 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令厂、站值班员执行，工作现场的安全措施，在许可开工后由检修工作班组自行安装，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。

5.18 发电厂、变电站内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二十天向调度部门提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料，详见附录八。

6.2调度部门在规定期限内收到有关新设备投运的一、二次图纸资料后，应立即进行启动投运的相关准备工作。调度部门应在保护整组试验前三天提供保护调试定值，新设备投运前二天提供继电保护正式定值，新设备投运前十天下达新设备命名文件，新设备投运前四天提供启动投运方案。

6.3 新设备投入运行前七天，由设备运行单位按《新设备加

入系统运行申请书》的要求向调度部门提出申请，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、并具备启动条件。

6.4 调度部门接到申请后，应在启动投产前五天批复。6.5 新设备投运前必须具备下列条件，否则调度部门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部门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 与有关调度部门已签定并网调度协议，相关设备及厂、站具备启动条件；

6.5.6 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪，报、竞价系统完善；

6.5.7 新建发电厂和变电站在加入系统运行前，必须具备两种以上不同方式的调度专用通讯通道；

6.5.8 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、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；

6.5.9 启动试验方案和相应调度方案已批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。

6.6 新设备投产前，相关单位应提前二个月向调度部门报送新设备投产计划，调度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。

6.9 配网线路发生改接变化时，必须在设备异动申请书上填写清楚装载容量、双电源和重要用户的异动情况（确无变动时填写双电源和重要用户无异动）以及线路改接异动的文件依据，并对其正确性负责。

第七章

有功功率的调度管理

7.1 调度部门编制日负荷曲线的原则是，在满足下列要求的前提下，使整个眉山电网在安全、经济的方式下运行。

7.1.1 严格执行上级调度下达的有功负荷曲线。

7.1.2 加强对并入眉山电网运行的地方电厂、企业自备电厂的统一调度，以最大限度地合理使用和节约一次能源。

7.1.3 当值调度员根据系统实际情况，有权按《电网调度管理条例》和电力市场营运规则的规定修改日负荷曲线计划，并及时通知有关部门。

7.2 为搞好日负荷管理，各县调应于每日10时前向地调上报次日预计负荷，地调汇总平衡后于11时前上报省调，经省调批准后于18时分解下达给各县调和有关单位。

7.3 各县调应严格按日调度计划用电。当系统频率下降到规定标准时，各级值班调度员应根据上级调度的指令控制负荷，采用有效手段使系统频率恢复到正常值内。

7.4 当系统事故或输变电设备严重超载时，各级值班调度员应迅速主动地采取一切有效手段控制负荷，直到系统运行恢复正常。

7.5 在电网发生发电出力不足的情况下,各地区必须严格按 计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或者电量的地区实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。

7.6 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，三十天内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。

7.7 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其电压调整

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：地调负责110kV电网的无功电压管理，县调负责35kV及以下电网无功电压管理；

8.1.3 各级调度应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。主网的电压控制、监测、考核点由省调设置。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报省调备案；

8.1.4 各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度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，应符合部颁无功电压管理的《导则》、《条例》和《规定》的有关要求；

8.1.5 并入电网的各发电厂必须具备《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 各发电厂的值班人员，应按照电压曲线要求，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，须提高发电机力率运行，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，应及时报告上级值班调度员。

8.2.2 各变电站的值班人员，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，无调整设备的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿和调压设备的变电站，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，应投入补偿电容器，切除补偿电抗器，提高母线运行电压；

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

8.2.2.3当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，应及时报告上级值班调度员；

8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由

该站的上级调度下达运行定值，装置的投、退须经上级调度的批准。

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，由调度部门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，按值班调度员的指令执行，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）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。

8.2.4

电压的质量标准

8.2.4.1

用户受端的电压允许偏差值：

8.2.4.1.1 35kV及以上电压等级供电的用户的电压变动幅值，不得超过系统额定电压的±10%，应在系统额定电压的90%~110%范围内；

8.2.4.1.2 6~10kV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%；

8.2.4.1.3 380V用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%；

8.2.4.1.4 220V用户的电压允许偏差值为系统额定电压的+7%、－10%；

8.2.4.1.5 特殊用户的电压允许偏差值按《供(售)用电合同》商定的数值确定。

8.2.4.2 发电厂和变电站供电电压允许偏差值：

8.2.4.2.1 发电厂和220kV变电站的110kV、35kV母线电压，正常运行方式时为相应系统额定电压的－3%∽+7%；事故后为系统额定电压的±10%；

8.2.4.2.2 发电厂和变电站的10kV、6kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0％～+7％，并应满足所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压均符合本条1款中(2)(3)(4)(5)项的规定值。

8.2.5 系统内应有一定的无功备用容量。无功功率应尽量就地平衡，避免地区间的长距离输送。新建、扩建的变电配电设备，必须按规定配足无功补偿容量，并保证与配电设备同步投运，否则调度部门有权拒绝批复新设备加入系统运行申请书。

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电机的过负荷能力使电压恢复至额定电压的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取拉闸限电措施，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。

第九章

电网稳定管理

9.1 各级调度部门的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。

9.2 地调应每年对调度管辖地区的电网进行安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，以采取必要的稳定措施。

9.3 并网发电厂应制定保电厂和保发电设备的安全措施，包括在失去系统电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报地调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。并网发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。

9.4 电网稳定监控

9.4.1 各级调度负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行。9.4.2 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。

9.4.3 当电网出现特殊运行方式时，调度部门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。

9.5 电网发生系统性事故后，有关单位应尽快收集事故记录和资料报送四川省电力公司眉山公司和地调，并会同四川省电力公司眉山公司和地调及时分析事故，提出相应对策。

9.6 系统稳定的运行规定

9.6.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。地调调度管辖的110kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到四川省电力公司眉山公司主管生产的领导（包括总工程师）批准；并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施。

9.6.2 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。

第十章

消弧线圈的运行管理

10.1 消弧线圈运行原则

10.1.1 为减少不接地系统发生单相接地时的电容电流，并防止单相接地转变为相间短路，当6kV网络的电容电流超过30安、35kV网络电容电流超过15安时，应采用消弧线圈进行补偿。（3kV～10kV 不直接连接发电机的系统和35kV、66kV 系统，当单相接地故障电容电流不超过下列数值时，应采用不接地方式；当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式：a)3kV～10kV 钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV 系统，10A。b)3kV～10kV 非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构

成的系统，当电压为：1)3kV 和6kV 时，30A；2)10kV 时，20A。c）3kV～10kV 电缆线路构成的系统，30A。）

10.1.2 正常情况下，消弧线圈采用过补偿的运行方式。过补偿后的电感电流为：6kV 5~15安 ；35kV 5~10安。消弧线圈经补偿后的脱谐度为：－5% ~－25%。

10.1.3 在特殊情况下需采用欠补偿的运行方式时，应满足消弧线圈脱谐度的要求，并经四川省电力公司眉山公司总工批准。

10.1.4 装有消弧线圈的发电厂和变电站的值班员，当发现消弧线圈中性点位移电压超过相电压的15%（6kV网络为545v；35kV网络为3330v）时，应立即报告值班调度员。特殊情况下，不得超过相电压的20%（6kV网络为726v；35kV网络为4440v）。

10.1.5 消弧线圈投入运行前，应使其分接位置与系统运行情况相符，且导通良好。消弧线圈应在系统无接地现象时投切。在系统中性点位移电压高于0.5 倍相电压时，不得用隔离开关切消弧线圈。

10.1.6消弧线圈中一台变压器的中性点切换到另一台时，必须先将消弧线圈断开后再切换。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。

10.2 消弧线圈操作原则

10.2.1 消弧线圈的投入、退出及分接头的调整须按补偿网络所辖调度值班调度员的命令执行。

10.2.2 在过补偿运行方式下，其操作顺序为：

10.2.2.1 当网络增加运行线路长度时，应先拉开消弧线圈刀

闸，调整其分接头至所需档位并投入运行，然后再增加网络运行线路；

10.2.2.2当网络减少运行线路长度时，应先切除线路后，再拉开消弧线圈刀闸，调整其分接头至所需档位并投入运行。

10.2.3 在欠补偿运行方式下（特殊情况采用），消弧线圈的操作顺序与过补偿运行方式的操作顺序相反。

10.2.4 中性点接有消弧线圈的变压器（发电机），应在主变35kV侧开关（发电机开关）断开前，先切除消弧线圈；在主变35kV侧开关（发电机开关）合上后，再投入消弧线圈。

10.2.5 当所操作的线路（切除或投入）与相邻采用消弧线圈进行补偿的网络有电气联系时，应由操作方先与相邻补偿网络所属调度联系后方可进行线路的投入或切除操作，以便对方及时进行消弧线圈的调整。

10.2.6 进行消弧线圈的切换操作时，应先拉后合，禁止将一台消弧线圈同时投至两台及以上的变压器或发电机中性点上运行。

10.3 消弧线圈在网络发生接地时的允许运行时间（或中性点位移电压及允许运行时间），按制造厂家规定执行。若厂家无规定者，可按允许温升不超过55℃、接地运行时间不超过2小时处理。

10.4 网络发生接地时，原则上禁止对消弧线圈进行操作，应设法将故障线路退出运行或与补偿网络分割隔离开运行。

10.5 允许操作消弧线圈时，其中性点位移电压极限值为：6kV网络1750v；35kV网络10000v。

第十一章 安全自动装置的调度管理

11.1 本章所述安全自动装置是指安全稳定控制装置及低频减载装置，备用电源自动投切装置，其中，安全稳定控制装置的调度管理按《四川电网调度管理规程》规定执行。

11.2 电网低频、低压自动减负荷管理

11.2.1 地调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。

11.2.2 低频率自动减负荷的整定方案和管理、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。

11.2.3 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载负荷装置。

11.2.4 正常情况下，低周减载装置必须投入运行，不得擅自将装置退出运行。

11.2.5 装置的定期检验和更改定值须经地调值班调度员同意方可进行。

11.2.6 低周减载装置动作后，厂，站值班人员应立即向调度部门汇报，并逐级汇报到省调调度员。各厂站值班人员不得自行恢复送电。

11.2.7 各县调应定期对本地区的各级低频减负荷装置实际控制负荷数量、低频减负荷装置数量及实际投运情况进行统计和分

析，并报送地调。

11.3 备用电源自动投切装置管理

11.3.1 110kV、35kV双电源的变电站闭环建设，开环运行，需装设备用电源自动投切装置。

11.3.2 双电源的变电站进线一主供一备用，备自投投于备用电源开关，保证可靠动作。

11.3.3 双电源的变电站任一进线停电，需停用备自投装置。

第十二章

倒闸操作

12.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。地调调度管辖设备, 其操作须由地调值班调度员下达指令方可执行；地调许可范围内的设备，在操作前必须得到地调值班调度员的许可。地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，地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。

12.2 操作前应认真考虑以下问题: 12.2.1 接线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策。

12.2.2 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。

12.2.3 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、无功补偿装置投入情况是否正确。

12.2.4 开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带地线送电及带负荷拉合刀闸等误操作。

12.2.5 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。

12.2.6 注意设备缺陷可能给操作带来的影响，做好操作中可能出现异常情况的事故预想。

12.2.7 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。

12.3 调度操作指令

调度操作指令分单项、逐项、综合三种。

12.3.1 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、停用重合闸装置，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现场运行人员操作。发、受双方均应作好记录并录音。

12.3.2 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，现场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。

12.3.3 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、顺序由现场运行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。厂站值班人员对于本单位常见的正常操作，如旁

路开关代线路开关运行、倒母线等，应预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。

12.4 倒闸操作票制度

12.4.1 电力系统的倒闸操作是指电气设备由一种使用状态转入另一种使用状态（一般分为“运行”、“冷备用”、“热备用”、“停电”、“检修”五种）。

12.4.1.1 运行：指电气设备处于带电状态或带有负荷； 12.4.1.2 冷备用：指电气设备的开关断开，刀闸在断开位置； 12.4.1.3 热备用：指电气设备的开关断开，刀闸仍在合上位置；

12.4.1.4 停电：指电气设备的开关断开，刀闸在断开位置，操作保险取下；

12.4.1.5 检修：指电气设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。

12.4.2 各级值班调度员在操作前应注意以下事项

12.4.2.1执行上级调度下达的电力分配方案，做好本地区负荷的平衡，使系统安全经济运行；

12.4.2.2对潮流、电压、继电保护和安全自动装置、变压器中性点接地方式、通讯和自动化系统的影响；

12.4.2.3停用电压互感器时，应防止对继电保护、自动装置和计量表计引起误动或失去作用；

12.4.2.4注意防止由操作引起的操作过电压和谐振过电压，严禁非同期并列、带接地线送电和带负荷拉、合刀闸等误操作，应作

好操作中可能出现异常情况的事故预想：

12.4.2.5电气设备（线路）停电检修，必须使所有可能送电到停电检修设备的各方有明显的断开点，并合上接地刀闸或挂上接地线。检修工作全部结束后，送电操作或转入备用前，应断开所有相关的接地刀闸（或拆除接地线），投入电压互感器和继电保护，然后根据情况依次合上刀闸或开关；

12.4.2.6及时核对、更改调度模拟图板，任何时候均应正确而明显地标出所有断路器和隔离开关的断、合状态和接地点的实际情况；

12.4.2.7注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

12.4.2.8新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相位紊乱的设备复电，均应测试相序，相位正确。

12.4.3 倒闸操作应填写调度命令票，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。

12.4.4 填写调度命令票应以检修申请书、调度任务书及继电保护定值通知单等为依据，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调度命令票，进行操作。

12.4.5 填写调度命令票前，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）。

12.4.6 填写调度命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。调度命令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，33

拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

12.4.7 为了保证操作命令的正确性，值班调度员对一切正常操作都应事先填写调度命令票，经审核合格，并在模拟屏（或监控系统）上预演核对正确后，将调度命令票预先发给操作单位，操作单位值班人员按同样格式填写一份，并经复诵无误后，自行填写倒闸操作票，预先填写的调度命令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员必须得到值班调度员发布的“调度命令”并填写“发令时间”后，才能进行操作。

12.4.8 严禁未得到调度员的“命令”擅自按照调度命令票中的“预定联系时间”进行操作。

12.4.9 涉及两个及以上单位的操作，值班调度员应先填写“预计倒闸操作程序票”，再填写“调度命令票”。

12.5 厂站现场操作票的有关规定

12.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据调度操作指令或预先下达的调度命令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程规定填写具体的现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式。

12.5.2 值班调度员预先下达的调度命令票只作为操作前的准备，操作单位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。

12.5.3 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。

12.5.4 在填写操作票时应注意设备停送电的原则：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。

12.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，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。

12.6 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：

12.6.1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；

12.6.2 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；

12.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕拉开后，归还给管辖该开关的值班调度员。

12.7 系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：

12.7.1 交接班时；

12.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 12.7.3 电网发生异常及事故时；

事故处理及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。

12.8 系统解并列操作

12.8.1 并列操作时，要求相序、相位相同； 频率偏差在0.1Hz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5%以内，事故时，为了加速事故处理，允许经长距离输电线联结的两个系统，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。

12.8.2 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。

12.9 合、解环路的操作

12.9.1 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，110kV系统一般允许在10％以内，负荷相角差一般不超过30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，需计算后经四川省电力公司眉山公司主管领导批准。

12.9.2 解环操作应先检查解环点的有功、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。

12.9.3 当无法使用开关时，允许110kV刀闸站内解合环，但应作好事故预想。

12.10 线路停、送电操作规定

12.10.1 充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合36

闸必须停用。

12.10.2 投入或切除空载线路时，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上。

12.10.3 充电端必须有变压器中性点接地。

12.10.4 线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。12.10.5 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。

12.10.6 应考虑电压和潮流转移，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限额。

12.11 零起升压操作规定

12.11.1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。

12.11.2零起升压时，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，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。

12.11.3 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；零起升压用的变压器中性点必须接地。

12.11.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。

12.12 变压器操作规定 12.12.1变压器并列运行的条件 12.12.1.1 接线组别相同； 12.12.1.2 电压比相差不超过5％； 12.12.1.3 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。

12.12.2 变压器投入时，一般是先合电源侧开关，停用时，一般是先停负荷侧开关。220kV及110kV变压器停送电，一般从高压侧停电或充电，必要时也可以在中压侧停电或充电。

12.12.3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。

12.12.4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。

12.12.5 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。

12.13 母线操作

12.13.1 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。

12.13.2 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。

12.13.3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。

12.13.4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直流电源断开。

12.14 开关操作规定

12.14.1 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。

12.14.2 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。

12.15 刀闸操作规定

12.15.1 系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 12.15.2 无雷电时，拉、合上避雷器； 12.15.3 拉开、合上空载母线。

12.15.4 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；

12.15.5 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，但在拉合经开关闭合的旁路电流时，应将开关操作电源退出。

12.15.6 拉开、合上励磁电流不超过2安的空载变压器和电

容电流不超过5安的无负荷线路。

超过上述范围时，必须经过试验并经四川省电力公司眉山公司领导批准。并严禁用刀闸带电拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器。

第十三章 系统异常及事故处理

13.1 系统各级调度机构的值班调度员是系统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：

13.1.1 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；

13.1.2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，13.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 13.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；

13.1.5 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。

13.2 当县级电网发生影响地调管辖系统安全运行的事故时，县调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报地调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向地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。

13.3 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事故扩大，地调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽速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部门和事故单位询问事故情况或占用调度电话。

13.4 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。

13.5 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作：

13.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 13.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

13.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 13.5.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按现场规程规定调整保护；

13.5.5 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。

13.6 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。

13.7 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。

13.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班员应坚守岗位，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。

13.9 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。

13.10 线路事故处理

13.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班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外部检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到现场“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本级调度机构主管领导同意。如有条件，可以采用零起升压方式。

13.10.2 线路发生故障后，地调值班调度员应及时将可能的故障区段和级别通知有关部门进行事故巡线，有关部门巡线人员应及时将巡线结果报告地调值班调度员。事故巡线时，若未得到地调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

13.10.3 线路一侧开关跳闸后，应迅速用检同期方式合环。如无法迅速合环时，值班调度员应命令拉开引起末端电压过高的另一侧线路开关。

13.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑:

13.10.4.1 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；

13.10.4.2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；

13.10.4.3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；

13.10.4.4 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

13.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有关调度提出要求。

13.10.4.6 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸故障, 事故跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送。

13.10.4.7 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送。13.11 变压器事故处理

13.11.1 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。如检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，由四川省电力公司眉山公司主管领导同意,可以试送一次，有条件时应进行零起升压。

13.11.2 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。

13.11.3 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。

13.11.4 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。

13.11.5 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。

13.12 母线事故处理

13.12.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班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。迅速恢复受影响的厂站用电。

13.12.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处理。

13.12.2.1 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；

13.12.2.2 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，将其冷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）；

13.12.2.3 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；

13.12.2.4 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。

13.12.3 厂站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，切不可只凭站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。

13.12.4 母线无压时，厂、站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。

13.13 系统接地故障的处理

13.13.1在中性点不接地或经消弧线圈接地的电网中，当发现有接地故障时，应在带接地故障运行的同时迅速寻找接地故障点。

13.13.1.1中性点不直接接地电网发生单相接地故障，可根据下列情况判断。

13.13.1.1.1当一相完全接地时，接地相电压为零，其它两相将升为线电压；当不完全接地时，接地相的电压略有降低，而其它两相电压略有增高；如系持续接地，电压指示值不变，如系间歇性接地，电压指示波动频繁，时增，时减，有时正常；

13.13.1.1.2消弧线圈中性点位移电压和接地电流要大大增加

发出接地信号；

13.13.1.1.3消弧线圈补偿值是否恰当。如无实测值，在处理事故中，一般35kV架空线路其对地电容电流，可按0.133安/公里估算。

13.13.1.2 允许带接地故障运行的时间为

13.13.1.2.1当不接地系统有消弧线圈补偿时，其允许带接地故障运行的时间，决定于消弧线圈的允许运行条件；

13.13.1.2.2当不接地系统由发电机电压母线直接供电时，在系统中发生一点接地的情况下，为防止发电机再发生一点接地而烧坏铁芯，系统带一点接地的运行时间不得超过2个小时；

13.13.1.2.3无消弧线圈补偿的系统，至多不超过3小时。13.13.2 寻找接地故障，应按下列步骤进行：

13.13.2.1接到值班人员有接地故障的报告后，应先判明是否真实接地，并令值班人员检查设备情况；

13.13.2.2常规站根据现场可靠的报告，选择适当的开关把电网分割成电气上不直接连接的几个部分；综合自动化站应根据采集的运行参数，正确判断并拉开确有接地故障的线路；

13.13.2.3试拉空载线路；

13.13.2.4检查并列双回线路或有其它电源的线路； 13.13.2.5应用保护跳闸重合的方法试拉线路（点熄法）； 13.13.2.6试拉分支最长、最多、负荷最轻和不重要的线路； 13.13.2.7将系统解列，利用两个系统倒换的方法确定故障线路；

13.13.2.8重要用户的线路最后试停；

13.13.2.9最后一路亦应试停，直至找出故障点。13.13.3 接地处理的一般原则

13.13.3.1 试停带负荷的线路时，应用保护跳闸重合送出的方式（点熄法）；

13.13.3.2 故障线路经试停找出后应立即将该线路停电； 13.13.3.3 如接地故障线路的停运不影响对外供电，应将故障线路停止运行，并通知失去备用电源的用户；

13.13.3.4 经消弧线圈补偿的系统，经判明是谐振（虚幻接地）时，值班调度员可改变网络参数，适当增加或减少补偿线路予以消除。

13.13.4 分割电网及解列系统时，应注意：分割或解列后各部分的电力平衡及电压情况；有关设备的过负荷情况；继电保护定值及配置是否需要变更。

13.13.5 35kV（10kV）相电压不平衡，最低相电压低于10kV（3kV）时，首先检查电压互感器保险是否熔断，否则按接地故障处理。在寻找10kV接地故障时，允许用变压器一次保险拉315kVA及以下的变压器（应先拉低压保险）查找故障。

13.14 系统振荡事故处理 13.14.1 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地剧烈摆动,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，整个系统内周率变化，一般是送

端周率升高，受端周率降低，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。

13.14.2 系统振荡事故的处理

13.14.2.1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％；

13.14.2.2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；

13.14.2.3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。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。；

13.14.2.4当系统发生振荡，周率降到49Hz以下，各县调、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；

13.14.2.5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；

13.14.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，48

地调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；

13.14.2.7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。

13.15 通信联系中断的事故处理

13.15.1 发电厂、变电站与地调的专用通讯中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通讯、邮电系统通讯、经与省地调通讯正常的单位中转、修复通讯设备等方式，尽快与地调进行联系。如不能尽快恢复，地调可通过有关县调的通信联系转达调度业务。

13.15.2 当厂站与调度通信中断时：

13.15.2.1发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变； 13.15.2.2 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。

13.15.3 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。

13.15.4 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。

第十四章 继电保护装置的调度管理

14.1 一般运行规定

14.1.1 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。

14.1.2 眉山电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理、操作，均按调度管辖范围进行。

14.1.3地县两级调度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。14.1.4所有带电的一次电气设备，都必须有可靠的保护装置，不允许无保护运行。特殊情况下，需无保护运行的，应经四川省电力公司眉山公司主管领导批准。

14.1.5有关保护的一切操作（如投入、退出、调整保护定值或改变使用方式）均须经管辖该设备的值班调度员批准，并下达调度命令；倒闸操作过程中需投、退的保护勿需值班调度员批准。

14.1.6所有备用状态中的一次设备，其相应保护均应投入。14.1.7接有交流电压的保护及自动装置，当失去交流电压有可能误跳闸时，在操作过程中，不允许装置失去交流电压，否则应