调度管理规程

第一篇：调度管理规程

调度管理规程

第一章 调度管理任务

第1条：郑煤集团电力系统主要负责向集团公司内部厂、矿企业提供合格的电能，确保集团公司各生产矿井的安全、稳定用电，同时适当服务于周边地区的工农业生产和居民生活用电。

第2条：为正确掌握和指挥集团公司有关发、输、变、配电气设备运行的调度管理，以充分合理的发挥集团公司电气设备能力，有计划的供电，使集团公司整个电力系统安全、稳定、经济运行，提供合格的电能质量，特制定本办法。

第3条：郑煤集团电力系统调度管理的组织形式为郑煤集团公司供电处电力调度室。

第4条：郑煤集团供电处电力调度室的职责是：

1、领导和指挥郑州矿区电力系统的运行和操作以及事故处理。

2、充分发挥和使用本系统内发供电设备能力，有计划供应系统客户用电。

3、保证本电力系统安全、可靠运行，使系统内各处电能质量符合规定标准。

4、合理调整系统运行方式，保证电网的经济运行。

5、涉及周边电业局的停电手续办理。

6、停电检修计划、调度措施、各项报表的编制和发送。

7、电力调度协议的签订、修改、变更。

8、雨季“三防”、冬季“四防”相关工作。

9、业务保安值班管理。第二章 调度管理制度

第1条：各级调度范围内的任何设备，只有得到所属当值调度员的指令才能操作。特殊情况下不得到调度指令可进行的操作，并及时报告集团公司电力调度室应按有关规定执行。各级调度自调的设备，如果操作对系统运行方式有较大影响时，应得到上级调度员的许可后，方可操作。

第2条：遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，发电厂、变电站的运行值班人员应当按照有关规定处理，处理后应立即报告有关调度机构的值班调度员，以便于及时采取预防事故扩大的措施。第3条：发布和接受调度指令时，发令人和受令人应使用调度术语，双方应互报工作单位、姓名。受令后应复诵指令，核对无误后立即按指令执行。发令人对其发布的调度指令的正确性负责，受令人对其执行调度指令的正确性负责。通话必须录音、并作好记录。

第4条：在执行调度指令过程中，若听到调度电话铃响应立即停止操作，迅速接听电话，执行后要立即汇报执行情况，不会汇报或汇报不完整不算执行完毕。

第5条：任何形式指令的发令、受令后的复诵以及执行情况汇报都应准确清晰，都应录音，并作好记录。

第6条：受令人如认为不正确或有疑问时，应向当值调度员提出意见，如执行该命令确会威胁人身或设备安全时，应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告当值调度员和本单位的直接领导人。当发生误调度或拒执行调度命令，破坏调度纪律的行为时，有关调度及领导应及时组织调查并将调查结果报告有关领导处理。

第7条：调度、各厂、站值班负责人接班后，应立即向所属调度汇报其管辖范围的调备运行、备用、检修、预定工作、重大缺陷等情况，并核对时钟，各方应一致。在值班过程中，发现设备不正常时，应立即汇报所属调度和主管领导。影响到上一级系统时，也应向上级调度汇报。

第8条：任何人均不得干涉调度命令的正常执行。发、供、用电单位领导发布的命令，如涉及电力调度权限，必须经当值调度员许可才能执行，但在“现场事故处理规程”内已有规定者除外。发电厂、变电站、用户电气值班人员接到相互矛盾的调度命令时，应按其中的上级调度命执行，并报告所属调度。

第9条：电力系统上级业务领导对有关厂、站、用户发布调度命令要通过所属调度进行。各厂、站、及用户领导不得干涉调度正常业务，不得发布与调度命令相抵触的指示。

第10条：系统的电气设备结线和运行方式应能保证：

1、当电网内个别或部分设备发生事故时应能保证把事故范围限制到最小，并保

证对重要用户供电。

2、便于迅速切除故障点，保证系统供电安全，迅速恢复供电。

3、将短路容量限制在设备所允许的范围内。

4、保证电能质量合乎要求。

5、使系统具有合理的经济性和灵活性。第11条：为监视系统运行情况和考核负荷、电压、发电厂、变电站及有关用户进行24小时全天抄表。正点+ 10分钟抄电流、有功、无功、各分段母线电压，并及时向有关调度报送。其它临时需要，按调度通知的时间、内容要求进行抄报。第12条：各厂、站值班人员应经常监视其母线电压，及时按规定或根据调度权限调整无功补偿装置，使母线电压波动不超过规定值。若经调整仍不能达到规定时，应报调度进行调整。

第13条：集团公司领导发布的一切有关调度业务的命令、指示、应通过调度室主任转达给其值班调度员。若其调度主任不在时，则其值班调度员可直接接受命令和指示，并应尽快报告调度主任。第三章 用户入网

第1条：郑煤集团电力系统内新建或改建变电站（所），配电线路及其它新增用电户应于设备投运前10天向供电处电力调度室提出入网申请，并提供以下资料：

1、一次接线图

2、继电保护及自动装置型号、技术说明书、保护整定方案。

3、主要设备的技术规范和参数（主要包括：变压器、开关、刀闸、PT、CT、消弧线圈、电容器、电缆、架空线路应注明杆塔结构、线路长度、导线型号、排列方式，电缆线路应注明线路长度、敷设方式、电缆型号）。

4、设备变更单。

5、试运行时间、措施。

6、通讯联系方式。

第2条：电力调度室在接到上述申请和资料后，应进行以下工作，并在试运行前三天通知设备运行单位。

1、调度范围的划分，对设备命名编号。

2、运行方式，确定变压器分接开关位置。

3、试运行措施，签订调度协议。

第3条：凡因未按时提供资料、或资料不齐全、设备不合格、调度电话未接通等原因，调度有权拒绝新设备投入系统运行。

第4条：《电力调度协议》应明确用户的运行方式，双方的权利和义务。第5条：电力用户必须严格遵守《矿区电力调度规程》、遵照《电力调度协议》，执行调度命令。供电处电力调度室向用户提供合格的电能质量。第四章 设备检修

第1条：设备检修分为：计划检修和事故检修。凡涉及集团公司电力调度管辖设备的停电检修工作，均应列入停电检修计划。

第2条：各有关单位应于每月15日前将下月月计划、每周周四前将下周周计划报送生产科汇总并转发至调度室，由调度室进行停电检修计划的具体安排，月底前、每周周五前正式发送给有关单位，没有特殊原因不得变动，无列入调度范围的电气设备可由本单位自行安排。

第3条：在申请与编制停电检修计划时，应考虑运行方式，负荷分配，电气设备和继电保护的允许负荷值，供电的安全操作的可能性等。

第4条：临时停电检修一般不予安排、必要时应提前一天提出书面申请，经调度室主任同意，报业务处长或总工程师批准，由调度室安排。影响对用户供电时应由调度室提前通知用户。不影响用户供电，而且操作简单的电气设备正常维护工作（如备用电气设备解除进行清扫与测量绝缘，倒旁母等），且工作时间在当日可以完成的，可提前一天向调度室申请。若不影响对外供电，且本值可以完成的工作，当值调度有权酌情安排。

第5条：对周停电检修计划中影响用户的，要在计划工作前一天通知用户。第6条：由于电气设备损坏而造成事故的检修，可随时向调度台申请。当值调度员有权按有关规定批准，并迅速向有关领导汇报。

第7条：为了消除电气设备的重大隐患，防止事故发生的紧急故障检修，若影响用户用电者应在6小时前办理停电申请手续，并确保重要用户得到通知，作好准备，方可进行。

第8条：批准检修或试验的电气设备，无论在运行中或备用中仍需由值班调度员发出操作命令后，才能将设备停止运行解除备用进行检修。工作负责人应得到调度许可，方能开始工作。工作终结立即向调度汇报，办理工作终结手续。

第9条：各项电气设备检修时间的计算，是从设备断开时开始到电气设备加入运行或备用为止。停、送电操作时间包括在内，一般考虑各为半小时（复杂操作除外）。

第10条：检修单位必须按批准的线路检修计划，在工作前一日16点前将工作票（或联系单）送交调度台（特殊情况下应向调度说明）。因故检修计划工作不能照常进行时，在工作前一日10点前通知运行方式、特殊情况必须在操作前向调 度台说明。

第11条：对于批准的检修项目，如发生意外或特殊情况，不能按期完工时，工作单位须按以下规定办理申请手续。

1、当日的检修或试验。在进行中若觉得不能按期完工时应在原批准的计划检修工 作过半前向调度台提出延期申请，影响用户用电的经处领导批准并通知用户。

2、续数日的检修、试验应在原批准检修工期过半前向调度台提出申请，并经处领导批准。延期申请应详细说明理由，并报安全、生产科各一份。

第12条：因某种原因计划停电的电气设备未能按期停电，则应将检修时间缩短，其计划完工时间不变。若检修时间不够必须延长时，应在开工前提出并得到调度台同意，对用户影响供电的应经处领导批准。

第13条：发电厂、变电站的检修或试验工作完毕后，由各厂、站值班人员负责办理工作终结手续，并向调度及时汇报设备检修情况，得到所属调度命令后才能加入运行。

第14条：电气设备检修若相位发生变动时，工作后进行核对相位确认无误。第15条：凡无调度协议的用户工作要求线路停电或趁线路停电进行的检修电气设备，必须由用户向有关调度申请并办理工作票。

第16条：单独停配电变压器的检修，也应列入计划，并按排在轮休日进行。由工作班自行操作停、送。特殊情况临时停送电工作须经领导批准，由工作单位负责事先通知低压用户，并将通知单交调度。若涉及新增或改变低压网络影响到高低压配电问题的工作，还应提前向调度报送经会签批准的设备变更通知单和图纸资料。

第17条：停电检修，调度必须保证工作范围内所有电源均已断开，并有明显断开点。配电线路上仅有柱上油开关无明显断开点时, 检修人员应采取相应措施：经验电判明线路确无电压，短路接地。对发电厂的线路停电操作应依次断开开关，线路刀闸、母线刀闸。调度员只下达停运、解备、作安措、拆除安措恢复恢复备用加入运行等命令。凡不在线路侧装、拆接地线“（或拉、合接地刀闸）必须得到调度命令后方可操作。

第18条：矿区架空配电线路停电工作时，应注意以下事项：

1、双电源用户应先倒另一电源供电、并将停电的一回路解除备用，挂线路“有人工作，不许合闸“的警告牌。

2、线路上其他可能来电的备用开关，应解除备用。

3、工作地段同杆架设有路灯高低压线时，路灯总开关解除备用，并装设地线。为不影响其它路灯的送电，必要时可临时解除影响工作的路灯的电磁开关保险。

4、停电范围内与系统并列的用户，若自备发电机应与系统解备隔离，防止返回至线路上。

5、同杆架设的低压线由另一电源供电，如检修工作需要停电时，应由工作班提出申请将其低压停电。对三相四线制线路特别注意停电时将零线断开。第19条：凡需要由现场工作班自行停、送电的操作，停、送电前得到有关调度或用户负责人同意，始能进行操作。

第20条：允许检修工作前，应对照日调度计划，模拟图板、命令票、确知线路设备已全部停电，方可允许检修工作开始。并向工作负责人交代停电范围，注意事项。严禁约时停、送电，严禁约时允许工作。

第21条：线路停电检修的工作班数目，调度员除作好记录外，还应在调度模拟盘的停电线路上标明与工作班数目相等的标示牌。

第22条：线路检修工作负责人接到调度允许工作的命令后，必须在工作地段可能来电的各方验电接地。然后进行工作，有感应电压时还应增加地线。

第23条：所属调度范围内发电厂、变电所的检修工作，由所在厂、站值班负责人办理允许工作和结束工作手续，并及时向“集团公司电力调度”汇报。

第24条：线路工作检修结束、工作负责人应按下列内容向有关调度汇报；姓名、工作线路名称、工作内容、设备结线变动情况，开关、刀闸或令克的合、断位置，相位是否正确，工作地段所有短路接地线全部拆除，人员全部都脱离等内容，可以送电。

第25条：调度在接到各工作负责人（包括用户配合的工作）的工作终结报告，确知所有工作班报告工作结束，短路接地线拆除，并对照记录和模拟盘核对无误后，方可下达对线路送电。

第26条：发生事故时，各单位接到通知后应迅速进行抢修。事故处理当天可不办理工作票，但必须由工作负责人履行工作许可及工作终结手续。有特殊要求者应向调度提出。若处理间断，第二天工作必须办理工作票手续。第五章 负荷平衡管理

第1条：集团公司电力调度室必须认真开展用户调查，编制详细的负荷平衡 计划及紧急事故情况下拉闸限电顺序表。

第2条：集团公司各用电单位及用户，必须按照集团公司电力调度室下达的负荷指标进行运行。

第3条：两电厂的机组出力情况必须按照集团公司电力调度室下达的指标运行，电力调度室应量满足两电厂满发。

第4条：电力调度室在平衡负荷时，必须以集团公司所属各单位的安全生产和居民生活用电为重，正常情况下不得影响各生产单位的安全生产。

第5条：集团公司自备电网的负荷平衡遵守《郑煤集团公司自备电网电力系统管理办法》执行。第六章 无功电力补偿

第1条：电力系统的无功补偿与无功平衡，不仅能保证电网电压质量，而且能够提高电力系统运行的安全性、稳定性、经济性，电力调度室要根据国家相关标准加强无功管理，努力使各个功率因数监测点符合国家标准，第2条：各级用户功率因数要达到国家规定标准，高压供电的工业用户和高压供电带有有载调压装置的电力用户功率因数为0.9及以上，其它100kW及以上电力用户和大中型电力排灌站功率因数为0.85及以上，趸售和农业用户功率因数为0.8及以上。

第3条：电力调度室运行方式组要根据郑州矿区电网负荷合理编制年度运行方式，督促发电厂按照国家规定的无功发电曲线发电运行。

第4条：当值调度员应注意观察各功率因数监测点的功率因数（各变电站的变压器），保证功率因数符合国家标准，并做好记录。

第5条：当值调度员对本值范围内的功率因数进行监视，若达不到国家标准时，应及时投、切电容器。

第6条：当值调度员在本值范围内要注意监视各个变电站功率 因数，防止过补偿，无功倒送。

第7条：按照分级补偿的原则，郑州矿区电网各用户要按照有关规定安装无功补偿装置。

第8条：各用户应每月向电力调度室汇报电容器安装情况，投、切情况及相关的资料、参数。

第9条：对没有安装自动投、切电容器组的各用电户，要严格遵守调度命令，合理投、切电容器，满足无功电力要求。（又要防止过补偿，无功倒送）。第七章 电压质量管理

第1条：电压质量对电网稳定及电力设备安全运行，线路损失、工农业生产、产品质量、用电单耗和人民生活用电都有直接影响，它涉及电力生产过程中的每一个环节，是保证电力系统安全、优质、经济和稳定运行的重要指标。

第2条：电力调度室必须加强调度管理工作，密切监视各电压监测点电压情况（35kV、6kV母线电压），努力使各监测点的电压达到国家规定标准。35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%（如供电电压上下偏差同号时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据）。10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。

第3条：电力调度室运行方式组，必须合理编制出年度运行方式，月、日停电检修计划，充分考虑整个矿区电网负荷分配情况，使各监测点电压在全年运行中达到国家规定标准。

第4条：当值调度员在本值范围内，必须密切监视各变电站监测点（母线电压）电压情况。对出现的电压超出国家规定的情况，及时进行调整，使各监测点的电压符合国家规定标准。

第5条：当值调度员对矿区（岳村站、裴沟站北段母线，超化站、大平站、告成站）出现电压超出国家规定情况，应立即通知郑州地调调整其出口电压，如仍不能满足电压标准要求，根据变压器运行情况，下令调整有载调压变压器档位或通知修试工区人员调整无载调压变压器分接开关档位。

第6条：当值调度员对矿区自备电网出现的电压超标准情况，应及时投、切电容器或调整变压器分接开关档位。

第7条：当值调度员对矿区自备电网出现的无法通过上术手段调压的情况，应及时通知两电厂增加无功出力，使两电厂出口电压符合国家规定标准。

第8条：当值调度员应做好本值范围内的高峰及低谷时段的负荷平衡工作。规定各个季节用电高峰、低谷电压值，以及允许的电压偏移范围并进行监测，保证整个郑州矿区电网的电压合格率达到93%。

第9条：当值调度员在本值范围内，调整电压情况应能满足中、低压用户受端电压合格的要求，对于用户提出的电压过高、过低情况应积极进行调整。

第二篇：调度规程

调度规程(草稿)1 范围

本规程规定管道系统运行、操作、事故处理等有关调度管理的内容和要求。2 定义

2.1 业主：委托本公司进行天然气管道系统生产运行调度管理的公司。

2.2 管道系统：用于输送天然气的管道系统。一般包括输气管道、门站及生产辅助设施等。2.3 站场：输气管道起讫点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。3 总则

3.1 由于天然气的销售、输送、使用具有同时性、整体性等特点，因此管道系统必须实行统一调度管理的原则。有关各方应协作配合，以保证管道的安全、平稳运行。

3.2 调度中心是管道系统运行的组织、指挥和协调机构，负责依据业主的销售计划，编制调度运行方案，组织实施输气运行工作。门站负责依据调度指令进行输气的具体操作。

3.3 本规程是管道系统运行、操作、事故处理等调度管理的基本规程。调度运行人员应全面掌握本规程；各相关单位的生产领导与相关部门应熟悉并遵守本规程的有关部分，各级安监部门应熟悉本规程并监督本规程的执行。4 调度任务

4.1 调度管理的任务是负责管道的运行、操作、事故处理等的指挥和协调，保证实现下列基本要求。

4.1.1 依据业主的销售计划，按照最大范围资源优化配置的原则，实现优化调度、节能调度，充分

发挥输气设备的运行能力，最大限度地完成销售计划，满足用户的用气需求。4.1.2 按照管道运行的客观规律和有关规定使管道安全、稳定、经济运行。

4.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同和协议，维护管道内各方的合法权益。

4.1.4 调度中心应进行下列主要工作： 4.1.4.1 编制和组织执行管道运行方案； 4.1.4.2 对所管辖的设备进行操作管理； 4.1.4.3 批准或许可所管辖设备的检修作业； 4.1.4.4 负责管道事故处理的调度指挥，参与分析事故，提出提高管道安全运行水平的建议； 4.1.4.5 对管网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参与审查工作；

4.1.4.6 收集整理管道运行资料，总结分析，研究制订管道安全稳定运行措施，提高调度运行和技术管理水平。5 调度管理制度

5.1 投入运行的管线、站场与已经通气的用户，均应纳入的统一调度管理，服从调度指挥。5.2 调度中心值班调度员在其值班期间是管道系统运行、操作和事故处理等的指挥人，按照本规程规定行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。值班调度员发布的调度指令，各门站及用户运行值班部门的受令人原则上必须立即执行。如受令人在接到值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向值班调度员汇报，由值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当值班调度员重复其指令时，受令人原则上必须执行；但当执行该指令确将威胁人身、设备或管道安全时，受令人应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告值班调度员和受令人的直接领导。

5.3 若有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令人和允许不执行该指令的领导负责。不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，发生虚报和隐瞒事实真相的现象。一经发现，公司将根据有关规定、用气合同与调度协议立即组织调查，并严肃处理。5.4 调度中心所管辖范围内的设备，未经值班调度员的指令，各有关单位不得擅自进行操作或改变其运行方式(对人身或设备安全有严重威胁者除外，但应及时向值班调度员报告)。5.5 上级领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过调度中心负责人转达给值班调度员。如调度中心负责人不在时，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时值班调度员应尽快报告调度中心负责人。

5.6 有关部门和领导向门站运行人员发布的指令，如涉及调度权限时，必须经值班调度员许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外(现场事故处理规程内的规定有涉及到调度范围的权限时，应在规程制定前先征求调度中心的意见，并报调度中心备案)。6 调度管辖范围

6.1 调度的范围以业主的委托为原则，负责业主委托的管道系统的日常输气运行的管理工作。

6.2 业主自行负责所属管道与设备的日常运行管理，但用户开始用气前必须报值班调度员许可，业主结束用气必须提前告知调度值班人员。7 用户管理

7.1 用户用气许可程序

7.1.1 电厂用户需开始用气时，必须提前半小时报值班调度员许可，并说明运行机组名称、用气负荷预计情况等后方可用气。值班调度员应及时将有关供气指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.2 非电厂用户需开始用气时，必须提前半小时向对应门站申请，经门站运行值班人员报值班调度员许可后方可用气。

7.1.3 用户试运行或电厂机组调试期间，应提前将试运行用气计划或调试计划报送运行公司，计划发生调整时应及时通报值班调度员。值班调度员应及时将计划调整指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.4 用气负荷发生较大变化时，电厂用户应提前汇报值班调度员，其它用户需立即向值班调度员说明情况。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.5 用户日计划气量无法完成或改变用气主体时，应及时将有关情况通报值班调度员，并要求用户及时反馈业主市场营销部。

7.1.6 电厂用户发生机组故障等特殊事件时，必须第一时间通报值班调度员。7.1.7 机组准备停机退出运行时，电厂用户应提前通报值班调度员。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.8 其他用户完成指定气量结束用气，应提前半小时通报相应门站运行值班人员。门站值班人员应及时汇报值班调度员。8 运行方案的编制与管理

8.1 调度中心根据业主公司提供的购销计划，结合管道运行技术要求，编制、月度及其它特殊运行方案，报运行公司领导批准，调度中心负责依据运行方案组织落实日常运行工作。8.2 公司有关部门应严格按管道运行方案的要求执行各项作业，以确保管道安全稳定运行。8.3 运行方案的编制应包括下列内容。8.3.1 各用户用气量预计(包括新投产用户)； 8.3.2 运行工况预测；

8.3.3 主要输气设备检修计划； 8.3.4 新设备、管线投产计划； 8.3.5 管道调峰能力分析； 8.3.6 管道上一年运行情况分析总结, 存在问题及改进意见； 9 设备检修的调度管理

9.1 设备检修包括计划检修、临时检修和应急抢修。计划检修指设备的定期检修、维修、试验和安全保护装置的定期维护、试验等。应急抢修指输气设施发生危及安全的泄漏、停输、火灾、爆炸等事故时，采取紧急措施的作业。临时检修指除计划检修及应急抢修外的非计划性检修。

9.2 维抢修应于每月25 日前向调度中心抄报下月检修计划。月度检修计划中应包含检修设备名称，主要工作内容，检修工作的计划开工日期和完工日期，以及说明是否影响正常输气等。

9.3 进行计划检修时，应在下列时间内将已签发的工作票报送调度中心许可。9.3.1 一般的计划检修，检修部门应提前3 个工作日报送调度中心，值班调度员在设备检修实施前签署许可意见。

9.3.2 设备检修将引起运行方式重大变化或影响用户供气时，检修部门应提前14 个工作日将已批准的相关手续、作业方案报送调度中心。调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。9.4停输检修作业的调度管理

9.4.1 符合下列情况之一的检修作业须办理停输检修申请。

9.4.1.1 对在运支路设备检修，且无备用供气支路，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.2 涉及自控、通讯设备的检修、校验、试验等工作，将造成站控、中控均无法对场站输气运行监控，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.3 涉及电气设备的检修、校验、试验等工作，将造成全站供电中断，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.4 涉及场站进、出站等主要阀门的检修、校验、试验等工作，对阀门实施关闭 操作，而该阀门无旁路或旁路输气能力不足，可能导致停输的检修作业。9.4.2 停输检修申请程序

9.4.2.1 涉及停输的检修作业，检修部门应在作业前14 个工作日提交停输检修申请单和作业方案，经调度运行中心、安全技术部会签后，报公司领导批准。9.4.2.2 停输检修申请单批准后，调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。停输检修作业前1 天由调度中心电话或传真通报受影响的上游资源或下游用户具体实施时间。

9.4.2.3 检修作业结束后，值班调度应及时通知业主安全生产部、上下游，组织恢复正常输气，并汇报相关领导。9.5 其它要求

9.5.1 设备检修或试验，虽有申请手续并经书面调度许可，但在设备停止运行或试验前仍须得到门站运行值班人员的现场许可。9.5.2 己许可停用检修的设备，由于某种原因检修工作不能按计划开工时，应及时通报值班调度员。设备检修提前结束，亦应及时通报值班调度员。设备检修不能如期完工时，应按有关规定办理延期手续，并经过值班调度员的重新许可；影响输气任务完成的工作延期，须经调度中心负责人许可同意。

9.6 值班调度员可直接许可下列“对管道安全运行无明显影响”的临时检修。9.6.1 不影响管道的安全稳定运行；

9.6.2 不超出管道或设备许可的运行参数； 9.6.3 不影响管道中天然气气质；

9.6.4 不影响管道安全保护装置设备整定； 9.6.5 不影响当日输气计划的完成。10 新建、改建项目投入运行管理

10.1 新建、改建项目应按运行公司新设备或新项目投运的有关规定经批准后投入运行。10.2 新设备投入运行前，调度中心应做好以下工作。10.2.1 组织有关人员熟悉现场设备及技术规程；

10.2.2 根据新设备的命名于一个月内下达正式调度术语； 10.2.3 编制新设备运行方案；

10.2.4 收集修改完善后的技术资料； 10.2.5 修改或完善操作规程。

10.3 用户所属新建、改建项目需重新接入管道用气的，应按本规程确定的原则签订补充调度协议。

10.4 对新接入管道的用户新建、改建项目，调度中心应做好用户供气前的运行衔接。10.5 对不具备受气条件，或对管网系统安全构成潜在威胁的新设备，调度中心应拒绝其投入运行。

10.6 新设备未经申请批准，或虽经申请批准但未得到值班调度员的许可，不得自行将新设备投入运行。11 工艺操作管理 11.1 一般原则

11.1.1 属调度中心管辖的设备，未经值班调度员的指令，有关部门和门站的值班人员不得自行操作或自行指令操作。但对人员或设备安全有威胁者除外，并应在操作后立即报告值班调度员。

11.2 值班调度员发布的调度指令分为一般调度指令、重要调度指令、紧急调度指令等三种形式。

11.2.1 一般调度指令以口头形式下达，主要用于调节输供气压力、流量等参数、切换工艺流程等的调度指令，口头指令应通过录音电话发布。

11.2.2 重要调度指令以书面形式下发，主要用于重大作业（操作）或运行方式的重大变更调整，如：门站，公司重大生产作业，新用户、新管线投产等的调度指令。

11.2.3 紧急调度指令以口头下发，并追加书面调度指令，主要用于事故状态或可能引发事故的紧急情况下的调度指令。

11.3 门站运行值班员在操作前应核对工艺流程图，操作完毕应对站控系统流程图的标示与现场情况进行核实确认。

11.5 门站运行值班员在进行操作时，应统一编号和使用主要设备名称。

11.6 值班调度员发布调度指令时，门站运行值班人员接受指令后必须复诵一遍，值班调度员应复核无误。

11.7 门站运行值班人员汇报操作结束时，应报“操作结束时间”。“操作结束时间”是现场操作执行完毕的依据，值班调度员只有在收到上报的“操作结束时间”后，该项操作才算执行完毕。

11.8 工艺操作注意事项

11.8.1 正常操作应尽量避免在交接班时进行，必须在交接班时进行操作，则由交班人负责操作完毕。

11.8.2 操作前应检查所用安全用具是否合格。

11.8.3 操作步骤不能执行时，应立即停止操作，并向值班调度员报告，待条件具备后再进行操作。

11.8.4 雷雨、台风、暴雪等恶劣条件下应尽可能减少工艺操作。12 通信与自动化管理 12.1 调度通信管理

12.1.1 调度系统应设有专用通信线路及可靠的备用通信方式。

12.1.2 调度系统通信线路必须保证满足生产运行的需要，任何单位和个人不得占用、借用或转接。

12.1.3 调度系统通信线路的正常测试，测试部门或人员应事先通知调度中心和门站，经值班调度员和门站运行值班人员许可并保证备用线路畅通后才能实施,否则应采取必要的补救措施。

12.1.4 为保证通信安全畅通和及时消缺，通信机房应建立值班制度。

12.1.5 紧急事故状态下，调度中心值班调度员有权要求通信管理部门调用其它通信设施和工具。

12.2 调度自动化管理

12.2.1 调度数据网络应使用专用通道、独立的路由器和网络安全设备组网，实现与其它信息网络的安全隔离。

12.2.3 新建、改建工程的调度自动化设备必须与工艺设备同步投运，并满足调度自动化系统的有关要求，否则调度中心有权拒绝新建、改建工程的投运。

12.2.4 调度自动化系统如需进行改造和检修，其改造和检修的技术方案必须经运行公司审查批准，调度中心和有关门站许可后方可执行。

12.2.5 调度自动化设备的运行维护人员应认真做好系统运行的例行测试、信息核对和运行值班记录。

12.2.6 为保证系统安全运行和及时消缺，自动化系统必须建立运行维护值班制度。当值班人员发现信息失实、设备故障时应立即组织分析处理并及时通告调度中心、门站等信息接收单位。故障检修人员应在规定的时间内赶到现场，迅速处理、及时恢复正常运行。

12.2.7 调度自动化运行设备计划检修应提前按工作票管理办法的有关规定办理手续，调度中心和有关门站许可后方可实施，并在规定的时间内恢复运行。调度自动化运行设备临时检修，应及时通知调度中心、有关门站许可后方可停运。

13.2.8 当调度范围内管道结构发生变化时，调度自动化系统主管部门应根据提供的资料及时修改数据库、画面、报表等有关信息参数。

12.2.9 调度自动化系统应按国家有关规定进行检验和测试。

12.2.9 调度自动化系统的缺陷处理按公司设备缺陷管理办法有关规定执行。13 运行异常的调度管理 13.1 运行异常的处理原则

13.1.1 发生任何设备故障、影响线路和管道安全的事件、运行参数偏离正常工艺范围等运行异常时，门站运行值班人员必须立即处理并第一时间汇报值班调度员。

13.1.2 值班调度员接到运行异常汇报或发现运行异常时，应立即采取措施或指令门站运行值班人员采取紧急措施，控制事态发展，并尽一切可能恢复正常运行。

13.1.3 经应急处理后，值班调度员应根据运行异常的级别及时上报调度中心负责人、公司分管领导，结合领导的指示和应急处理有关规定进行进一步处理。14 事故处理

14.1 事故处理原则

14.1.1 值班调度员为处理管道运行事故的调度指挥人，在处理事故时应做到以下几点: 14.1.1.1 尽速限制事故的扩大或发展，防止破坏平稳输气和造成停供气的事件。

14.1.1.2 尽一切可能保持设备继续运行和不中断或少中断重要用户的正常供气，事故情况下优先保证居民用气。14.1.1.3 尽速对已停气的用户恢复供气，对重要用户应优先恢复供气。14.1.1.4 及时调整管道运行方式，并使其恢复正常。

14.1.1.5 在处理事故时，各门站、用户运行值班人员严格服从调度指挥，迅速正确地执行值班调度员的调度命令。

14.1.1.6 为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报：

14.1.1.6.1 将直接对人员生命安全构成威胁的设备退出运行。

14.1.1.6.2 运行设备受损伤己对管道安全构成威胁时，根据现场事故处理规程的规定将其停用或隔离。

14.1.1.7 发生重大设备异常及管网事故，值班调度员依据现场汇报情况判断事故确已发生时，应及时将发生的事故情况迅速报告调度中心负责人与公司领导。在中心控制室的调度中心负责人，应监督值班调度员正确处理事故。

14.1.1.8 调度中心负责人认为值班调度员处理事故不当，则应及时纠正，必要时可由调度中心负责人直接负责事故处理的调度指挥，但有关的调度指令必须由值班调度员下达。14.1.1.9 值班调度员在事故处理期间可拒绝非事故部门和单位的事故情况询问，以免影响事故处理。其他各门站和用户运行值班单位应密切监控管网压力、供气流量的变化和设备运行情况，防止事故扩展。如发生紧急情况，须立即报告值班调度员。

14.1.1.9 事故处理时，必须严格执行发令、汇报录音制度，指令和汇报内容应简明扼要。14.1.1.10 在处理管道事故时，不允许与事故处理无关的人员滞留在调度中心控制室内。14.2 事故处理程序严格按公司事故应急处理预案中的有关规定执行。

第三篇：调度规程

《调度规程》考试题

姓名

一、填空：(每题 4 分)单位 成绩

1、本规程规定了陕西电网调度管理、设备操作、事故处理和业务联系的基本原则。

2、计划检修是指为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度机构根据国家及有关 行业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。非计划检修是指计划检修以外的所有检修。节日检修是指节假日期间的计划检修。3.陕西电网实行“统一调度，分级管理”的原则。网内的发电、供电、用电是一个联系紧 密不可分割的完整系统，各发电、输电、配电、用电单位对维护电网的安全、稳定、优质、经济运行均负有相应责任。4.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。调管范围内的发电厂、变电站的运行值班人员必须服从对其有调管权的调度机构的 调度。5.省调调度员在值班期间是陕西电网运行、操作和事故处理的指挥人，在调度管辖范 围内行使调度权。省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。6.下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电站、集控中心值班长在电网调度业 务方面受省调值班调度员的指挥，接受省调值班调度员的调度指令。下级调度机构的值 班调度员、发电厂值长、变电站、集控中心值班长应对其执行指令的正确性负责。7.进行调度业务联系时，必须互报单位、姓名。在发布和执行调度指令时，接令人应 主动复诵指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立 即向省调值班调度员汇报执行情况和执行完的时间，否则不能认为该指令已经执行完 毕。在发布和接受指令时，双方均应做详细记录并录音。8.省调管辖的任何设备，未获省调值班调度员的指令，各地调、发电厂、变电站、集 控中心值班人员均不得自行操作，但危及人身和设备安全时除外。对于未经省调指令而 进行的操作，事后应立即报告省调值班调度员。9.任何单位和个人不得非法干预电网调度，非法干预调度指令的发布和执行。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。10.对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一的，省调有权组织调查，并 根据有关法律、法规和规定进行处理： a)未经省调许可，不按照省调下达的发电、供电调度计划执行的； b)不执行省调批准的检修计划的； c)不执行、不完全执行或迟延执行省调调度指令的； d)不如实反映执行调度指令情况的； e)不如实反映电网运行情况的； f)违反调度纪律的其他情况。

11.检修申请的批准工作内容和工作时间以检修通知单为准。12.省调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工且不影响系统正常运行 的设备检修。13.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中得到批准，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。14.如因某种原因原定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。15.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 3 小时通知有关 调度值班调度员并办理改期手续。临修设备不允许改期。因系统原因不能按期开工，应 提前通知有关单位。16.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延 期申请手续，如果计划检修工期只有一天（包括每天都要恢复送电的检修），只有由于 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，方可提出延期申请。17.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向有关调度增报申请，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，应按延期规定办理延期申 请手续。18.严禁未经办理申请、未获批准或未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。凡在省调管辖的电气设备上进行带电作业时，均须按正常手续办理申请。19.电气设备检修时间为：现场值班人员接到值班调度员允许开工的指令时开始，到现

场值班人员汇报值班调度员设备完工，可以加入运行（或备用）为止。20.当水库控制流域大面积或持续性降雨，入库流量明显增加时，水电厂应及时向省调 报告，并提出改变运行方式的建议； 21.100MW 以下机组开机并网时间不得超过 5 min。22 继电保护和安全自动装置的投退及定值更改均应按调度指令执行； 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有关调度汇报，若需退出装置进行检 验时，必须经有关调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将装置退出，但事后应 立即汇报； 23.省调值班调度员是陕西电力系统运行操作的指挥者。凡属省调直接调管设备的倒闸 操作、机炉启停和继电保护、安全自动装置、远动设备等的投退，均须按照省调值班调 度员的指令进行；省调间接调管设备的操作，需征得省调值班调度员的许可。24.发电厂和变电站内部的电气设备停电检修时，省调调度员只负责下令将设备转至检 修申请要求的状态，即可许可开工；一切相关的安全措施均由设备所在单位负责。检修 工作结束，发电厂和变电站应将内部自做的安全措施拆除，将设备恢复至开工状态，方 可向调度员汇报完工。25.当系统频率高于 50.20Hz 时，调频厂应不待调令立即降低出力，使频率恢复正常。当系 统频率高于 50.50Hz 时，系统内各发电厂均应不待调令降低出力，使频率恢复至 50.20Hz 以内。装有高频切机装置的发电厂，当频率已高至切机装置动作值而装置未动时，应手动切 除该发电机。

二、名词解释：

1.紧急情况

电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故，电网频率或电压超出规定范围、输变电设 备负载超出规定值、联络线（或断面）功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运 行，有可能破坏电网稳定、导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。2.直接调度是指值班调度员直接向下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值 班员发布调度指令的调度方式 3.AGC：指自动发电控制（Auto-Generation-Control）；

三 问答题：

1.依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电机组检修按检修规模和停用时

间分为几个等级，如何定义的？ 答： a)A 级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设 备性能； b)B 级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修 理。B 级检修可根据机组状态评估结果，有针对性地实施部分 A 级检修项目或 定期滚动检修项目； c)C 级检修是根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修 理和清扫。C 级检修可进行少量零部件的更换、设备的消缺、调整、预防性试 验等作业以及实施部分 A 级检修项目或定期滚动检修项目； d)D 级检修是指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行 消缺。D 级检修除进行附属系统和设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结 果，安排部分 C 级检修项目。2.下级调度机构的值班人员接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令，认为该调度指令 不正确时，应如何处理？ 答：省调值班调度员下达的指令，各地调、发电厂、变电站、集控中心的值班人员必 须立即执行。如认为省调值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向省调值班调度员提出 意见；如省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指令内容的建 议报告省调值班调度员和本单位直接领导人。3.调度指令分为下几种形式，如何定义的？ 答： a)口头指令：由值班调度员口头下达的调度指令。对此类指令，值班调度员无须填写 操作指令票。如机炉开停、加减负荷、电压调整、AGC 投退等，值班调度员可以下达口头指 令。特别地，在事故情况下，值班调度员为加快事故处理速度，也可以口头下达事故操作 指令，对所调管的一、二次设备进行操作。现场运行值班人员在接受该指令后，不必填写操 作票，应立即进行操作。b)综合指令： 值班调度员下达的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其 具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令单位运行值班员自行按规程拟订。

c)逐项指令：值班调度员下达的操作指令是逐项按顺序执行的操作步骤和内容，要求 受令单位运行值班员按照指令的操作步骤和内容逐项按顺序进行操作。4.喜河水电厂的调管设备有哪些？ 答： a)1、2、3 号水轮发电机组； b)1、2、3 号主变压器及其开关、刀闸； c)330kV 全部设备； d)稳控装置。5.为了防止事故扩大，事故单位或各地调可不待省调值班调度员的指令进行那些紧急操作，但应尽快报告省调？ 答： a)将直接威胁人身安全的设备停电； b)将故障设备停电隔离； c)解除对运行设备安全的威胁； d)恢复全部或部分厂用电及重要用户的供电； e)现场规程中明确规定可不待调令自行处理者。

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：四川电力系统调度管理规程

四川电力系统调度管理规程

1前言.............................................................................................................................................范围......................................................................................................................1 2 规范性引用文件............................................................................................1 3 术语和定义...............................................................................................................2 4 总则...........................................................................................................................5 5 调度系统.....................................................................................................................5 6 调度机构的任务和职权...............................................................................................5 7 调度管辖范围..........................................................................................................6 8 调度规则........................................................................................................................7 9 调度指令..............................................................................................................8 10 运行调整与控制.........................................................................................9 11 系统操作..........................................................................................................................10 12 事故处理.................................................................................................................................15 13 调度事故汇报........................................................................................................................20 14 新设备投运及设备异动...........................................................................................................21 15 运行方式制定.........................................................................................................22 16 发电、供电调度计划与考核.............................................................................................23 17 检修管理..............................................................................................................................24 18 系统稳定.........................................................................................................................27 19 继电保护及安全自动装置....................................................................................................28 20 调度自动化...........................................................................................................................33 21 电力通信......................................................................................................................35 22 水库调度......................................................................................................................37 23 无人值班厂站的调度管理...............................................................................................38 附录 A 停修申请书格式...........................................................................................40 附录 B 四川电力系统新设备投入系统运行申请书格式...................................................42 附录 C 四川电力系统设备异动执行报告格式..................................................................47 I

前 言

为加强四川电力系统调度管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由四川省电力公司提出。

本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。

本规程起草单位：四川省电力公司调度中心、四川省电力公司通信自动化中心。II

四川电力系统调度管理规程 1 范围

本规程规定了四川电力系统调度管理工作的基础性原则。

本规程适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度

有关的行为。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方

研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。中华人民共和国主席令第 60 号 中华人民共和国电力法 国务院令第 115 号 电网调度管理条例 国务院令第 432 号 电力监管条例

国家电力监管委员会第 5 号令 电力二次系统安全防护规定 国家电力监管委员会第 22 号令 电网运行规则（试行）GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）SD 131 电力系统技术导则（试行）

SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 961 电网调度规范用语

DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 1040 电网运行准则

Q/GDW 114-2004 国家电力调度数据网骨干网运行管理规定 国办发〔2007〕53 号 节能发电调度办法（试行）电监安全[2006]34 号 电力二次系统安全防护总体方案

能源电（1988）18 号《电力系统电压和无功电力管理条例》 国电调[2001]532 号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149 号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国家电网生[2004]203 号 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定

国家电网生（2004）203 号《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》 国家电网生（2004）435 号《国家电网公司电力系统无功补偿设备配置技术原则》 国家电网总[2003]407 号 安全生产工作规定

国通运[2004]158 号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定 国家电网安监[2005]83 号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）

国家电网安监[2005]83 号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）1

国家电网安监[2005]145 号 国家电网公司电力生产事故调查规程 电监市场[2006]42 号 发电厂并网运行管理规定

国家电网调[2006]170 号 国家电网公司电网安全稳定管理工作规定 国调中心调水[2007]11 号 水库调度工作规范(试行)国调中心调水[2008]57 号 水库调度工作汇报制度 华中电网调[2007]441 号 华中电力系统调度管理规程 3 术语和定义

下列术语和定义适用于本规程。3.1 电力系统

由发电、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和安

全自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施、电力市场技术支持系统等构成的整体。3.2 电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。3.4 电力调度

电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范

运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5 电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。3.7 电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。3.8 电力调度系统 包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含开关站、用户站，下同）、监控中心（含变电站监控中心、集控站、梯级电站集控中心，下同）等的运行值班单位。3.9 电力调度管理

指调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调

度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自

动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.10

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。2

3.11

调度同意

值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。3.12

调度许可

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度员应向上级

调度机构值班调度员申请，征得同意。3.13

委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14

调度关系转移

经两调度机构协商一致，决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权，由另一方代替或暂时代替

行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方全权负责，直至转移关系结束。3.15

调度指令

值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的 总称。3.16

操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。3.17

单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。3.18

逐项操作令

值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐 项进行操作。3.19

综合操作令

值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由运行值班人员按规程自行拟订。3.20

负荷备用容量

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.21

事故备用容量

为防止系统中发输变电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.22

检修备用容量

为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。3.23

状态检修

企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过状态评价、风险评估，状态决策，达到运行安全

可靠、检修成本合理的一种检修策略。3

3.24

计划检修

为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度机构根据国家及有关行业标准，参照设备技术参

数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。3.25

非计划检修

计划检修以外的所有检修。3.26

特殊运行方式

发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，发电厂或电网相应 的运行方式。3.27

黑启动

当某电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供

给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。3.28

安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源和备用

设备自动投入、自动切负荷、自动低频（低压）减载、发电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.29

水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调

度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.30

调度自动化系统

由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分析、应用、管理功能的

主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。3.31

自动化主站系统

在调度机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。3.32

自动化子站系统

在发电厂、变电站、监控中心现场运行的各类自动化设备和应用系统。3.33

调度自动化管理部门

电网企业内负责本级电网调度自动化专业职能管理和运行管理的部门。3.34

调度自动化子站设备维护部门

电网企业、发电企业、电力用户中负责自动化子站系统运行维护的部门。3.35

电力通信网

由各种传输、交换、终端等通信设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。43.36

电力通信管理部门

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的部门。4 总则

4.1 四川电力调度坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。四川电力系统内各级电

网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。4.2 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。4.3 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。4.4 本规程是四川电力系统调度管理的基本规程，适用于电力调度运行各相关专业的工作。四川电力

系统内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定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，均不得与本规程相抵触。

4.5 四川电力系统内的各级调度机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。

非电力调度系统人员凡进行涉及四川电力调度运行的有关活动时，也必须遵守本规程。5 调度系统

5.1 四川电力调度系统包括四川电力系统内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心等的运行值班 单位。

5.2 四川电力系统设置三级调度机构，即：

──省级电力调度机构，以下简称省调；

──省辖市级电力调度机构，以下简称地调；

──县级电力调度机构，以下简称县调。

5.3 需直接与调度机构进行调度业务联系的发电厂、变电站、监控中心运行值班人员，应参加由相应

调度机构组织的有关调度规程及电力系统知识的考试，取得《调度系统运行值班合格证书》。同时接受

多级调度机构调度管辖的厂站和监控中心，由最高一级调度机构负责组织考试和颁证工作。5.4 有权接受调度指令的人员应为下级调度机构值班调度员、监控中心值长或正值、发电厂值长或电

气班长、变电站值班长或正值。

5.5 有调度联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度联系的人员名单。6 调度机构的任务和职权 6.1 调度机构的任务

6.1.1 按照电力系统运行客观规律和有关规定保证电力系统连续、稳定、正常运行，使电能质量指标

符合国家规定的标准。

6.1.2 优化配置资源，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

6.1.3 依据国家法律、法规，按照相关合同或者协议，维护各方的合法权益。6.2 省调的职责和权限

6.2.1 接受国调、网调的调度管理。

6.2.2 负责四川电力系统的调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂

水库调度等专业管理和技术监督。

6.2.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理，参与电网事故调查分析。6.2.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式。

6.2.5 负责组织制定和执行所辖电力系统发电、供电调度计划并实施考核。6.2.6 负责四川电力系统的安全稳定运行管理。6.2.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护方案。6.2.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。5

6.2.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行管理。6.2.10 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.2.11 参与四川电力系统的规划、工程设计审查及设备选型。6.2.12 负责签订所辖发电厂并网调度协议。

6.2.13 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。6.2.14 负责组织实施四川电力市场交易，参与华中区域电力市场电力交易。6.2.15 行使国调、网调授予的其它职责。6.3 地调的职责和权限

6.3.1 接受省调的调度管理。

6.3.2 负责所辖电力系统调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂水

库调度等专业管理和技术监督。

6.3.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理。

6.3.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式，执行省调下达的运行方式。

6.3.5 负责组织制定和执行所辖电力系统的发电、供电调度计划并实施考核，执行省调下达的发电、供电调度计划。

6.3.6 在省调的统一领导下，负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。6.3.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护方案。6.3.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。6.3.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行管理。

6.3.10 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。

6.3.11 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.3.12 参与所辖电力系统的规划、工程设计审查和设备选型。6.3.13 负责签订所辖发电厂并网调度协议。

6.3.14 行使省调和本电业局（公司）授予的其它职权。6.4 县调的职责和权限由管辖的地调规定 7 调度管辖范围

7.1 省调调度管辖设备范围

7.1.1 四川 500kV 系统（含 500kV 站内无功补偿设备）。

7.1.2 四川电力系统内 220kV 主网架和地区电力系统间 220kV 联络线。7.1.3 四川电力系统内装机容量 10MW 及以上的发电厂及其送出系统。7.1.4 国调、网调委托调度管辖的设备。7.2 地调调度管辖设备范围

7.2.1 本地区除省调调度管辖外的 220kV 系统。7.2.2 本地区 110kV 及以下系统。

7.2.3 本地区装机容量 10MW 以下发电厂及其送出系统。7.2.4 本地区与其它地区间的 110kV 联络线（由相关地调协商调度）。7.2.5 省调委托调度管辖的设备。

7.3 县调调度管辖设备范围由地调另行规定

7.4 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖（有明确规定的除外）。7.5 委托与许可

7.5.1 属上级调度机构调度管辖的设备，根据系统运行的需要，可以委托有条件的下级调度机构代为 调度管辖。

7.5.2 省调调度许可的范围包括：

7.5.2.1 属地调调度管辖的 220kV 设备。6

7.5.2.2 省调委托地调调度管辖设备。

7.5.2.3 地调合解不同厂站间电磁环网，且环网内包含省调调度管辖设备。

7.5.2.4 其它运行状态改变对省调调度管辖系统影响较大的设备（含安控装置所切设备）。7.6 调度自动化设备调度管辖范围补充规定

7.6.1 自动化主站系统设备由该级调度自动化管理部门调度管辖（属上级调度自动化管理部门调度管 辖的除外）。

7.6.2 多级调度机构调度的厂站和监控中心中，多级调度机构共用的调度自动化设备由最高一级调度

自动化管理部门调度管辖。

7.6.3 调度自动化系统数据传输通道由相关电力通信管理部门调度管辖。7.7 电力通信调度管辖范围补充规定

7.7.1 省公司通信自动化中心负责省级电力通信网的调度管理，电业局（公司）电力通信管理部门负

责本地区电力通信网的调度管理。

7.7.2 省公司使用的地区电力通信网通道的运行方式改变、检修等，应经省公司通信自动化中心许可。

7.7.3 电业局（公司）电力通信管理部门按属地化原则负责本地区内电力通信设备的运行维护管理。

7.7.4 并网发电厂、用户变电站的通信站、设备，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行、维护管 理。8 调度规则

8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。

8.2 调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位，应服从该调度机构的 调度。

8.3 未经调度机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运

行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即

汇报值班调度员。

8.4 调度许可设备在操作前应经上级调度机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急 情况时，允许下级调度机构的值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调度机构值班调度员汇报。

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后

应及时通知下级调度机构值班调度员。

8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度 员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调度机构值班调度 员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位发布调度指令，并告知相

应调度机构。此时，下级调度机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。8.8 调度机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和避峰预案。8.9 省调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 省调调度许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响 的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

8.9.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。

8.9.3 省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调

度管辖设备的影响由地调自行考虑。

8.10 非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作

前得到省调值班调度员的许可。

8.10.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。8.10.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。8.10.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。7

8.10.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下： 8.11.1 自动化主站系统设备的操作，如影响上级调度自动化管理部门调度管辖的调度自动化系统运行

或信息完整准确，操作前应得到上级调度自动化管理部门的许可。

8.11.2 电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级电力通信管理部

门调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级电力通信管理部门的许可。

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度员的许可。8.11.3.1 影响一次设备正常运行的。8.11.3.2 影响保护装置正常运行的。8.11.3.3 影响安全自动装置正常运行的。8.11.3.4 影响调度通信、调度自动化数据的。8.11.3.5 影响自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）功能实施的。8.11.3.6 影响电力调度业务正常进行的其它操作。9 调度指令

9.1 各级调度机构值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，应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。接受调度指令的调度系统值班人员必须执行调度指令，并对指令

执行的正确性负责。调度系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值班调度员 的调度指令。调度系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和

个人不得非法干预调度系统值班人员发布或执行调度指令。

9.2 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，互报单位、姓名。严格

执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度系统值班人员在接受调度指令

时，应主动复诵指令下达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，应立即向值班

调度员汇报执行情况和完成时间，接受汇报的值班调度员应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指

令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员在发布调度指令、接受汇报和更改调度图板时，均应

进行监护，并做好录音和记录。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为所接受的调度指令不正确或执行调度指令将危及人身、设

备及系统安全的，应当立即向发布调度指令的值班调度员提出意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的值班人员应当执行该指令。

9.4 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员发布调度指令。

9.5 发供用电单位和调度机构负责人发布的指示，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，现场事故处理规程内已有规定者除外。9.6 调度系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级

值班调度员。如上级值班调度员重申他的调度指令，调度系统值班人员应立即执行。若调度系统值班人

员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度系统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。

9.7 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电

力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电者，值班调度员应予以

警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止其部分或全部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调度机构可以

拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。

9.8 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接受限电指令 的调度系统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。8

9.9 当发生不执行调度指令、违反调度纪律的行为时，相关调度机构应立即组织调查，提交相关部门，依据相关法律、法规和规定处理。10 运行调整与控制

10.1 频率及川渝联络线潮流

10.1.1 电力系统标准频率是 50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。在正常情况下，系统频率按 50±0.1Hz 控制。系统内所有发电厂均应监视频率。各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

10.1.2 四川电网与华中主网并列运行时，系统的频率调整和川渝联络线潮流的控制方式按国调、网调

下达的有关联网运行规定执行。

10.1.3 四川（川渝）电网与华中主网解列运行时，系统的频率由四川省调值班调度员统一指挥（重庆市调负责调整川渝联络线潮流）。10.1.4 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。

10.1.5 发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整出力、维持备 用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其出力与调度指令相符

时，应立即汇报值班调度员。

10.1.6 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或

送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。

10.1.7 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度系 统值班人员应按发布的调整指令执行。

10.1.8 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应

符合调度机构的有关规定。

10.1.9 省调值班调度员可根据系统需要对 AGC 投退、控制模式以及 AGC 可调容量进行调整。

10.1.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或电量 的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。

10.1.11 各级调度机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果

自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。10.2 无功电压

10.2.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。10.2.2 无功电压的调度管理按调度管辖范围分级负责，其中并入 110kV 及以下系统的发电厂无功电压

调度管理由地调统一负责，各级调度机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。

10.2.3 四川电力系统 220kV 及以上母线均列为电压监测考核点，按调度管辖范围由相应调度机构统

计，由上一级调度机构考核。110kV 及以下电压监测考核点由相应调度机构按有关规定进行设置与统计，由上级主管部门进行考核。

10.2.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的进相与

迟相运行能力，经调度机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调度机构下达机组的低励限制 值。

10.2.5 并入四川电力系统的大用户，应按《电力系统无功补偿设备配置原则》的有关要求，配足无功 补偿设备，并根据调度机构下达的电压曲线要求及时进行补偿设备的投切，保证将高压母线电压控制在

曲线规定的范围之内。

10.2.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调度机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调度机构备

案。电压曲线的制定，应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理

条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求。10.2.7 无功电压的正常运行与调整

10.2.7.1 各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求监视和调整电压，将运行电

压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。9

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，使母线电压在电压曲

线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

b)低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母

线电压在电压曲线的偏下限区域运行；

c)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；

d)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，应及时汇报值

班调度员。

10.2.7.2 各变电站、监控中心的运行值班人员，应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当

运行电压超出电压曲线规定范围时及时汇报值班调度员。

10.2.7.3 装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆

调压方法进行。

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

压；

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

压；

c)当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器

电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员；

d)各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装

置的投、退应汇报值班调度员。10.2.7.4 各厂站变压器分接头档位的运行调整

a)无载调压变压器的电压分接头，由调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规

定其运行档位，未经调度机构同意，不得自行改变；

b)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、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好

调整记录；当变电站 220kV 母线电压低于 205kV、500kV 母线电压低于 490kV 时，调整主变分

接头应经省调值班调度员许可。

10.2.7.5 各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。

10.2.7.6 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压 作用，原则上尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。10.2.7.7 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。

10.2.7.8 在正常运行方式时，500kV 各厂站母线电压最高不应超过 550kV（有特殊要求的按有关规定 执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

10.2.7.9 向 500kV 空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过 575kV，持续时间不应 大于 20 分钟。

10.2.8 电压调整主要有以下措施：

10.2.8.1 调整发电机、静止无功补偿装置无功出力。10.2.8.2 投切电容器、电抗器。

10.2.8.3 调整有载调压变压器分接头。10.2.8.4 改变电力系统运行方式。

10.2.8.5 在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。10.2.8.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。11 系统操作 a)10

11.1 系统操作应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备，其操作应由省调值班调度员下达指令后方

可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方 式变更，对下级调度管辖的系统有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。

11.2 操作前应认真考虑以下问题：

11.2.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对 策。

11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况，必要时可先进行分析计算。

11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位置、无

功补偿装置投入是否正确。

11.2.4 操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。

11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及 500kV 系统用刀闸带电拉合 GIS 设备短引线等误操作。

11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。11.3 操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.3.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退 PSS 等，值班调度员可以

发布单项指令，由接受调度指令的调度系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

11.3.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度系统

值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。11.3.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，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、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向

值班调度员汇报。11.4 操作指令票制度

11.4.1 除下列情况，系统操作应填写操作指令票。11.4.1.1 事故及紧急异常处理。

11.4.1.2 发电厂开停机炉、加减出力。11.4.1.3 拉闸限电。

11.4.1.4 单独投退继电保护（包括重合闸）。11.4.1.5 投退低压电抗器、低压电容器。

11.4.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次调频功能。11.4.2 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、启动

投产方案、电力系统运行规定和日计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行

状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关一、二次设备状态（包

括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和

调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

11.4.5 调度系统值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有

关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操

作票应考虑以下主要内容： 11

11.4.5.1 一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。11.4.5.2 厂用变、站用变电源的切换。11.4.5.3 直流电源的切换。

11.4.5.4 交流电流、电压回路和直流回路的切换。11.4.5.5 根据一次接线调整二次跳闸回路。

11.4.5.6 根据一次接线决定母差保护的运行方式。

11.4.5.7 开关、主变停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），需将保护停用或电流

互感器短接退出。

11.4.5.8 现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。11.4.6 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核接受调度指令的调度系统值班人

员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。11.4.7 预先下达的操作指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“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照“预

定联系时间”进行操作。

11.4.8 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；

若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。

11.5 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关的情况时，应做到：

11.5.1 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，进行调度关系

转移，并明确预计借用期限。

11.5.2 管辖旁路（或母联）开关的值班调度员，将调度关系转移情况通知开关操作单位值班人员，由

借用该开关的值班调度员下达全部操作指令。

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

值班调度员，恢复原调度关系。

11.6 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但事故处理或改善系统不正常运行状况的操

作，应及时进行，必要时应推迟交接班。11.6.1 交接班时。

11.6.2 雷雨、大风等恶劣天气时。11.6.3 系统发生异常及事故时。11.6.4 系统高峰负荷时段。

11.6.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.7 系统解并列操作规定

11.7.1 并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在 0.3Hz 以内。机组与系统并列，并列点两侧电

压幅值差在 1％以内；系统与系统并列，并列点两侧电压幅值差在 10％以内。事故时，允许 220kV 系统

在电压幅值差不大于 20％、500kV 系统在电压幅值差不大于 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。所有并列操作必须使用同期装置。

11.7.2 解列操作前，应先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。11.8 合解环路的操作规定

11.8.1 合环操作必须相位相同，保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、安全自动装置、系统

稳定和设备容量等方面的限额。合环前应将合环点两端电压幅值差调整至最小，220kV 环路一般允许合

在 20％，最大不超过 30％；合 500kV 环路（包括 500kV/220kV 电磁环路）一般不超过 10％，最大不超

过 20％。合环时合环角差 220kV 一般不超过 30 度，500kV（包括 500kV/220kV 电磁环路）一般不超过 度。合环操作宜经同期装置检定，如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经省调分管领导 批准。12

11.8.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节 的潮流变化不超过继电保护、安全自动装置、系统稳定和设备容量等方面的限额。11.8.3 用刀闸合解站内 220kV 环路时，应退出环内开关操作电源。

11.8.4 500kV/220kV 电磁环网解环后，不允许在 500kV 与 110kV 及以下系统间构成电磁环网。如需转

供负荷，必须采用停电倒换方式。11.9 线路停送电操作规定 11.9.1 一般规定

11.9.1.1 线路充电时充电侧开关应启用完备的继电保护。重合闸无法自动闭锁的，现场自行负责将重

合闸停用，充电正常后自行恢复启用。

11.9.1.2 投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许

值以上，勿使发电机产生自励磁。

11.9.1.3 应考虑潮流变化，勿使运行线路过负荷或相关控制输电断面输送功率超过稳定限额。

11.9.1.4 充电端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。11.9.1.5 注意线路上是否有“T”接负荷。

11.9.1.6 如一侧为发电厂，一侧为变电站，一般从变电站侧停送电，发电厂侧解合环（解并列）；如

果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；

有特殊规定或经领导批准的除外。

11.9.1.7 任何情况下严禁“约时”停电和送电。11.9.2 500kV 线路停送电还应注意：

11.9.2.1 对带有高抗的线路送电时，线路高抗及其保护应可靠投入，若高抗停运线路送电应经过省公

司分管领导批准。

11.9.2.2 应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响。线路充电前应降低充电端电压，充电后末端电

压超过 575kV 时，应设法降低电压，如 20 分钟内不能降至 575kV 以下，应拉开线路充电侧开关。

11.9.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电。

11.9.2.4 线路停电后厂站应将该线路远跳装置退出，开关停运后应将该开关启动远跳的压板退出。

11.10 变压器操作规定

11.10.1 变压器并列运行的条件 11.10.1.1 接线组别相同。

11.10.1.2 电压比相差不超过 5％。11.10.1.3 短路电压差不超过 5％。

当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许 并列运行。

11.10.2 变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关；500kV 变压器停送电，宜从 500kV 侧停电或充电，必要时也可以从 220kV 侧停电或充电。

11.10.3 变压器充电时，应启用完备的继电保护，考虑变压器充电励磁涌流对继电保护的影响，并检

查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值。

11.10.4 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，应先合上另一台中性

点接地刀闸，再拉开原来的中性点接地刀闸。

11.10.5 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，在投入系统后应拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地方式应符合继电 保护规定。

11.11 500kV 高压电抗器操作规定

11.11.1 高压电抗器送电前，高压电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入。11.11.2 拉合线路高压电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。

11.11.3 高压电抗器停运或高压电抗器保护检修，应退出高压电抗器保护及启动远跳回路压板。13

11.12 500kV 串联补偿装置操作规定

11.12.1 操作 500kV 串联补偿装置（以下简称串补装置）刀闸、旁路刀闸时，必须在串补装置旁路开

关合闸的状态下进行。11.12.2 严禁用 500kV 串补装置刀闸、旁路刀闸拉、合线路负荷电流。

11.12.3 严禁在 500kV 串补装置旁路刀闸分闸的情况下，用刀闸对串补装置充电。

11.12.4 正常情况下，带串补装置线路停电前，应先将串补装置转为冷备用或检修状态，再进行线路

停电操作；带串补装置线路送电前，要求串补装置必须处于冷备用状态，线路送电正常带负荷后，再将

串补装置转运行。11.13 母线操作规定

11.13.1 母线操作时，厂站应根据现场规程及时调整母差保护运行方式。11.13.2 母线停送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。

11.13.3 在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，被充电母线侧变压器中性点应可靠接地，操作完毕恢复正常运行方式后，变压器中性点的接地方式应符合继电保护规定。

11.13.4 用母联开关向母线充电时，厂站运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常

后退出充电保护。

11.13.5 双母线接线方式的厂站，运行元件由一组母线倒至另一组母线时，应先退出母联开关的操作 电源。

11.13.6 当双母线接线的两组母线电压互感器只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可退出母联

开关操作电源或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行电压互感器所在的母线。

11.14 开关操作规定

11.14.1 开关合闸前，厂站运行值班人员应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应

检查确认三相均已接通，三相电流平衡。

11.14.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作的，应进行三相同时操作，不得

进行分相操作。

11.14.3 3/2(含 4/3 接线，下同)接线方式的厂站，设备送电时，宜先合母线侧开关，后合中间开关，停电时宜先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

11.14.4 操作旁路开关代路时，应按规定相应调整继电保护和安全自动装置。11.15 刀闸操作规定

11.15.1 允许用刀闸进行下列带电操作：

11.15.1.1 系统无接地故障时，拉、合电压互感器。11.15.1.2 无雷电时，拉、合避雷器。

11.15.1.3 拉、合 220kV 及以下空载母线，原则上不进行 500kV 刀闸拉、合母线操作。11.15.1.4 拉、合变压器中性点接地刀闸。如中性点上有消弧线圈，应在系统没有接地故障时进行。

11.15.1.5 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操 作电源退出）。11.15.1.6 拉、合 3/2 接线方式的母线环流（应采用远方操作方式，解环前应确认环内所有开关在合 闸位置）。

11.15.2 严禁带电用刀闸拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器及 500kV GIS 设备短引线。

11.16 零起升压操作规定

11.16.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备

过电压，必要时可降低发电机转速。

11.16.2 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，发电机的强行励磁、自动

电压校正器、复式励磁等装置应停用，发电机保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开 关压板。

11.16.3 升压线路保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板和重合闸。14

11.16.4 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该主变压器保护应完备并可靠投入，并退出联跳其

它非零起升压回路开关的压板，主变压器中性点应接地。

11.16.5 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施防止误动作，母联开关应保持冷

备用，防止开关误合造成非同期并列。12 事故处理 12.1 一般原则

12.1.1 各级调度机构值班调度员是电力系统事故（含异常，下同）处理的指挥者，按调度管辖范围划

分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。12.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

12.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。12.1.2.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。

12.1.2.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。12.1.2.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。

12.1.2.5 及时将事故及处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.1.3 发生事故时，运行值班人员应立即向值班调度员简要汇报事故情况以及相关设备的状态和潮流

情况，经检查后再详细汇报如下内容： 12.1.3.1 保护装置动作及通道运行情况。12.1.3.2 设备外部有无明显缺陷及事故象征。12.1.3.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。12.1.4 事故处理时，调度系统值班人员应迅速正确地执行上级值班调度员的调度指令，凡对系统有重 大影响的操作须取得上级值班调度员的指令或许可。上级值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事

后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，不得在事故当时向调度机构和事故单

位询问事故情况或占用调度电话。

12.1.5 发生以下事故时，下级值班调度员应立即向上级值班调度员汇报。12.1.5.1 上级调度机构调度许可设备故障。

12.1.5.2 影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。12.1.5.3 影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。12.1.5.4 影响上级调度机构直调发电厂开机方式或发电出力的。

12.1.5.5 其它影响上级调度机构调度管辖系统安全运行或需要上级调度机构协调、配合处理的。

12.1.6 为防止事故扩大，调度系统运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽

快汇报值班调度员。

12.1.6.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。12.1.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.1.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

12.1.6.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保 护。

12.1.6.5 系统事故造成频率严重偏差时，各发电厂调整机组出力和启停机组协助调频。12.1.6.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

12.1.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，厂站值班人员应根据现场规程规定，向值班调度员汇报 并提出要求。

12.1.8 事故处理时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助事 故处理。

12.1.9 事故处理时，现场应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联 系。15

12.1.10 事故处理时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度员的

调度指令相抵触。

12.1.11 事故处理完毕后，事故单位应整理事故报告，及时汇报有关部门。12.2 线路事故处理

12.2.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应强送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路强送电

一次。如强送不成功，需再次强送，应经本调度机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.2.2 线路发生故障后，值班调度员应及时通知有关部门进行事故巡线，巡线有结果后应及时汇报值

班调度员。事故巡线时，若未得到值班调度员“XX 线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

12.2.3 线路故障跳闸后，强送前应考虑：

12.2.3.1 正确选择强送端，使系统稳定不致遭到破坏。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系统稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要

变电站侧开关强送。

12.2.3.2 强送的开关应完好，且启用完备的继电保护。无闭锁重合闸装置的，应将重合闸停用。

12.2.3.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否 强送。

12.2.3.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值。

12.2.3.5 若开关遮断次数已达规定值，由现场运行值班人员根据规定，向值班调度员提出要求。

12.2.3.6 当线路保护和线路高抗（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗（串补装置）同

时故障来考虑事故处理。

12.2.3.7 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸、故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作

人员撤离现场之前不得强送。

12.2.3.8 强送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的 220kV 线路强送电，终端变压器的中性点必须接地。12.3 发电机事故处理

12.3.1 发电机异常或跳闸后，发电厂运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处理。

12.3.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增

加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并 入系统。

12.3.3 机组失去励磁时而失磁保护未动，发电厂运行值班人员应立即将机组解列。12.3.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。12.4 变压器事故处理

12.4.1 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）动作跳闸，应对变压器及保护进

行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。

12.4.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对

变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。

12.4.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等）应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。

12.4.4 变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。12.4.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调

整变压器中性点接地方式。12.5 高压电抗器事故处理

12.5.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电。12.5.2 高压电抗器单一主保护动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器

动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，经运行单位分管领导同意后，可以试送一次，有条件时可进 行零起升压。16

12.5.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。

12.6 串补装置事故处理

12.6.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员应根据现场运行规程判断串补装置能否继续运行。

若不能继续运行或判断不明时，尽快汇报省调值班调度员，省调值班调度员应立即将串补装置退出运行，转检修状态后检查、处理，线路及高抗可以继续运行。12.6.2 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接

地操作应在线路转冷备用 15 分钟后进行。

12.6.3 串补装置本体保护动作，串补装置退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补 装置送电。

12.6.4 线路故障，线路两侧三相跳闸后，应将串补装置转冷备用状态，并立即检查线路、高抗、串补

装置的保护动作情况。线路送电正常，且串补装置检查无异常后，串补装置才能投入运行。12.7 母线事故处理 12.7.1 当母线失压后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时将失压母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。12.7.2 当母线故障后，厂站运行值班人员应立即对故障母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理。

12.7.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。

12.7.2.2 找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条 母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（注意：一定要先拉开

故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

12.7.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电

源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。12.7.2.4 当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调

整系统相关保护定值，恢复母线送电。

12.7.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离已失灵开关，恢复母线供电。12.7.3 厂站运行值班人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可

只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。值班调度员也应与厂站值班人员核对现状，切

不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。12.7.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在

设备上工作。

12.8 开关故障处理

12.8.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该 开关拉开。

12.8.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情

况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

12.8.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行

处理，仍无法消除故障，可采取以下措施。

12.8.3.1 若为 3/2 接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流，解环前应确认环内所有开

关在合闸位置。

12.8.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；无法用

旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开

关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。12.9 系统频率异常及事故处理 17

12.9.1 华中电力系统频率异常由网调负责处理，省调服从网调的指挥，执行《华中电力系统调度管理

规程》的有关规定。12.9.2 当四川电力系统与华中电力系统解列运行，系统频率降低至 49.8Hz 以下且无备用容量时，调

度系统值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额。

12.9.2.1 当频率降低至 49.8Hz 以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行

拉闸限电，必要时省调值班调度员可直接按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于 49.8Hz 持

续时间不超过 30 分钟。

12.9.2.2 当频率降低至 49.5Hz 以下时，省调值班调度员可立即按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于 49.5Hz 持续时间不超过 15 分钟。

12.9.2.3 当频率降低至 48.5Hz 以下时，各厂站运行值班人员应不待调度命令按“拉闸限电序位表”

进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电

站，使频率迅速恢复至 49.5Hz 以上。

12.9.2.4 当频率降低至低周减载装置整定值以下，各厂站运行值班人员应检查所装的低周减载装置的

动作情况，切断相应频率未动作的开关，并汇报上级值班调度员。

12.9.2.5 当频率恢复至 49.8Hz 及以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班

调度员的同意。

12.9.3 当四川电力系统与华中电力系统解列运行且系统频率高于 50.2Hz 时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到 50.2Hz 以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于 50.2Hz 时应立即汇报省调，省调值

班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。12.10 系统电压异常及事故处理

12.10.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的 90％以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自

行按现场规程利用机组的过负荷能力使电压恢复至额定值的 90％以上，并立即汇报值班调度员采取措

施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况。

12.10.2 当枢纽变电站 500kV 母线电压下降至 470kV、220kV 母线电压下降至 190kV 以下时，为了避免

系统发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的 95％以上，原则是

首先对电压最低的地区实施限电。

12.10.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

12.10.4 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，并汇报值班调度员；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，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢 复正常。

12.10.5 当 500kV 厂、站的母线电压超过 550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即汇报值

班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、切除空载线

路、调整变压器分接头或经请示领导后停运 500kV 线路等措施，在 20 分钟之内将电压降至合格范围。

12.11 系统异步振荡事故处理 12.11.1 系统异步振荡的主要现象

12.11.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发

电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。

12.11.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。

12.11.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦

有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

12.11.1.4 失去同步的两个系统（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

12.11.2 系统异步振荡的处理方法 18

12.11.2.1 对频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，直至振

荡消除，但不应使频率低于 49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。

12.11.2.2 对频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动

备用水轮机组，使电网频率恢复到 49.5Hz 以上，直至振荡消除。

12.11.2.3 发电厂运行值班人员应不待调度指令，退出机组的 AGC、装置，AVC增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低

压电容器，提高系统电压。但不应使 500kV 母线电压超过 550kV、220kV 母线电压超过 242kV。

12.11.2.4 各级值班调度员应迅速在频率升高侧（送端）降低机组出力直至紧急停机，使频率下降；

在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振 荡消除。

12.11.2.5 未经值班调度员许可，发电厂运行值班人员不应将发电机解列（现场规程有规定者除外）；

但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

12.11.2.6 如振荡是因机组非同期合闸引起的，发电厂运行值班人员应立即解列该机组。12.11.2.7 因环状电网（包括并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即

经同期合上相应的开关。

12.11.2.8 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装

置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。

12.11.2.9 如经采取以上所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止事故的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。12.12 系统同步振荡事故处理 12.12.1 系统同步振荡的主要现象

12.12.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

12.12.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。12.12.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。12.12.2 系统同步振荡的处理方法

12.12.2.1 发电厂运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、AVC，适当

增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。

12.12.2.2 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机

调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意，解列该机组。

12.12.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电

出力，限制受端负荷，直至振荡消除。12.13 单机异步振荡事故处理 12.13.1 单机异步振荡的主要现象

异步机组有功、无功、电流大幅摆动，可能出现过零。其余机组变化趋势与之相反。异步机组有

周期性轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.13.2 单机异步振荡的处理方法

12.13.2.1 发电厂运行值班人员在发现单机异步振荡后，应不待调度指令立即退出异步机组 AGC、AVC，减少异步机组的有功出力，增加励磁电流，并汇报值班调度员。

12.13.2.2 采取减少异步机组的有功出力、增加励磁电流等措施 3 分钟后，机组仍然未进入同步状态，发电厂运行值班人员应立即汇报调度值班人员，根据调度指令将失步发电机与系统解列，并做好保厂用 电措施。

12.13.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，发电厂运行值班人员应立即解列机组。12.14 系统低频振荡事故处理 12.14.1 系统低频振荡的主要现象 19

低频振荡常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上以及弱联系的两个或两个以上地区的串联

系统中，振荡频率在 0.2～2.5Hz 范围内，具有与同步振荡类似现象。12.14.2 系统低频振荡的处理方法

12.14.2.1 应根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源。12.14.2.2 降低振荡源机组有功，减轻重负荷线路潮流，直至振荡平息。12.14.2.3 提高振荡区域系统电压。

12.14.2.4 若有运行机组未投入 PSS 装置的，令其立即投入。12.15 通信联系中断的事故处理

12.15.1 调度机构、监控中心、发电厂、变电站与上级调度机构的专用通信中断时，各单位应积极主

动采取措施，利用行政通信、邮电通信、经与上级调度机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与上级调度机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调度机构可通过有关下级调度机构的通信联系转 达调度业务。

12.15.2 当厂站与调度机构通信中断时：

12.15.2.1 担任系统频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其它各发电厂均应按规

定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。12.15.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。

12.15.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.15.3 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，则该操作指令不应执行；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汇报前，与受令单位失去通

信联系，则应认为该操作指令正在执行中。

12.15.4 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.15.4.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离。

12.15.4.2 当电力系统频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得

超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

12.15.4.3 当电力系统电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。12.15.5 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在

与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.15.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断

期间应汇报事项。

12.16 省调调度自动化系统全停或主要功能失效时的事故处理

12.16.1 通知所有投入 AGC 控制的发电厂改为就地控制方式，按值班调度员要求调整机组出力。

12.16.2 通知所有投入 AVC 控制的厂站改为就地控制方式，按电压曲线调整电压。12.16.3 汇报网调，按照网调要求进行川渝联络线调整。

12.16.4 通知各重要厂站加强设备状态及线路潮流的监视，发生异常情况及时汇报省调。12.16.5 通知相关地调加强本地区重要控制输电断面潮流的监视，发生异常情况及时汇报省调。

12.16.6 调度自动化系统全停或主要功能失效期间，不宜进行系统操作。13 调度事故汇报

13.1 当电力系统运行设备发生异常或者事故时，相关调度系统值班人员应立即向管辖该设备的调度机

构值班调度员汇报。

13.2 发生下列重大事件时，地调值班调度员应立即向省调值班调度员汇报事件的简要情况，并尽快将

重大事件详细情况的电子邮件（或传真）发送至省调。20

13.2.1 电网事故：电网非正常解列、系统振荡、切机、切负荷、大面积停电及其它一般及以上电网事

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。

13.2.2 厂站事故：110 千伏及以上发电厂、变电站发生母线、主变故障停电，110 千伏及以上主要设 备损坏。

13.2.3 人身伤亡事故：各生产运行单位在管辖范围内调度运行过程中发生的人身伤亡事故。13.2.4 自然灾害事故：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威胁和影响。

13.2.5 人员责任事故：地、县级调度机构、110 千伏及以上厂站发生误调度、误操作等恶性人员责任 事故。

13.2.6 调度纪律事件：调度系统值班人员违反调度纪律和规程、规定的事件。13.3 事故汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 13.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况。

13.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况。13.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响。13.3.4 事故处理恢复情况等。

13.4 在发生严重电力系统事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，相关调度机构 值班调度员应根据系统恢复情况及时向上级调度机构值班调度员汇报。14 新设备投运及设备异动 14.1 新设备投运前期工作

14.1.1 拟并网的发电厂、地方电网、220kV 用户变电站应在并网调试 90 天前与省调签订《四川电网 并网调度协议》。签订《四川电网并网调度协议》的条件如下：

a)发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；

b)220kV 用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》；

c)发电厂（网）以及 220kV 用户变电站已于计划并网的 90 日前向省调提供电网调度运行潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；

d)发电厂（网）以及 220kV 用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。

14.1.2 拟并网的发电厂、地方电网、新建的输变电工程应在首次并网日的 6 个月前，向省调提交有关 参数（设备实测参数应在首次并网日的 10 日前提供，并网调试过程中实测的参数应在并网后 30 日内提 供）、图纸以及说明书等并网资料。

14.1.3 省调在新设备启动调试 60 天前确定调度管辖范围和设备命名编号。划归地调调度管辖的 220kV 新建变电站及 220kV 线路的命名由省调负责。

14.1.4 拟并网的发电厂、地方电网、新建的输变电工程应在首次并网日的 30 日前，向省调提交新设

备投入申请书（格式见附录 B）。14.1.5 新设备投运应具备下列条件：

14.1.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向省调已提出新设备投运申请 并经批准。

14.1.5.2 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达到有关国家及行业

标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。

14.1.5.3 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）。

14.1.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和调度图板命名编号，继电保护和安全自动

装置已按给定的定值整定。

14.1.5.5 已与省调签定并网调度协议。

14.1.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕。21

14.1.5.7 完成计划检修、水库调度、市场报价、经营结算等相关专业人员业务培训。14.1.5.8 完成运行值班人员上岗资格培训及考试，运行值班人员取得《调度系统运行值班合格证书》。

14.1.5.9 生产准备工作已就绪（包括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）。

14.1.5.10 相关厂、站及设备具备启动带电条件。14.1.5.11 启动试验方案和相应调度方案已获批准。14.1.5.12 启动委员会同意投产。14.2 新设备启动投运

14.2.1 新设备启动前调度机构应制定调度启动方案。下级调度机构管辖范围内新设备加入系统运行，可能对上级调度机构管辖系统安全产生较大影响时，调度机构应将相关资料报送上级调度机构，经上级

调度机构许可后，方可进行启动投运操作。

14.2.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调度机构根据电网情况为并网调试安排

所需的运行方式。

14.2.3 新设备应按调度启动方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经启委会同意；若启动

过程中发生电网事故或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。

14.2.4 新设备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。

14.2.5 新设备启动工作全部结束，由启委会同意新设备试运行。14.2.6 新设备试运行结束、设备运行正常具备正式运行条件，由启委会同意新设备正式进入商业运行。

14.2.7 新建发电机组应完成一次调频、PSS、调峰、机组性能、进相、励磁系统、调速系统参数实测

等系统试验，并将试验报告和相关参数报省调审核，有关功能正常投运后，才能进入商业运行。

14.2.8 新设备并入电网正式运行后，需定期按要求向省调报送各开关月电量数据和母线电量平衡报

表、日生产统计数据等各类报表。14.3 设备异动管理

14.3.1 凡涉及变更原接线方式、更换整体主设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填写《系

统设备异动执行报告》（格式见附录 C），将改变前、后的接线图及变更设备资料随同设备停修申请书 一起报送省调。

14.3.2 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的

停运、试验、检修或其它改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。14.3.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报

告中注明，必要时应向省调报送有关资料、试验方案等。15 运行方式制定

15.1 各级调度机构应按年、月、日制定所辖电力系统运行方式；节日、重要保电期间，应制定保电方

案；系统重大检修或运行方式发生重大变化时，应制定系统特殊运行方式。15.2 运行方式的制定

15.2.1 运行方式是保证系统正常运行的大纲，应分为上一年运行情况分析和本运行方式

两部分。运行方式应经相关电网企业分管领导批准后执行。

15.2.2 为了制定好下的运行方式，计划、生产、营销、基建等有关部门和发电厂应于每年 9 月 1 日前将下的有关资料提供给调度机构。

15.2.3 每年 12 月底前，完成年方式的编写工作，经调度机构分管领导审核后,由电网企业分管领导召

集有关部门召开运行方式协调会议，编写会议纪要，明确电网规划、建设、运行等改进意见的落实 计划。

15.3 月度运行计划的制定 22

每月 20 日前，调度机构应制定次月系统运行计划，经调度机构分管领导、电网企业相关部门会签

后，报电网企业分管领导批准后下达。15.4 日调度计划的制定

每日 17 点前，调度机构应完成次日调度计划的制定，经调度机构相关部门会签后，由调度机构分

管领导批准后下达。

15.5 保电方案和系统特殊运行方式的制定

15.5.1 保电方案和系统特殊运行方式应在保电任务和系统特殊运行方式开始前 2 个工作日前完成。

15.5.2 重大保电方案或对安全运行有重大影响的特殊运行方式，应经电网企业分管领导批准后执行，并报上级调度机构备案。对系统整体安全运行影响较小的，应经调度机构分管领导批准后执行。发电、供电调度计划与考核

16.1 各级调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测，以及用电负荷的分析工作。16.2 各级调度机构应当编制和下达发电、供电调度计划。发电、供电调度计划必须经过系统安全稳定

校核。调度机构负责对发电、供电调度计划的执行情况进行考核。

16.3 发电、供电调度计划的编制，应当根据系统发供电能力、电力交易计划和负荷预测结果，依据政

府下达的有关调控目标，综合考虑社会用电需求、节能环保、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。

16.4 省调可根据系统发供电平衡情况，负责组织实施跨省临时电力电量交易。

16.5 在满足发供电平衡的同时，各级调度机构应按规定安排足够的备用容量。备用容量包括负荷备用

容量、事故备用容量和检修备用容量，安排时应考虑输电网络的送（受）电能力。四川电力系统备用容

量采用如下标准：

16.5.1 负荷备用由旋转备用提供，容量应不低于最大发电负荷的 2％。

16.5.2 事故备用由可供短时调用的备用提供，容量应不低于最大发电负荷的 10％，且不低于系统中

最大单机容量或可能失去的最大受电功率。

16.5.3 检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最

大发电负荷的 8～15％。

16.5.4 除上述备用外，低谷时段还应留有适当的调峰备用容量。

16.6 值班调度员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况调整当日发电、供电调度计划。16.7 当电网供电能力不能满足用电需求时，为保证系统安全运行，省调应按政府下达的分电比例对地

区供电调度计划进行调整。各电业局（公司）应严格按照供电调度计划控制用电负荷。16.8 发电厂（网）的考核

16.8.1 调度机构应依据相关规定负责对所辖发电厂（网）的运行考核。

16.8.2 对各发电厂（网）进行电量考核的依据是调度机构下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲

线（包括修改后的临时调整曲线）。16.8.3 各发电厂（网）以四川电力系统电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电量，考核

办法按相关规定执行。

16.9 电业局（公司）的考核结算

16.9.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算。

16.9.2 各电业局（公司）以四川电力系统电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完

善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核

办法按相关规定执行。

16.9.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局

（公司）上报的日负荷预测曲线。

16.9.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达

给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括修改后的临时调整曲线）。23

16.10 省调负责考核关口的设置和管理。16.10.1 考核关口的设置原则上应与省调下达的发电、供电调度计划口径一致。发电厂（网）的关口

一般设置在并网线路发电厂（网）侧（火电机组按节能调度的有关规定执行），电业局（公司）的关口

一般设置在电业局（公司）间联络线潮流送端和发电厂并网线路的变电站侧。16.10.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年应在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口变化

情况，并作相应说明。

16.10.3 关口的临时变化应立即上报省调。17 检修管理

17.1 检修计划管理

17.1.1 省调调度管辖设备的检修、试验必须纳入设备检修计划。

17.1.2 四川电力系统内由国调、网调调度管辖、调度许可的设备检修，按国调、网调的相关规定执行。

17.1.3 检修计划分、季度、月度及周计划。

17.1.3.1 计划：每年 10 月 25 日前，设备运行单位应将下一省调调度管辖设备的检修计划（含

基建停电配合项目）报送省调。省调会同各相关单位综合协调、统一平衡后下文执行。17.1.3.2 季度计划：每季度第二个月月底前，设备运行单位应根据检修计划确定的项目，结合实

际准备情况，将下一季度的设备检修计划汇总、协调后报送省调。省调会同各相关单位综合协调、统一

平衡后下文执行。

17.1.3.3 月度计划：省调根据调度管辖设备的、季度计划，结合实际执行情况和电力系统运行情

况，制定次月月度检修计划并随月调度计划下文执行。

17.1.3.4 周计划：每周五省调将根据月度检修计划、检修实际执行情况和电力系统当时运行情况，制

定下一周电力系统检修计划，并在周运行方式中发布。

17.1.4 四川电力系统内由国调、网调调度管辖、调度许可设备的检修计划，由设备运行单位按以上方

式报送省调。省调再按相关规定报送上级调度机构批准后执行。17.2 检修计划安排原则

检修计划的制定，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平

和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级调度机构

服从上级调度机构检修安排的原则。调度机构制定检修计划时应注意以下事项： 17.2.1 设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。实行状态检修设备的巡视、检查、试验、检修应符合国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》。17.2.2 水电机组计划检修宜在枯水期进行，火电机组、重要输变电设备计划检修宜避开系统大负荷用 电期。17.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备的检修在检修工期

和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。17.2.4 重要保电期间，不宜安排影响保电任务的基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

17.2.5 设备检修应综合考虑电力系统安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

17.2.6 实行状态检修设备的巡视、检查、试验、检修需设备停电进行的应纳入检修计划。17.3 计划检修和非计划检修 17.3.1 计划检修管理

17.3.1.1 计划检修严格按省调批准的检修计划执行。未列入检修计划的，省调有权推迟或不予安排。

17.3.1.2 计划检修确定后，原则上不予改变工期，如因系统原因引起的变动，省调将重新安排时间执 行。

17.3.1.3 对系统运行方式影响较大的设备检修，应制定特殊运行方式。17.3.2 非计划检修管理 24

17.3.2.1 省调调度管辖设备的非计划检修，由设备运行单位提前一周向省调提出申请。省调将根据系

统情况，决定是否同意安排，并告知申请单位。

17.3.2.2 设备异常、事故等紧急情况下，设备运行单位可直接向省调值班调度员申请设备停运检修，并按规定补办相关手续。

17.3.2.3 值班调度员有权批准下列非计划检修：

a)设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

b)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；

c)在当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的检修。17.4 停修申请书管理

17.4.1 设备运行单位应根据检修设备的类型，填写设备停修申请书（格式见附录 A）。其中发电设备

（含锅炉、发电机、汽轮机、水轮机等）应填写机炉设备停修申请书，其它电气设备（含母差失灵保护、安控装置等）应填写电气设备停修申请书。

17.4.2 设备运行单位应在检修工作开工前至少 1 个工作日的 11 时 30 分前向省调申报设备停修申请

书，省调应于开工时间前 1 个工作日 18 时前批复。17.4.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省

调补办设备停修申请书。

17.4.4 设备运行单位填报停修申请书时，应同时填写设备停运后对其它运行设备、继电保护、厂用电、发电厂出力、潮流、安控等的影响，并注明送电时的要求等。17.4.5 设备停修申请书由检修、维护单位向设备运行单位申请，再由设备运行单位向省调申请，经省

调批准后执行。

17.4.6 检修工作内容必须同停修申请书申报内容一致。

17.4.7 省调调度管辖设备的停修申请书应经省调相关专业部门会签，并经领导批准后批复申请单位。

17.4.8 如在申请开工时间七日后仍未获批复，该停修申请书作废，省调应将未批准原因通知申报单位。

仍需检修的，在系统允许的时间，重新办理设备停修申请书。

17.4.9 已批准的设备停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续： 17.4.9.1 设备停修申请书应得到省调值班调度员调度指令后方可开工。

17.4.9.2 设备停修申请书若因特殊原因无法按时开工的，应及时向省调汇报，在批准开工时间三日后

仍未开工的，该停修申请书作废。

17.4.9.3 设备停修申请书应在批准的工期内完工。如不能按期完工，应在批准的检修工期结束前 48 小时提出延期申请；检修工期不足 48 小时的，应在批准的检修工期结束前 6 小时提出延期申请。

17.4.9.4 已开工的设备停修申请书，如需增加检修内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送电要

求不变，且在当值内能完成的情况下，征得省调值班调度员同意后方可进行。否则应重新申报。

17.4.9.5 当系统出现紧急情况时，省调值班调度员有权终止已开工的检修工作。17.4.10 设备检修工期计算

17.4.10.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或

备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以及投运后的试运行时间）均

计算在检修时间内。

17.4.10.2 输变电设备的检修时间以设备停运并做好安全措施后、值班调度员下达开工令时起，到值

班调度员接到检修工作全部结束、现场安全措施全部拆除、可以恢复送电的汇报时止。17.4.11 凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试

验、电容器投切试验、AGC 试验、PSS 试验、进相试验。一次调频试验等），设备运行单位应在试验前 日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。其中需运行设备停运并在其上开展工作的，应办理停修申请书。

17.4.12 凡基建施工需要省调调度管辖设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的，应由施工

单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。25

17.5 许可设备检修管理 17.5.1 省调许可设备检修时，地调应提前一周向省调报送停电计划，经省调许可后方可安排。17.5.2 省调许可设备检修开工前一个工作日，地调应向省调汇报检修开完工具体时间、方式安排和控 制要求。

17.5.3 省调应在许可设备检修期间的日计划任务书中记录许可设备检修情况和控制要求。17.5.4 省调许可设备停电前，地调应征得省调值班调度员同意，工作完毕送电后及时汇报。17.6 带电作业管理

17.6.1 在省调调度管辖的设备上进行带电作业时，设备运行单位应提前 1 个工作日向省调提出带电作

业申请，并明确是否有控制负荷、停用重合闸、事故跳闸可否强送电等要求。

17.6.2 省调应根据系统运行情况，决定是否受理带电作业申请。若同意，则批复带电作业时间和要求，并在日计划任务书中注明。

17.6.3 省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。17.7 安全措施管理

17.7.1 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作

规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修

工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀

闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修

人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。17.7.2 输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理完工手续。

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

17.8 电力通信、调度自动化设备检验检修管理

17.8.1 通信、自动化系统和设备的检验检修，按“谁维护谁申报”的原则，由设备运行维护单位根据

调度管辖范围逐级申报，以对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门的批复为准。17.8.2 通信、自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指纳入、季度、月度和周计划，并按期执行的检修、维护、试验等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或

缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。

17.8.3 通信、自动化系统和设备的检修、检验计划应与一次设备的检修计划一同制定和上报，对 其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门负责进行审核和批复。与一次设备相关的自动化子站

设备的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行。

17.8.4 通信、自动化系统和设备的计划检修由设备运行维护单位至少在 4 个工作日前提出书面申请，报对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门批准后方可实施。

17.8.5 通信、自动化系统和设备的临时检修应至少在 1 个工作日前填写通信、自动化系统设备停运申 请单，报对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门值班人员，经批准后方可实施。17.8.6 影响一次设备及保护、安控装置正常运行的通信、自动化系统和设备的检验检修，其运行维护

单位还应同时向相关调度机构办理停修申请书并履行相关手续。17.8.7 影响通信、自动化系统和设备运行的一次设备检修工作，其运行维护单位除履行一次设备检修

所规定的手续外，还应向相关电力通信、调度自动化管理部门办理申请并履行相关手续。17.8.8 通信、自动化系统和设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门值班人员取得联系，汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后

方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后应尽快汇报。17.8.9 通信、自动化系统和设备检修工作开始前，运行维护人员应与对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门值班人员联系，得到同意后方可工作。设备恢复运行后，应及时汇报，取得认可后 方可离开现场。26

17.8.10 一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，其通信、自动化设备（含 AGC 执行装置）均不

得停电或退出运行，有特殊情况需停电或退出运行时，需提前 4 个工作日办理设备停运申请。

17.8.11 自动化主站系统的故障检修，由调度自动化管理部门值班人员及时通知本单位相关部门并办

理有关手续后方可进行，必要时应汇报主管领导；如影响到相关调度机构传送的自动化信息时，应及时

通知相关调度自动化管理部门值班人员。

17.8.12 通信系统和设备的故障抢修应遵循先电力调度、保护、安控业务，后其它业务；先国网、华

中网、省网，后地区网；先主干，后支线；先抢通，后修复的原则。在紧急情况下，若需改变以上顺序，应事先征得省调通信调度的同意。

17.8.13 厂站一次设备检修时，如影响自动化系统的正常运行，应将相应的遥信信号退出运行，但不

得随意将相应的变送器退出运行。一次设备检修完成后，应检查相应的自动化设备或装置恢复正常及输

入输出回路的正确性，同时应通知调度自动化管理部门值班人员，经确认无误后方可投入运行。

17.8.14 通信电路、设备检修时，应采取组织临时迂回通道等措施，避免中断通信业务。17.8.15 复用保护、安控通信电路的设备运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行。

17.8.16 通信电路发生故障中断时，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施首先恢复调度通

信电路，再进行故障抢修和分析。

17.8.17 通信设备发生故障引起通信电路中断，应及时通知相关用户，说明故障影响的范围、应急措

施，同时向相关电力通信管理部门汇报。

17.8.18 在电路、设备抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时拆除，恢复正常运行方式。18 系统稳定 18.1 一般原则

18.1.1 四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负责、机网协调的原则进行。18.1.2 系统稳定管理职责

18.1.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的机网协

调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

18.1.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括与主网解列运行方式）安全稳定计算分

析和安全稳定方面的机网协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措 施。

18.1.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调度机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行

电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网

安全的机网协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。18.1.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调度机构有关电网安全稳定的要求和控制措 施。

18.1.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调度机构有关电网安全稳定的要求和

控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。

18.1.3 各级调度机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上

级调度机构管辖设备的部分应经上级调度机构审核。

18.1.4 调度机构应对运行方式以及周、日调度计划和特殊运行方式等进行安全稳定校核。

18.2 系统稳定监控职责 18.2.1 值班调度员应按照稳定规定的要求，对电力系统实施监视和控制，负责保持调度管辖设备在稳

定限额内运行。出现超稳定限额运行情况时，应立即采取措施予以消除。18.2.2 发电厂、变电站及监控中心运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限

额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。27

18.2.3 当电力系统出现特殊运行方式时，调度机构应专题计算稳定限额，并在停修申请书批复时将特

殊运行方式的稳定限额逐级下达给监控单位执行。18.3 系统稳定运行规定

18.3.1 为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。18.3.2 正常情况下，电力系统不应超安全稳定限额运行。因特殊原因需超稳定限额运行时，省调调度

管辖设备应经省公司分管领导批准；地调调度管辖设备应经电业局（公司）分管领导批准；上级调度机

构委托调度管理或许可的设备还应得到上级调度机构的批准或许可。上述情形均应预先做好事故预案和

稳定破坏时的处理措施。

18.3.3 在负荷调整和倒闸操作时，应按要求提前调整线路潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自 动装置动作。

18.3.4 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，需要采取安全控制措施的应立即通知值班调 度员执行。

18.3.5 220kV 及以上系统设备无快速保护运行时，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。

如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公

司分管领导批准。

18.3.6 影响 220kV 及以上电力系统正常运行的系统性试验，试验单位应提前 60 日向省调提出书面申

请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。

18.3.7 发电厂涉网安全稳定运行要求 18.3.7.1 发电机组励磁系统（含 PSS）、调速器等涉网安全稳定自动装置的技术性能参数应达到有关

国家标准、行业标准和涉网安全稳定机网协调的要求，并按调度机构要求进行参数实测、建模和 PSS、一次调频、进相等试验。上述设备经技术改造或更新后，应重做相关试验，并提前 90 日向调度机构报

送有关资料，若设备技术性能发生改变，发电厂还应重新进行并网安全性自评价。

18.3.7.2 影响系统安全稳定的发电机励磁调节器和调速器等应投入要求的自动控制模式，未经值班调

度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组 PSS 参数、低励限制定值、调差系数和一次调频定值等

应严格按调度机构下达的定值整定，不得擅自启停功能和更改定值。18.3.7.3 发电机励磁调节器应投入自动电压闭环控制模式，不得采用无功恒定或其它控制模式。机组 的计算机监控系统也应投入电压闭环控制模式，除手动或 AVC 调节的短时间外，不允许采用无功恒定或 其它控制模式。

18.3.7.4 涉及系统安全稳定的发电厂机组定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激

磁、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压等保护的配置和整定应满足有关规程规定和涉网安全稳

定机网协调要求。继电保护及安全自动装置 19.1 运行管理

19.1.1 各级调度机构应制定继电保护及安全自动装置调度运行规程。运行维护单位应编写现场运行规

程，并报有关部门备案。

19.1.2 继电保护及安全自动装置的投退和定值更改必须按相关规定或调度指令执行，现场具体操作按

现场运行规程执行。

19.1.3 值班调度员应熟悉系统继电保护及安全自动装置的配置、运行规定和整定运行方案，了解动作

原理和整定原则。现场值班人员应熟悉本站（厂）所配置的继电保护及安全自动装置，熟悉继电保护及

安全自动装置的现场运行规程。新型继电保护及安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员和现

场值班人员技术交底。

19.1.4 省调负责制定 220kV 及以上变压器中性点接地方式，地调负责制定管辖范围内的 110kV 变压器

中性点接地方式。改变变压器中性点接地方式时，应经相关调度机构批准。28

19.1.5 调度机构应对继电保护及安全自动装置进行调度命名，若设备配置了两套及以上的继电保护及

安全自动装置，还应对各套装置进行调度编号。

19.1.6 运行中的继电保护及安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，运行值班人员

应立即向值班调度员汇报，按调度指令及现场运行规程进行处理，及时通知维护部门消缺。紧急情况下，可不待调度指令，按现场规程将继电保护及安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。19.1.7 继电保护及安全自动装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度员汇报装置动作情况，并作 好记录，装置动作信号记录完毕后方可复归。同时还应收集整理装置动作报告、故障录波装置录波图及

行波测距装置结果等报调度机构。

19.1.8 继电保护及安全自动装置动作后，运行单位应立即进行处理和分析，调度机构应指导运行单位

进行事故分析。

19.1.9 继电保护装置应按规定投入，不允许一次设备无保护运行。

19.1.10 220kV 及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。遇下列特殊情况设备需运行时，属省

调调度管辖的应经省调分管领导批准，属省调许可设备的应经电业局（公司）分管领导批准、省调同意。

a)220kV 线路失去全线速动保护；

b)500kV 断路器失去断路器保护；

c)220kV 母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。

19.1.11 调度机构应制定微机保护装置软件版本管理办法，统一管理调度管辖范围内微机保护装置的 软件版本。

19.1.12 运行维护单位应有完整的继电保护及安全自动装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统

计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调度机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包

括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。

19.1.13 调度机构负责调度管辖范围内的继电保护及安全自动装置动作统计、分析和评价，发电厂负

责本厂设备的继电保护及安全自动装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月报送省调。

19.1.14 省调、地调应建立调度管辖范围内的保护及故障信息管理系统主站，相关厂站应建立保护及

故障信息管理系统子站。各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护。该

系统的检验管理同继电保护装置。19.2 继电保护定值管理

19.2.1 继电保护定值的整定计算应符合《220-500kV 电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电

机变压器组继电保护整定计算导则》、《3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程》的规定。19.2.2 调度机构负责制定调度管辖范围内系统保护装置整定运行方案、保护装置整定计算及定值

管理规定，并负责调度管辖范围内系统保护的整定。19.2.3 发电厂内发电机、变压器等设备的保护定值由发电厂自行负责整定（特殊情况按规定执行）。

发电机组的定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激磁、失步、失磁保护及主变零序

电流、零序电压的配置方案和整定方案及定值应满足有关规定并报调度机构审核。19.2.4 变电站内的站用变压器、低压电抗器、低压电容器保护定值由设备运行单位负责整定，并负责

将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案。19.2.5 主变压器、高压电抗器的非电量保护和串联补偿装置本体保护由设备运行单位负责整定。

19.2.6 调度机构之间、调度机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等

值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守，以满足分界点定值的整定

计算要求。分界点的整定应遵循局部服从全局、下一级电压系统服从上一级电压系统、局部问题自行消

化的原则，并兼顾局部或下一级电压系统的要求。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事

先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。

19.2.7 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值

必须满足上级调度机构所提出的要求。

19.2.8 调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对。29

19.3 定值单管理

19.3.1 定值整定单位应编制并下达继电保护和安全自动装置定值单。19.3.2 继电保护和安全自动装置定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。定值单的启用、更换、作废应按调度指令执行。19.3.3 调度机构、运行值班单位、运行维护单位所执行的继电保护和安全自动装置定值单应一致。

19.3.4 继电保护和安全自动装置应依据定值单整定，并按照调度指令启用。

19.3.5 运行维护单位如遇定值偏差或其它问题无法执行定值单时，应与定值整定单位核实、协商，由

整定单位确定处理方案。

19.3.6 临时或特殊运行方式需要更改继电保护和安全自动装置定值时，可由定值整定单位下达临时或

特殊方式定值。紧急情况下，值班调度员可先改变运行方式，后联系定值整定部门进行定值更改。

19.3.7 继电保护和安全自动装置定值单不应涂改，如需改动，应下发新的定值单。19.3.8 继电保护和安全自动装置执行新定值单前，运行值班人员应与值班调度员核对定值单编号。

19.4 装置管理

19.4.1 继电保护和安全自动装置应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定及电力系统反事

故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。

19.4.2 调度机构应制定继电保护和安全自动装置配置与选型原则。

19.4.3 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑继电保护和安全自动装置的配置与选型方案。在设

计审查及招评标过程中，下列装置的配置与选型应经相应调度机构继电保护部门审核。19.4.3.1 变电站的线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿装置等设备的继电保护装置。

19.4.3.2 并网发电厂的发电机、变压器、线路、母线、高压电抗器、断路器等设备的继电保护装置。

19.4.3.3 安全自动装置。

19.4.3.4 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。

19.4.4 在四川电力系统首次使用的 220kV 及以上设备保护装置，应通过省调组织的入网动模试验。凡

在四川电力系统挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调度机构及生技部门共同审批。

19.4.5 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行情况及使用年限，提出更新改造计

划，调度机构应参与审核。

19.4.6 调度机构负责制定继电保护和安全自动装置的反事故措施，规划、设计、基建及运行维护单位 负责实施。

19.4.7 继电保护和安全自动装置发生不正确动作后，调度机构应组织或参与调查分析，形成事故分析

报告，并督促相关单位落实整改措施。

19.4.8 新投运或更换继电保护和安全自动装置，应向调度机构办理新设备投运申请或异动报告，并按

规定提前报送资料。新投运保护装置或保护电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。19.4.9 当系统的继电保护和安全自动装置因安全稳定要求进行更新或改造时，相关发电厂应按调度机

构的要求予以配合。

19.4.10 行波测距、故障录波、继电保护及故障信息管理系统子站装置等应投入运行，退出时，应经

调度机构批准。基建工程中应与一次设备同步投运。19.5 检验管理

19.5.1 运行中的继电保护和安全自动装置应按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《四川电

网继电保护及安全自动装置检验工作管理规定》等要求进行检验。

19.5.2 运行维护单位应根据检验规程制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期进行

继电保护和安全自动装置的检验。

19.5.3 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定继电保护和安全自动装置检验计划，并将

检验完成情况及时报调度机构。继电保护和安全自动装置的定期检验应配合一次设备的检修同时进行。

19.5.4 接入电力系统运行的继电保护和安全自动装置所用的通道设备应按有关规程要求进行调试并

定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。30

19.5.5 行波测距、故障录波、继电保护及故障信息管理系统子站装置等的检验应按照继电保护装置检

验管理的要求进行。

19.6 220kV 及以上系统继电保护装置运行操作规定 19.6.1 线路保护

19.6.1.1 在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投运。投运前，线路两侧厂

站值班人员应测试纵联保护通道正确。

19.6.1.2 当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。19.6.1.3 线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同。19.6.1.4 500kV 线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。19.6.1.5 500kV 线路停运、而开关合环运行时，应投入短引线差动保护。19.6.1.6 500kV 线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

19.6.1.7 500kV 线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。

19.6.1.8 220kV 线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调

整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。

19.6.1.9 配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备

用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同。

19.6.1.10 在任何情况下，线路输送功率不应超过距离 III 段阻抗值整定允许的功率。19.6.1.11 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

19.6.1.12 在 110kV、220kV 厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内 开关零序保护。

19.6.1.13 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机

（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。

19.6.2 母差保护和断路器失灵保护

19.6.2.1 母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，应按现场运行规程调整母差保 护运行方式。

19.6.2.2 500kV 母线不允许无母差保护运行。特殊情况下 220kV 母线无母差保护运行时，应按规定调

整相关保护定值。

19.6.2.3 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作

为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。

19.6.2.4 开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。19.6.2.5 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。19.6.2.6 配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用。

19.6.2.7 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护 也应停用。

19.6.3 变压器和电抗器保护

19.6.3.1 500kV 变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

19.6.3.2 220kV 变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。

19.6.3.3 变压器充电时，主变保护应按规定投入跳闸。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统

造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV 主变压器退出差动保护应经省调分管领导批 准）。

19.6.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变

时，应按现场规程调整中性点接地保护。

19.6.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，（中）当高压侧开关断开运行时，（中）高

压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。19.7 安控装置管理 31

19.7.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由

两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。

a)根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能；

b)联切机组（并网线路）和负荷功能；

c)低频、低压就地切负荷功能；

d)高频、高压就地切机（并网线路）功能；

e)设备过载联切机组功能；

f)失步解列功能。

19.7.2 调度机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、电业局（公司）、电力用户负责

根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场 运行规程。

19.7.3 调度机构负责安控装置及有关通道的调度管理，发电厂、电业局（公司）、电力用户负责安控

装置及有关通道的运行管理及维护工作。

19.7.4 未经调度机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。19.7.5 安控装置的定值应按调度机构下达的定值单整定。启停安控装置及其有关功能等，均应按值班

调度员的调度指令执行。未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变安控装置 的运行方式。19.7.6 各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合切负荷方案的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。19.7.7 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。19.7.8 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。19.7.9 安控装置的启停

19.7.9.1 安控装置启用应注意：

a)确认系统的运行方式，核对安控装置的定值；

b)根据启停调整通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能；

c)检查并确认有关厂站的安控装置工作正常；

d)按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能；

e)启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需

向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。19.7.9.2 安控装置停用应注意：

a)确认系统的运行方式；

b)根据启停调整通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能；

c)按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能；

d)停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电

站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。

19.7.10 安控装置的运行

19.7.10.1 现场运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机

情况确定所切机组）、装置异常或故障的处理。

19.7.10.2 当系统运行方式变化时，应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因

故停运时，应相应调整系统运行方式。

19.7.10.3 安控装置异常时，应及时向省调值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。19.7.10.4 安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部

分停运。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。32

19.7.10.5 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集

切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。19.7.11 安控装置的联调 19.7.11.1 安控装置的联调应由调度机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。19.7.11.2 调度机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应 的调试细则。

19.7.11.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。19.8 电力系统低频、低压自动减负荷管理

19.8.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施，地调应根据省调下

达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。19.8.2 各地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本

地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。

19.8.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。19.8.4 低频、低压自动减负荷装置的运行管理

a)正常情况下，装置应按要求投入运行，并保证能够有效切除负荷；不应擅自将装置退出运行

或通过备用电源自动投入装置转供所切负荷。

b)装置的定期检验和更改定值应经值班调度员同意方可进行。

c)装置动作后，厂站运行值班人员应立即向值班调度员汇报，并逐级汇报到省调，未经省调值

班调度员同意不得恢复送电。

d)各地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际

投运情况进行统计和分析，并报送省调。19.9 备用电源自动投入装置的管理

19.9.1 调度机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护

单位应组织制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。

19.9.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求：

a)备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最

终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。

b)对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投

装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。

c)备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行

要求。

19.9.3 变电站运行值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置、投退相关压板，并根据现

场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。20 调度自动化 20.1 一般原则 20.1.1 各电业局（公司）应设置相应的调度自动化管理部门，发电企业及变电站的运行维护单位应设

置负责子站设备运行维护的部门及专职（责）人员。

20.1.2 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年

以上者，上岗前应重新进行考核。新设备投入运行前，应对运行值班人员和专责维护人员进行技术培训 和技术考核。

20.1.3 调度自动化主站系统运行管理由调度自动化管理部门负责，厂站调度自动化设备的日常巡视和

运行维护由各电业局（公司）、发电厂自动化子站设备维护部门负责。调度自动化管理部门对所辖的发

电厂、变电站自动化子站维护部门实行专业技术归口管理。33

20.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足

电力系统调度运行管理的需要。20.2 调度自动化管理部门主要职责

20.2.1 负责调度管辖范围内自动化系统运行的归口管理和技术指导工作。20.2.2 负责制定调度管辖范围内自动化系统的运行、检验的规程、规定。20.2.3 负责本调度机构主站系统的建设和安全运行、维护，保证向有关调度传送信息的正确性和可靠 性。

20.2.4 参加调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计审查、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。

20.2.5 监督调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。20.2.6 参加审核调度管辖范围内子站设备更新改造项目。20.2.7 审批调度管辖范围内子站设备的定检计划和临检申请，制定主站系统的技术改造和大修计

划并负责实施。

20.2.8 负责调度管辖范围内自动化系统运行情况的统计分析。20.3 厂站调度自动化子站维护部门主要职责

20.3.1 参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站设备各阶段的设计、招评标等工作。20.3.2 负责和参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并 参加培训。

20.3.3 制定运行维护范围内子站设备的现场运行规程及使用说明。20.3.4 负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作。

20.3.5 提出运行维护范围内子站设备临时检修（临检）申请并负责实施。

20.3.6 制定运行维护范围内子站设备定检计划、更新改造工程计划并负责实施。20.3.7 负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析，保证向有关调度传送信