华中电力系统调度管理规程

第一篇：华中电力系统调度管理规程

华中电力系统调度管理规程

2007-11-20发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 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┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录）华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录）华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录）华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录）华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录）华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57

I

前 言

为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。

本规程的附录A、附录G、附录J、附录K、附录L、附录M为资料性附录。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。

本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他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

GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 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 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 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 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 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 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 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 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语

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[2003]298号 电网调度系统安全性评价（网、省调部分）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 国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法

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）

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 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 电力系统

由发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。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

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。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

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 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（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

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。3.11 4

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 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人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 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。3.15 国调紧急控制设备

电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。

3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

值班调度人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

值班调度人员发布的不涉及其他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 状态令

值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作

在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 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。3.23 事故备用容量

为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入年度、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 PSS 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.28 特殊运行方式

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，电厂或电网相应的运行方式。

3.29 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.30 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、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。3.31 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。3.32 保护及故障信息管理系统

由厂站内的收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.33 调度自动化系统

由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8

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。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)系统、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.34 电力通信网

由各种传输、交换、终端等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）。3.35 电力通信机构

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机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各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 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。

4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、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及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。4.7 网调依照本规程所制定的关于华中电力系统继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信的调度管理规程，与本规程具有同等效力。4.8 省调应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中电力调度机构（以下简称网调）；

──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10

班单位。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度运行值班合格证书》后，方可与调度机构进行调度业务联系。对同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构 6.1 机构设置

6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。

6.1.3 调度机构的任务是：

a)保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的

标准；

b)按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要； c）按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.2 网调的职责和权限 6.2.1接受国调的调度指挥。

6.2.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。6.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.2.4 负责指挥华中电力系统调频、调峰及调度管辖系统电压调整。6.2.5 负责组织实施华中区域电力市场中短期和实时交易。

6.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。

6.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发供电调度计划。

6.2.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.2.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责网公司通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。

6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.2.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.2.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职责。6.3 安全管理

6.3.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.3.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。6.3.3 调度机构应编制和落实本机构年度反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。

6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.3.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。6.3.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。6.3.7 调度机构应编制突发事件应急预案并定期演练。6.4 专业管理

6.4.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。6.4.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修、事故分析、消缺

反措及技术改造等方面的技术职责。

6.4.3 调度机构应编制电力系统年度运行方式。华中电力系统年度运行方式主要内容见附录A。

6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

6.4.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实年度专业培训计划。

6.4.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。

6.4.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：

a）华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置； b）220kV省间联络线； c）部分接于220kV系统的电厂。

7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。

7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。

7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。

7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。

7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。

7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围 7.4.1 通信机构的调度管辖范围为：

a)本电网企业使用的全部业务通道； b)本电网企业负责组网的通信设备；

c)同级调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备及线路上的架空地线复合光缆（以下简称OPGW）；

d)上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。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人员许可，任何人不应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按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经相应调度机构值班调度人员许可。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

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人员。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人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电16

厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表及保障电力系统安全运行的限电序位表。

8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调应向网调履行检修申请、审批手续。

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

8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。

8.10 非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网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 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构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机构的许可。

8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上

级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。

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人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布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应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不应干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

9.4 电网企业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人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18

人员发布调度指令。

9.5 下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，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的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。

9.7 当发生违反调度规程的行为时，相关调度机构应立即组织调查，依据相关法律、法规和规定处理。10 系统操作 10.1 操作制度

10.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳

定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

10.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

10.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

10.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。

10.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。10.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。

10.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

10.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

10.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）拉合单一的开关、刀闸、接地刀闸； c）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； d）更改系统稳定措施；

e）机组由运行转为停机备用或由备用转为开机并网； f）投退AGC、PSS、一次调频功能。10.1.8 操作前应考虑如下问题：

a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定； d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；

f）对电力通信、调度自动化的影响。

10.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）交接班时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）系统发生事故时；

d）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。10.2 设备停、送电操作一般规定

10.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

10.2.2 对于常规稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。

10.2.3 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。10.3 并列与解列操作一般规定 10.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。10.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

10.3.3 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。10.4 合环与解环操作一般规定

10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。

10.4.2 合环前应将合环点两端电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过22

40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。10.4.3 合环时，合环角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。10.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。10.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。10.5 开关操作一般规定

10.5.1 开关合闸前应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

10.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

10.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。10.6 刀闸操作一般规定

10.6.1 可用刀闸进行下列操作：

a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b)拉、合变压器中性接地点；

c)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，应先退出开关操作电源)； d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

10.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

10.6.3 不应用刀闸拉、合500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。10.7 线路操作一般规定

10.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。10.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂、一侧为变电站，宜在变电站侧停、送电，发电厂侧解、合环(或解、并列)；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压低的一侧停、送电，电压高的一侧解、合环(或解、并列)。10.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。

10.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

10.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

10.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。10.8 变压器操作一般规定

10.8.1 变压器并列运行条件： a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

当电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。

10.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。10.8.3 变压器充电或停运前，应推上变压器中性点接地刀闸。

10.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。

10.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。

10.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。

10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

10.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入。

10.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。10.10 发电机操作一般规定

10.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。10.10.2 发电机应采取准同期并列。

10.10.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。10.11 母线操作一般规定

10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

10.11.2 用母联开关向母线充电时，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。

10.11.3 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。

10.11.4 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。10.12 零起升压操作一般规定

10.12.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。10.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。

10.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。10.12.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关误合造成非同期并列。

10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。

表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式

线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线葛换Ⅰ、Ⅱ回线清换线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线零起升压接线方式大江一台机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪两台机水布垭一台机 11 事故处理 11.1 事故处理制度

11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其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。

11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；

b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

11.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

11.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事

故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电； b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。11.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报一次设备的状态，经检查后再详细汇报如下内容： a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况； d)其他相关设备状态及潮流情况。

11.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。

11.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。

a)上级调度机构调度许可设备故障；

b)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；

c)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定极限的； d)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的； e)需要上级调度机构协调或配合处理的。

11.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列28

孤网运行时，已解列电网内的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

11.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施： a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援；

b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。

11.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故的正确性。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

11.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。

11.1.12 处理事故时，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人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。

11.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、自动化等专业人员协助事故处理。

11.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。

11.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。11.2 电网频率异常及事故的处理

11.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。11.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

11.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。

11.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。11.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

11.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。但在增加出力的过程中不应使相应的输电线路过负荷或超过稳定规定。

11.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电。11.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。

11.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖30

市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。

11.2.6 当频率下降到低频减负荷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该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。

11.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，并向值班调度人员汇报。未经值班调度人员下令，不应送电或并列。11.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 11.2.8.1 调频厂将出力减至最低。

11.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

11.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。11.3 系统电压异常及事故的处理 11.3.1 系统电压降低时的处理办法：

11.3.1.1 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

11.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事

故限电序位表”限电，并及时向值班调度人员汇报。值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。

11.3.1.3 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。

11.3.1.4 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

11.3.1.5 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。

11.3.2 系统电压升高时的处理办法：

11.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、投退无功补偿设备，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

11.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

11.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。11.4 线路的事故处理

11.4.1 线路故障跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

11.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。11.4.3 故障线路强送原则：

a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。

b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。

f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。11.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。11.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。

a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电；

d）改变系统接线方式。

11.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据并经电网企业主管生产领导批准。11.5 发电机的事故处理

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

11.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

11.5.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。

11.5.4 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。

11.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。11.6 变压器事故处理

11.6.1 变压器过负荷的处理方法：

a）受端系统加出力； b）投入备用变压器； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

11.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第11.6.1条34

处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。11.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

11.7 500kV并联电抗器故障处理

11.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

11.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

11.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.8 母线的事故处理

11.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

11.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：

a）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。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。

11.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。11.9 开关异常及事故的处理

11.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

b）其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

11.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。

b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。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他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。

11.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关； d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。11.10 互感器异常及事故的处理

11.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。

11.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。11.11 切机切负荷装置动作的处理

11.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。11.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，恢复所

切机组和所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，并恢复所切机组和所切负荷。

11.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关断开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。11.12 振荡处理

11.12.1 异步振荡主要现象：

11.12.1.1 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。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。

11.12.1.2 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。

11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，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。

11.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高、受端频率降低，且略有波动。11.12.2 同步振荡主要现象：

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

11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。

11.12.2.3 发电机及电网频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。11.12.3 异步振荡的处理方法：

11.12.3.1 频率升高的发电厂，应不待调度指令立即降低机组有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。

11.12.3.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令立即增加机组有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50赫兹以上，直至振荡消除。

11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，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。11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）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、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

11.12.3.5 振荡时，未经值班调度人员许可，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)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

11.12.3.6 如振荡因机组非同期合闸引起，电厂运行值班人员应立即解列该机组。

11.12.3.7 因环状电网（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开关；

11.12.3.8 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时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。

11.12.3.9 经采取11.12.3.1-11.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定选择合适的解列点解列，防止扩大事故，电网恢复稳定后，再进行并列。11.12.3.10 解列后，省（直辖市）网或省（直辖市）网内已解列局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。11.12.4 同步振荡的处理方法：

11.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令退出机组AGC、AVC，增加机组无功出力，并立即向值班调度人员汇报。

11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，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。

11.12.4.3 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，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。

11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

11.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。

11.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。

11.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系40

恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

11.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。11.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定

11.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。11.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

11.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流大幅度变化时及时汇报； 11.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。12 调度汇报

12.1 发生《全国电网调度管理规程》关于电网运行情况汇报的规定中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。12.3 发生严重电网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，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂

（站）停电；

b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；

d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

12.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运； c）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。13 调度计划 13.1 原则规定

13.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。

13.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、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。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、42

灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。

13.1.3 检修计划的编制，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，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

b）水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。

c）发电和输变电、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。d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

13.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

a）负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b）事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；

c）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%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。13.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

13.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。

13.2 发电、供电调度计划编制

13.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据年度分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、年度发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。

b)每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电预计及分配、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。

13.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求44

如下：

a)每日12时前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日12时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调，c)每日16时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。 13.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。13.3 负荷预测

13.3.1 调度机构应进行年度、月、日和超短期负荷预测。

13.3.2 年度负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

13.3.2.1 年度负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：

a)

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。13.3.2.2 年度负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷； c)

分地区年、月最大负荷；

d)标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。13.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

月用电量； b)

月最大负荷； c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

13.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。13.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。

13.4 网调检修管理

13.4.1 华中电网内国调调度管辖、调度许可设备的检修，按国调相关规定执行。

13.4.2 每年9月30日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下年度发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备年度检修预安排计划上报国调。

13.4.3 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应依46

第二篇：华中电力系统调度管理规程07

华中电力系统调度管理规程

2007-xx-xx发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

批准人：卢放

审核人：郑俊杰、梁虹

主要起草人员：李群山、崔云生、凌卫家、黄争平

参加编写人员：朱江、刘天斌、金延、刘进伟、肖昌育、何毅斌、苏玲、吕东晓、张德泉、王春明、陈学道、王健、王强、李勇、李锴、孙新德、李锋、徐友平、蔡敏、杨军、汤卫东、黄子平、甘凌、王汉青、张祥、肖华、汪剑波

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 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┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 10 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10 12 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈14 13 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 14 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 15 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈32 附录A（资料性附录）华中电力系统运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈42 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈46 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈48 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈50

I

前 言

为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。本规程的附录A、附录G为资料性附录。

本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。

II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。

本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。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令第5号 电力二次系统安全防护规定 国家电力监管委员会令第22号 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 14285-2006 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 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 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 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 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 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 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 1040 电网运行准则

电监安全[2006]34号 关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知 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

国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法 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）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 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 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、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。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

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度 电力调度机构（以下简称调度机构）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

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 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（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

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。3.11 调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围 电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 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人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 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。3.15 国调紧急控制设备

电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

值班调度人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

值班调度人员发布的不涉及其他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 状态令

值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作

在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 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。3.23 事故备用容量

为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 电力系统稳定器（PSS）

发电机自动电压调节器中的一种附加励磁控制装置。它的主要作用是给电压调节器提供一个附加控制信号，产生正的附加阻尼转矩，来补偿以端电压为输入的电压调节器可能产生的负阻尼转矩，从而提高发电机和整个电力系统的阻尼能力，抑制自发低频振荡的发生，加速功率振荡的衰减。3.28 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.29 特殊运行方式

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，电厂或电网相应的运行方式。3.30 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.31 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、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。3.32 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。3.33 保护及故障信息管理系统

由厂站内收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.34 调度自动化系统

由厂站内采集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生产、管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.35 4 电力通信网

由各种传输、交换、终端等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）。3.36 电力通信机构

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机构。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各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 电力调度应遵守国家有关法律、法规、政策的规定，并符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。

4.5 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、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及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。

4.7 华中区域电力调度机构依照本规程所制定的《华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程》、《华中电力系统调度自动化调度管理规程》、《华中电力系统电力通信管理规程》，与本规程具有同等效力。

4.8 省（直辖市）电力调度机构应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中区域电力调度机构（以下简称网调）；

──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值班单位。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，方可与该调度机构进行调度业务联系。同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度系统运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构值班调度人员名单亦应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构 6.1 机构设置

6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置电力调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。6.2 调度机构的任务

6.2.1 保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。

6.2.2 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

6.2.3 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.3 调度机构的职责和权限 6.3.1 网调的职责和权限如下： 6.3.1.1接受国调的调度指挥。

6.3.1.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。

6.3.1.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.3.1.4 负责指挥华中电力系统的调频、调峰及调度管辖系统的电压调整。6.3.1.5 负责实施华中区域电力市场电力交易。

6.3.1.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。

6.3.1.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发、供电调度计划。6.3.1.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。6.3.1.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责华中电网有限公司（以下简称网公司）通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。6.3.1.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.3.1.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.3.1.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.3.1.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.1.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职权。6.3.2 省调的职责和权限如下： 6.3.2.1接受网调的调度指挥。

6.3.2.2 负责对本省（直辖市）电力调度系统实施调度管理。6.3.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.3.2.4 负责指挥本省（直辖市）电力系统的调峰、省间联络线功率控制及调度管辖系统的电压调整。

6.3.2.5 参与华中区域电力市场电力交易。负责实施本省（直辖市）电力市场电力交易。6.3.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行网调下达的运行方式。

6.3.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行网调下达的发、供电调度计划。6.3.2.8 在网调的统一领导下，负责本省（直辖市）电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.3.2.9 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理。6.3.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.3.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.3.2.12 参与本省（直辖市）电力系统的规划及工程设计审查。6.3.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.2.14 负责制定事故限电序位表和超计划用电限电序位表，经省（直辖市）人民政府批准后执行，并报网调备案。

6.3.2.15 行使上级电网管理部门及网调授予的其他职权。6.3.3 地调、县调的职责和权限，由相应省调予以确定。6.4 安全管理

6.4.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.4.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。

6.4.3 调度机构应编制和落实本机构反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。6.4.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.4.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。

6.4.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。

6.4.7 调度机构应编制突发事件调度应急处理预案并定期演练。6.5 专业管理

6.5.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。

6.5.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修（检验）、事故分析、消缺反措及技术改造等方面的技术监督职责。6.5.3 调度机构应编制电力系统运行方式。华中电力系统运行方式主要内容见附录A。6.5.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。6.5.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实专业培训计划。6.5.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。6.5.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 调度管辖的一次设备范围划分原则

7.1.1.1华中电力系统内除国调调度管辖范围（见附录B）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置、220kV省间联络线，电力电量需跨省分配的电厂或同一流域内接于220kV系统的重要梯级水电厂由网调调度管辖。华中网调调度管辖的一次设备见附录C

7.1.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.2 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。

7.1.3 上级调度机构可将部分调度管辖设备委托下级调度机构调度管辖。网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。

7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构在厂站端的的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围

7.4.1 电网企业使用的全部业务通道，由该电网企业的通信机构调度管辖。

7.4.2 电网企业负责组网的通信设备（主要指传输、交换、数据网设备）及负责建设的为电网生产服务的全介质自承式光缆（ADSS）和普通光缆，由该电网企业的通信机构调度管辖。

7.4.3 调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备（主要指通信专用电源、配线架、监控设备）及输电线路上的架空地线复合光缆（OPGW），由该调度机构所在电网企业的通信机构调度管辖。7.4.4 上级通信机构可根据生产需要，指定某些通信设备调度管辖权的归属。

7.4.5 上述7.4.2、7.4.3条中不包括上级通信机构已指定由其他通信机构调度管辖的通信设备。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人员许可，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相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经上级调度机构值班调度人员许可，操作完毕后，应及时汇报上级调度机构值班调度人员。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

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人员。

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人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。

8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变许可设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调均应向网调履行检修申请、审批手续。

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

8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。

8.10 省调调度管辖范围内非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网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 下级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构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机构的许可。上级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响下级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应通知下级调度机构。

8.11.2 下级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。上级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响下级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前通知下级通信机构。

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人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布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应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，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下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。

9.4 电网企业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人员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布调度指令。

9.5 电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，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的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。10 频率与电压

10.1 频率

10.1.1 电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。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 华中电力系统频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分段考核。网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。

10.1.3 网调对省调进行省间联络线功率考核时应计及频率效应。各省（直辖市）电力系统频率效应系数由网调确定。10.1.4 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度人员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。

10.1.5 并入华中电力系统的100MW及以上火电、燃气轮机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组、抽水蓄能机组，均应具备AGC功能。

10.1.5.1 参加电网AGC运行的电厂，其厂内AGC功能应正常投入。10.1.5.2 参加电网AGC调整机组的调节参数（调节范围、调节速率等），由调度机构根据系统要求和机组调节能力确定。

10.1.5.3 电厂或机组远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度人员许可。10.1.6 华中电力系统内为保证频率质量而装设的低频自起动、高频切机等装置，应由相应调度机构统一整定，并报上级调度机构核准。其整定值的变更、装置的投退，均应得到相应调度机构值班调度人员许可后方可进行。当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，相关厂站运行值班人员应不待调度指令立即进行相应操作，并向调度值班人员汇报。10.1.7

网调值班调度人员可根据机组状况、水情和系统运行的需要指定某一直调水电厂为华中电力系统主调频厂。各省调也应确定本省（直辖市）电力系统内的主调频厂。主调频厂的调整范围为机组最大和最小可能出力。在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动调整并保持系统频率不超过（50±0.05）Hz或大区间（省间）联络线功率偏差在允许范围内。当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，应立即报告值班调度人员。

10.1.8

当省（直辖市）电网或地区电网与华中电网解列运行时，其频率的调整和控制，由所在省调负责。

10.2 电压

10.2.1 电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。

10.2.2华中电网内220kV及以上电压等级母线均为华中电网电压考核点，按调度管辖范围进行考核。

10.2.3 调度机构应按季（或月）编制电压考核点的电压曲线（对有调整手段的厂站宜编制逆调压曲线），并报上级调度机构备案。

10.2.4 发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。10.2.5 值班调度人员进行电压调整的主要办法有：

a)调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；

b)投切电容器、电抗器；

c)调整有载调压变压器分接头； d)改变电力系统运行方式。

10.2.6 采取10.2.5条所列措施后电压仍越限时，各级调度机构应配合进行调整。10.2.7 静止无功补偿装置参考电压及斜率由相应调度机构整定。10.2.8 发电机、调相机自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应满足调度机构的要求并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。11 系统操作

11.1 操作制度

11.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

11.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

11.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

11.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。10 每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。11.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。11.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。

11.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。11.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

11.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

11.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。11.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变； c）机组状态改变；

d）拉、合刀闸、接地刀闸；

e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； f）更改系统稳定措施；

g）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。11.1.8 操作前应考虑如下问题：

a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定；

d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对； f）对电力通信、调度自动化的影响。

11.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）系统发生事故时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）交接班时；

d）系统高峰负荷时段；

e）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.2 设备停、送电操作一般规定

11.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

11.2.2 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。

11.2.3 对于非微机（常规）稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。11.3 并列与解列操作一般规定 11.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。11.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

11.3.3 解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。11.4 合环与解环操作一般规定

11.4.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。

11.4.2 合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。

11.4.3 合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。

11.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。

11.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。11.5 开关操作一般规定

11.5.1 开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

11.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

11.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。

11.6 刀闸操作一般规定

11.6.1 可用刀闸进行下列操作：

a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b)拉、合变压器中性接地点；

c)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，应先退出开关操作电源)；

d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

11.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

11.6.3 不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。11.7 线路操作一般规定

11.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。

11.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环(或解、并列)，变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压高的一侧解、合环(或解、并列)，电压低的一侧停、送电。

11.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。11.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

11.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

11.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。11.8 变压器操作一般规定

11.8.1 变压器并列运行条件：

a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

当电压比和短路电压不符合上述要求时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。

11.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。

11.8.3 变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。

11.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。11.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。11.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。11.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

11.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入，线路电抗器停运或电抗器保护检修，应退出电抗器保护及启动远跳回路压板。11.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。11.10 发电机操作一般规定

11.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。11.10.2 发电机应采取准同期并列。

11.10.3 发电机正常解列：解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机出口开关，切断励磁。

11.11 母线操作一般规定

11.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

11.11.2 用母联开关向母线充电时，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。

11.11.3 3/2开关接线方式的母线正常充电操作，不应投入开关充电保护。

11.11.4 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。11.11.5 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。11.12 零起升压操作一般规定

11.12.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。

11.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。11.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。

11.12.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸拉开，防止开关误合造成非同期并列。

11.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压用发电机见表1。表1 允许零起升压的500kV线路及升压用发电机 线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线清葛线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线升压用发电机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪一台机水布垭一台机 12 事故处理

12.1 事故处理制度

12.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其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：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁； b)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； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。12.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

12.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。

a)将直接对人身安全有威胁的设备停电；

b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。12.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备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：

a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况。

12.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。

12.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。

a)上级调度机构调度许可设备故障； b)需要上级调度机构协调或配合处理的。

c)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； d)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的； e)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的；

12.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列孤网运行时，已解列电网内14 的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

12.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施：

a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援； b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。12.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或由调度部门负责人亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

12.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。

12.1.12 处理事故时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不得与上级值班调度人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。

12.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、自动化等专业人员协助事故处理。

12.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。交接班完毕后，交班人员亦可应接班者的请求协助处理事故。

12.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。12.2 电网频率异常及事故的处理

12.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。12.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

12.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。12.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调限电并明确限电数量，各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调事故限电并明确限电数量，各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。12.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

12.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。

12.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电，并控制省间联络线不超稳定限额。

12.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。12.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。12.2.6 当频率下降到低频减负荷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该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。12.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。12.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 12.2.8.1 调频厂将出力减至最低。12.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。12.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。12.3 系统电压异常及事故的处理 12.3.1 系统电压降低时的处理办法：

12.3.1.1 当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

12.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

12.3.1.3 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表”限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。12.3.1.4 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。12.3.1.5 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

12.3.1.6 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。12.3.2 系统电压升高时的处理办法：

12.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

12.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。12.4 线路的事故处理 12.4.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。12.4.3 故障线路强送原则：

a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。

b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。

12.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

12.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据，并经调度机构主管生产领导批准。12.5 发电机的事故处理

12.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。12.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

12.5.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。

12.5.4 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。12.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。12.6 变压器事故处理

12.6.1 变压器过负荷的处理方法：

a）受端系统加有功； b）投入备用变压器； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

12.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第12.6.1条处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。12.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

12.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。12.7 500kV并联电抗器故障处理

12.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

12.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

12.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。12.8 母线的事故处理 12.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

12.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。

b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行 检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。

12.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。12.9 开关异常及事故的处理

12.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

b）其他接线方式应拉开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

12.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应拉开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。

b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。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他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。

12.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；

d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。12.10 互感器异常及事故的处理

12.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。

12.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。12.11 切机切负荷装置动作的处理

12.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。

12.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。12.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关拉开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。12.12 振荡的处理

12.12.1 异步振荡的主要现象：

12.12.1.1 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。

12.12.1.2 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。12.12.1.3 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。12.12.1.4 失去同步的两个系统（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，18 且略有波动。

12.12.2 同步振荡的主要现象：

12.12.2.1 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。12.12.2.2 发电机机端和电网的电压波动较小, 无明显的局部降低。12.12.2.3 发电机及电网的频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。12.12.3 异步振荡的处理方法：

12.12.3.1 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49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。

12.12.3.2 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49.50赫兹以上，直至振荡消除。

12.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员的指令，退出机组的AGC、AVC装置，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。12.12.3.4 各级值班调度人员应迅速在频率升高侧，降低（送端）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。

12.12.3.5 在机组振荡时，未经值班调度人员许可，电厂运行值班人员不应将发电机解列(除现场规程有规定者外)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

12.12.3.6 如振荡是因机组非同期合闸引起的，电厂运行值班人员应立即解列该机组。

12.12.3.7 因环状电网（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；

12.12.3.8 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。12.12.3.9 如经采取12.12.3.1-12.12.3.8条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。

12.12.3.10 解列后，如果省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内已解列的局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内的振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。12.12.4 同步振荡的处理方法：

12.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加机组的无功出力，并立即向值班调度人员汇报。

12.12.4.2 值班调度人员应根据电网的情况，提高送、受端电压，适当降低送端的发电出力，增加受端的发电出力，限制受端的负荷。

12.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度人员汇报。12.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

12.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。

12.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。

12.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

12.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。12.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定 12.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。

12.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

12.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流超过稳定限额时及时汇报。

12.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。13 调度汇报

13.1 发生《国家电网调度系统重大事件汇报规定》中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

13.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。13.3 发生严重电网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，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。13.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂（站）停电； b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响； d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

13.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运；

c）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。14 调度计划

14.1 原则规定

14.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。

14.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、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。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。14.1.3 检修计划的编制，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。调度机构编制检修计划时应注意以下事项：

a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

b）水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。

c）发电和输变电、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。

d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。14.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

a）负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b）事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；

c）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%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。14.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

14.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。

14.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

14.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。14.2 发电、供电调度计划编制

14.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电建议计划报网调。

b)每月22日前，省调应将下月本网负荷预测、网调直调电厂发电建议计划报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。14.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每日11：30前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日15时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。

c)每日16时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调。14.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。

14.3 负荷预测

14.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

14.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

14.3.2.1 负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括： a)

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。14.3.2.2 负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷；

c)

分地区年、月最大负荷；

d)标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负 荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。

14.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

月用电量； b)

月最大负荷；

c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

14.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。

14.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。14.4 网调检修管理

14.4.1 华中电网内国调调度管辖、调度许可设备的检修，按国调相关规定执行。

14.4.2 每年10月20日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划上报国调。

14.4.3 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应依据检修计划，在每月21日17时前将下月的设备检修（含基建项目）预安排计划（其中国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划应于18日17时前）报网调。网调应在设备检修预安排计划基础上编制月度检修计划，其中国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划应于19日17时前报国调。网调月度检修计划随网调月发电、供电调度计划一并下达。14.4.4 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应按照网调月度检修计划安排，及时完成本单位相应的检修准备工作，并按14.4.5条的要求申报相应的检修工作申请票。14.4.5 华中网调检修工作申请票申报规定如下： 14.4.5.1 申报流程：

a)网调直调电厂内网调调度管辖设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票，网调审批； b)网调调度管辖线路、变电站设备的检修，由设备运行维护单位通过省调向网调申报检修工作申请票，网调审批；

c)网调调度许可设备的检修，由省调向网调申报检修工作申请票，网调许可； d)国调调度许可设备的检修，由设备运行维护单位通过省调向网调申报检修工作申请票，网调审批后报国调许可。

14.4.5.2 申报时间：

a)

“五一”、“十一”、春节或重大保电期间的设备检修，设备运行维护单位应于节假日或重大保电期前5个工作日的11:30前向网调申报检修工作申请票，网调于节假日或重大保电期前2个工作日18:00前批复。b）

其他时段的设备检修，设备运行维护单位应于检修工作申请开工时间前3 个工作日的11:30前向网调申报检修工作申请票，网调于批准开工时间前1个工作日18:00前批复。

14.4.6 检修工作申请票的内容应包括申请单位、申请人、填报时间、检修类别、检修内容、停电范围、注意事项、检修起止时间、对有关一、二次设备的影响等。检修工作申请票的填报应使用规范的设备名称、编号和电网调度规范用语。

14.4.7 检修工作申请票应经网调相关专业部门会签、网调主管生产领导批准后批复申报单位。申请开工时间七日后仍未批复的，该检修工作申请票作废，网调应将未批准原因通知申报单位；仍需检修的，重新办理检修工作申请票。

14.4.8 已批准的检修工作申请票应按下列规定办理开工和终结手续。

14.4.8.1 网调批复的设备检修工作，应得到网调值班调度人员调度指令方可开工。14.4.8.2 检修工作申请票应按批准的工期按时开工。申请单位遇特殊原因无法按时开工的，应及时22 向网调汇报；因系统原因无法按时开工的，网调应向申请单位说明原因。在批准开工时间三日后仍未开工的，该检修工作申请票作废。

14.4.8.3 检修工作申请票应在批准的工期内终结。检修工作如不能按期终结，应在批准的检修工期结束48小时前提出延期申请；计划检修工期不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束6小时前提出延期申请，且只允许因气候原因影响人身和设备安全不能继续进行检修而提出。延期手续只能办理一次。

14.4.8.4 已开工的检修工作，如需增加工作项目，在检修工作的安全措施和工期不变的情况下，征得网调值班调度人员同意后可以进行。如安全措施或工期有变化，应重新向网调申报检修工作申请票。14.4.8.5 电网出现紧急情况时，网调值班调度人员有权中止已开工的检修工作。14.4.9 设备检修的起止时间从网调值班调度人员命令检修工作开工时开始，到检修工作完工向网调值班调度人员汇报终结为止。

14.4.10 网调值班调度人员有权批准下列临时检修工作：

a）设备异常或故障后的事故检修（事故检修如需变更电力系统运行方式，应经调度机构主管生产领导批准）；

b）仅需退出一套保护装置的临时检修； c）低压电抗器、低压电容器的临时检修； d）以下两类线路带电作业。

1）不需退出线路重合闸的带电作业；

2）在双回（或双回以上）输电线路其中一回线上的需退出线路重合闸当日可完工的带电作业。

上述a）－c）项检修时间如超过24小时，设备检修单位应在次日补办检修工作申请票。14.5 调度自动化设备、电力通信设备检验检修管理

14.5.1 调度机构、通信机构应制定调度自动化设备、电力通信设备检验检修的管理制度。14.5.2 调度自动化设备、电力通信设备的检验检修，应由设备运行维护单位按规定向调度机构调度自动化部门或通信机构提出调度自动化设备或电力通信设备检修工作申请票。

14.5.2.1 调度自动化设备、电力通信设备检修工作申请票应按规定履行相应的审核、批准、开工、延期、终结手续。设备运行维护单位根据调度机构调度自动化部门、通信机构批复的检修工作申请票办理相应的工作票。

14.5.2.2 调度自动化设备、电力通信设备工作票的签发人、工作负责人由设备运行维护单位批准，工作许可人应由经运行值班单位批准的具有一定工作经验的运行值班人员或经设备运行维护单位批准的的操作人员（进行工作任务操作及做安全措施的人员）担任。设备运行维护单位的工作票签发人、工作负责人、工作许可人名单均应报相关运行值班单位备案。

14.5.2.3 如工作许可人由设备运行维护单位的操作人员担任，则运行值班人员应根据备案的名单，核实工作票上所列人员（签发人、许可人、工作负责人）并指定工作范围。14.5.3 影响一次设备及保护装置正常运行的调度自动化设备、电力通信设备的检验检修，其运行维护单位除履行14.5.2条所规定的手续外，还应向相关调度机构申报检修工作申请票并履行相应手续。14.5.4 影响调度自动化设备、电力通信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，还应向相关调度机构调度自动化部门或通信机构申报调度自动化设备或电力通信设备检修工作申请票并履行相应手续。

14.5.5 调度自动化设备、电力通信设备检验检修产生下述影响的,调度机构调度自动化部门或通信机构应在开工前征得值班调度人员同意。

a）影响电网AGC、AVC功能或远动信息完整准确的； b)影响调度电话正常使用的；

c)影响继电保护及故障管理信息系统正常工作的。15 水库调度 15.1 调度机构应按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，合理利用水力资源，充分发挥水库的综合利用效益和水电厂在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。

15.2 水电厂应具备齐全的水库设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，为水库调度工作提供可靠依据。

15.3 调度机构应做好水调自动化系统的建设管理工作，并制定水调自动化系统运行管理规定。15.4 水电厂应建设水调自动化系统（含水情自动测报系统），按照调度机构制定的水调自动化系统运行管理规定，制订相应的运行管理细则，加强维护管理，并按《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求做好安全防护工作，保证系统长期可靠运行。

15.5 调度机构及水电厂应保证水调自动化系统通信通道的畅通，按要求向上级调度机构水调自动化系统传送水情信息及水务计算结果，并保证传送或转发信息的完整性、准确度和可靠性。15.6 水电厂应开展洪水预报和径流预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。对已采用的预报方案，应根据实测资料的积累情况进行不断修改、完善。作业预报时，应根据短期气象预报和水库实时水情进行修正预报。在实际调度过程中，应及时收集气象部门的预报成果，加以分析引用，如有条件还应开展短期气象预报。15.7 水电厂应根据水库设计的防洪标准、洪水调度原则和防护对象的重要程度，结合枢纽工程实际情况，制订水库洪水调度方案，按照相应程序报批后报相应调度机构备案。15.8 汛末蓄水应根据设计规定和参照历年水文气象规律及当年水情形势确定。15.9 水库发电调度的原则如下：

a）保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象安全的要求。当枢纽工程安全与发电等兴利要求有矛盾时，应首先服从枢纽工程安全。

b）以发电为主的水电厂水库，应兼顾各综合利用部门对用水的需求。各综合利用部门用水要求有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。c）应遵守设计所规定的综合利用任务，不应任意扩大或缩小供水任务、范围。

15.10 水电厂年发电计划宜采用70%～75%频率的来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发电量，供电力电量平衡时参考。月、日发电计划应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。遇实际来水与预计值偏差较大等特殊情况时，应根据电网运行情况及时对发电计划进行调整。水电厂还应按照电网运行要求及时编制迎峰度夏、迎峰度冬以及水工建筑物施工、电网特殊运行方式等情况下的水库发电、蓄水计划。

15.11 有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度。

a）根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式，不应任意超计划及超规定发电或用水。b）多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制不低于年消落水位。只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证率的枯水段时，才允许降至死水位。

c）水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不应低于死水位。d）应充分利用水文气象预报成果，逐步修正和优化水库运行调度计划。

15.12 对于日调节或无调节能力的水库，应特别重视短期水文气象预报，制订相应日运行计划，宜维持水库水位在较高位置运行。

15.13 应加强水库及枢纽工程管理，合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，减少机组空载损耗，节水增发电量。

15.14 梯级水库群的调度运行，应以梯级综合利用效益最佳为目标，根据各水库所处位置和特性，制定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应合理安排各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。15.15 反调节电站应按要求保证最小下泄流量，与上游调峰电站保持联系，保持水库高水位运行。15.16 水电厂应按要求向调度机构报送水库调度运行信息，主要包括水库流域和坝址实时水雨情信24 息、闸门启闭信息、日常水务计算结果、水库调度指令信息、气象及水文预报成果、水库发电运用计划建议等。

15.17 水电厂应及时向调度机构报送重要汛情和防洪调度情况、影响发电的枢纽施工要求和综合利用要求等信息。对于洪水频率小于等于10％或对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况，应及时分析并按规定报送调度机构。

15.18 水电厂编制的、季度、供水期和月度水库运用计划应分别在上年11月底前、每季度结束的5日前、蓄水期末和上月20日前报调度机构。次日来水预报及发电计划应在每日10：00前提交。15.19 水电厂应在5月底前将已批准的洪水调度方案报调度机构备案，并在每年10月底前将本防汛和大坝安全工作总结报调度机构备案。

15.20 水电厂应在每月3日前向调度机构报送水库调度月报，在每年1月20日前报送上水库调度年报。

15.21 水电厂应按要求向调度机构提供水库调度运用参数、指标和基本资料（含历史水文资料）。主要参数及指标是指导水库运行的依据，不得任意改变。若主要参数、指标及基本资料发生变化时，应在7日内予以提供。新建水电厂应在首台机组并网90日前向调度机构提交水库调度基本资料和初期蓄水方案。

15.2

2网调直调水电厂每天7：00前向网调报送当天0时水库上下游水位及前一天平均入库、出库流量、弃水流量、流域平均降雨量。省调应在每天7：30前通过水调自动化系统向网调报送其调度管辖水电厂的上述信息。

15.2

3葛洲坝水电厂应在每天10:00前向网调报送3天（汛期5天）入库流量预报、天气预报及发电量建议。16 系统稳定

16.1 原则规定

16.1.1 华中电力系统稳定管理工作应依据DL 755《电力系统安全稳定导则》、DL/T 723《电力系统安全稳定控制技术导则》、国家电网调[2006]16号《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》等国家、行业及国家电网公司相关规定，按照统一管理、分级负责的原则实施。16.1.2 网调负责华中电网稳定专业统一管理工作。16.1.3 各级调度机构应定期编制稳定规定。稳定规定应明确稳定计算条件，并给出正常方式和主要检修方式稳定限额。

16.1.4 稳定规定由电网企业批准并发布。下级电网稳定规定应报上级电网调度机构备案。省调稳定规定涉及到网调调度管辖设备的部分应经网调审核。16.2 稳定计算

16.2.1 华中电网稳定计算由网调组织，按照统一计算程序、统一计算标准、统一计算模型、统一运行方式、统一计算方案和计算进度的原则实施统一管理。各级调度机构按照调度管辖范围划分负责稳定计算工作，并对正确性负责。

16.2.2 三峡发输电系统及华中-华北联网方式下的稳定计算工作，在国调统一组织下进行。

16.2.3 下级调度机构进行稳定计算时，应以上级调度机构发布的稳定限额为计算条件，确保调度管辖设备运行状态不影响上级调度机构制订的稳定限额。若有影响，且下级调度机构方式调整困难时，可向上级调度机构提出申请，上级调度机构可根据实际情况采取适当措施。

16.2.4 全网性稳定事故分析计算，由网调负责组织进行，提出报告，报送各有关部门；省网局部稳定事故分析计算由省调负责，提出报告，并报网调备案。16.3 安全校核

16.3.1 调度机构应对运行方式及月、日调度计划及特殊运行方式进行安全校核。16.3.1.1 运行方式安全校核的主要内容包括：

a）电力系统网络结构分析； b）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

c）电力系统安全稳定水平分析，提高稳定水平的措施，联络线稳定限额，并按照《电力系统安全稳定导则》的标准对本系统安全稳定水平进行评价； d）短路容量计算分析及防止短路容量越限的措施；

e）无功分区分层平衡情况、电压水平、可能越限的地点及原因分析和采取的措施； f）安全自动装置及低频（低压）减负荷方案；

g）本电力系统运行中存在的问题、改进措施和建议。16.3.1.2 月调度计划安全校核的主要内容包括：

a）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

b）电力系统安全稳定水平分析及提高稳定水平的措施； c）无功电压分析；

d）电力系统运行中存在的薄弱环节、采取的有关措施。16.3.1.3 日调度计划安全校核的主要内容包括：

a）安全稳定措施及安全自动装置运行变更安排；

b）调度计划的执行有无导致设备超稳定限额或过负荷运行的可能。

16.3.2 当电力系统运行中出现以下特殊情况时，调度机构应及时进行稳定计算分析校核。

a）超出稳定规定的特殊运行方式； b）安全自动装置不能正常运行。

16.3.3 当系统运行方式变化使调度计划不满足稳定要求时，应对调度计划进行调整或改变系统运行方式。

16.3.4 如需按单永故障标准控制输送功率时，应由网、省调度机构主管生产领导批准，并采取预防事故措施。

16.3.5 如遇不满足单永故障考核标准的特殊运行方式，应由网、省电网企业主管生产领导批准。16.4 安全稳定措施

16.4.1 调度机构应根据调度管辖范围，制定电力系统安全稳定措施，电网企业、发电企业和电力用户应按照调度机构制定的稳定措施装设和运行安全自动装置。16.4.2 省调应按稳定规定保证安全自动装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点。

16.4.3 安全自动装置所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。16.4.4安全自动装置动作切负荷后，运行值班人员不应自行恢复所切负荷开关，并立即向值班调度人员汇报，根据值班调度人员指令处理。

16.4.5 安全自动装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其他机组。16.4.6 发电厂机组励磁系统、电力系统稳定器（PSS）、调速器等装置的参数应满足调度机构要求。16.4.7 调度机构应每年编制电网低频（低压）减负荷方案。

16.4.7.1 网调应于每年10月31日前完成下华中电网低频减负荷方案的编制并下达。

16.4.7.2 省调应完成本省（直辖市）电网低频减负荷方案的编制，于11月30日前报网调并下达到各地区电网企业及调度管辖厂站，在次年3月末实施完毕。16.4.7.3 华中电网低频减负荷方案应按以下原则编制：

a）确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50Hz以上，且不高于51.00Hz； b）在电网各种运行方式下，低频减负荷装置动作均不应导致电网设备过载和联络线功率超稳定限额；

c）电网功率缺额造成的频率下降不应使大机组低频保护动作； d）应先切除次要用户、后切除重要用户；

e）全网低频减负荷装置切负荷总量应不低于年预测最大平均负荷的30%，并按可能发生事故造成的最大功率缺额进行校核。16.4.7.4 省调应根据本省（直辖市）电网的实际情况编制本省（直辖市）电网低压减负荷方案并组织实施。

16.4.7.5 低频（低压）减负荷装置因故退出时，省调应按低频（低压）减负荷方案的要求，采取措施保证切负荷总量。

16.4.7.6

在拉闸限电情况下，低频（低压）减负荷装置切负荷量仍应满足低频（低压）减负荷方案要求。

16.5 稳定监控

16.5.1 各级调度机构应负责本级调度管辖范围设备稳定监控。若输电断面由分属不同调度机构管辖的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由最高一级调度机构协调确定，并在稳定规定中明确。

16.5.2 各级调度机构值班调度人员应按照稳定规定要求，对电网实施监视和控制。涉及上级电网管辖设备或稳定限额的，应将监控结果及时报上级调度机构值班调度人员。

16.5.3 厂站运行值班人员应按照稳定限额要求，对本厂站出线及站内设备进行监视，超出稳定限额的，应立即向值班调度人员汇报。

16.5.4 系统中出现超稳定限额运行情况时，值班调度人员应立即采取措施，消除超稳定限额运行现象。

16.5.5调度机构应建立电力系统实时动态监测系统。

16.5.6

安全自动装置切负荷量的统计宜通过调度自动化系统进行。17 继电保护及安全自动装置

17.1 运行管理

17.1.1 调度机构应制定继电保护及安全自动装置调度管理规程。运行维护单位应依据调度机构制定的调度管理规程编写现场运行规程。

17.1.2 保护装置的投退及定值更改应按调度指令执行。

17.1.3 运行中的保护装置及二次回路出现下列异常时，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理，及时通知维护部门消缺。

a)电压互感器二次回路异常； b)电流互感器二次回路异常； c)保护装置本体异常； d）保护通道异常；

e)保护装置直流电源接地； f)保护装置直流电源消失；

g）其他影响保护装置运行的异常情况。17.1.4 保护装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报保护装置的动作情况，并作好记录。保护装置动作信号记录完毕后方可复归，同时还应收集整理保护装置动作报告、动作信号及故障录波等报调度机构。

17.1.5 电气设备不应无保护运行。220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。17.1.5.1 网调调度管辖范围内发生下列情况，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。

a)220kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV断路器失去断路器保护运行； c)220kV母线失去母差保护运行。

17.1.5.2 网调调度管辖范围内发生下列情况，时间不超过6小时，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。超过6小时的，应经华中电网公司主管生产领导批准。

a）500kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV主变压器及高压电抗器失去电气主保护运行； c)500kV母线失去母差保护运行。

17.1.6 网、省调应建立保护及故障信息管理系统主站。220kV及以上电压等级厂站应建立保护及故障信息管理系统子站。

17.1.6.1 厂站保护及故障信息管理系统子站的投退应经调度机构同意。17.1.6.2 保护装置软压板不应通过保护及故障信息管理系统子站投退。17.1.6.3 保护装置定值不应通过保护及故障信息管理系统主站远方更改。17.1.7 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。

17.1.8 运行维护单位应有完整的保护装置图纸、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。调度机构应建立保护装置档案（包括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。17.2 定值管理

17.2.1 调度机构应制定保护装置整定计算及定值管理规定 17.2.2 安全自动装置的定值和策略表由调度机构确定。

17.2.3 安全自动装置的投退或运行策略表的切换，按值班调度人员的调度指令执行。17.2.4 调度机构应依据DL/T 559《220-500kV电网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 584《3-110kV电网保护装置运行整定规程》，编制保护装置整定方案及运行说明并履行审批手续，运行方式变化较大或重要设备变更时应及时校核。17.2.5 发电厂内的发电机、变压器（500kV联络变压器除外）、变电站内的站用变压器、调相机、低压电抗器、低压电容器保护定值由设备运行维护单位负责整定，并将其定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案。变压器、并联电抗器的非电量保护由其运行维护单位负责归口管理，并下达定值通知单。除此以外的调度机构管辖设备的保护定值，均由相应调度机构的继电保护部门负责整定。

17.2.6 发电厂应将发电机组的定子过电压、定子低电压、频率、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压、阻抗保护的配置方案和整定方案及定值报调度机构审批。

17.2.7 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。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。17.2.8 保护定值通知单执行规定：

17.2.8.1 保护定值通知单应履行审批手续。定值通知单应编号并注明编发日期与要求更改日期。17.2.8.2 保护定值通知单应分别发给相关调度机构、运行值班单位、维护单位，新设备的保护装置定值通知单还应发给基建调试单位。

17.2.8.3 运行维护单位应按定值通知单规定的日期执行，并应在3日内将回执提交整定单位。17.2.8.4 运行维护单位如遇定值偏差或其他问题无法执行该定值通知单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位复核后下发新的保护装置定值通知单。

17.2.8.5 因临时或特殊运行方式需要更改保护装置定值，应由定值整定单位下达临时定值通知单。紧急情况下，值班调度人员有权先改变运行方式，后联系定值整定单位进行定值更改。17.2.8.6 保护定值通知单不应涂改，如需改动，应下发新的定值通知单。

17.2.8.7 保护装置执行新定值通知单后，运行值班人员应与值班调度人员核对保护定值通知单编号。保护装置具备投运条件后，运行值班人员应向值班调度人员汇报，按调度指令执行。17.3 检验管理 17.3.1 调度机构应依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》制定保护装置检验管理制度。运行维护单位应制定保护装置检验实施细则。

17.3.2 运行维护单位应按检验管理制度和检验实施细则进行保护装置的检验。17.3.3 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定保护装置检验计划，并将检验完成情况及时报调度机构。

17.3.4运行维护单位应按期完成安全自动装置的定期检验、缺陷处理。调度机构应组织协调安全自动装置通道联调试验。

17.3.5 当保护装置发生不正确动作后，应退出该保护装置出口压板并保持保护装置状态不变，如实记录保护装置动作情况，及时进行现场检验。17.4 装置管理

17.4.1 保护装置应符合GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定及电网反事故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。

17.4.2 在华中电网首次使用的220kV及以上电压等级保护装置，应通过网调（省调）组织的入网动模试验。凡在华中电网挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调度机构审核，并由调度机构报电网企业批准。

17.4.3 调度机构应制定继电保护技术原则及配置选型规定。

17.4.4 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑保护装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列保护装置的配置与选型应经调度机构继电保护部门审核。

a)220kV及以上电压等级变电站的线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿电容器等设备的继电保护装置；

b)并网发电企业内的发电机、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；

c)系统安全自动装置。

17.4.5 调度机构应根据保护装置的运行情况及使用年限，提出保护装置更新改造建议。17.4.6 调度机构负责组织制定保护装置的反事故措施，运行维护单位负责实施。

17.4.7 保护装置发生不正确动作后，调度机构应组织有关单位进行调查分析，制定反事故措施，并监督实施。18 调度自动化

18.1 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。

18.2 调度自动化系统的安全防护应满足《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。调度机构负责调度管辖范围内二次系统安全防护的管理工作。

18.3 调度自动化系统采集的自动化信息应满足调度运行管理的需要。

18.4 厂站端调度自动化信息至调度主站应具有两路独立的不同路由的通道。

18.5 多级调度机构调度的厂站应采用一发多收方式，共用一套调度自动化厂站设备。18.6 网调、省调、地调的调度自动化部门应实行24小时值班制度。

18.7 调度自动化设备的运行维护单位应保障设备的正常运行及传输信息的完整、准确。运行维护单位应定期巡视调度自动化设备，定期核对调度自动化设备遥测、遥信、遥控、遥调信息和功能的正确性，定期进行设备维护工作。

18.8 调度自动化系统应有应急预案和故障恢复措施，系统和数据应定期备份。18.9 调度自动化设备应按检验规程和技术规定进行检验。调度自动化系统实时信息采集所使用的电测量变送器、交流采样装置的检验宜与相应一次设备的检修同步进行。

18.10 调度自动化系统厂站端设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应的手续。

18.11 网供及省间联络线电力、电量监视点（见附录H）的数据以网调调度自动化系统采集的数据 为准，如对其准确性有争议，可由网调组织相关各方共同对采集数据进行核对、确认。19 电力通信

19.1 原则规定

19.1.1 电力通信应满足电力调度生产与管理的需要。华中电力通信网的调度管理遵循统一调度、分级管理的原则。

19.1.2 华中电力系统内应设立华中电网有限公司通信机构（简称网公司通信机构）、省（直辖市）电力公司通信机构（简称省公司通信机构）、省辖市（地区）供电公司通信机构（简称地区通信机构）等三级通信机构。各级通信机构在电力通信业务活动中是上、下级关系，下级通信机构应服从上级通信机构的调度。

19.1.3 通信机构调度管辖范围内通信设备的运行维护单位应服从该通信机构的调度。

19.1.4 网、省（直辖市）、地区电网企业通信机构应设置24小时有人值班的通信调度。通信调度按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。19.1.5 电力通信网所用设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术运行管理规定，满足所接入系统的组网要求。

19.1.6 主干通信网应形成以光纤或数字微波为主的环形网或网状网，并覆盖全部调度管辖对象。19.1.7 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障或单点设施故障，不应造成系统内任一站点的电力调度业务的全部中断。

19.1.8 双重化配置的保护装置，应配置两条完全独立的通道，采用两套独立的通信设备，并由两套独立的电源供电。

19.1.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》及华中电力通信网的要求，并履行相应的审批手续。省(直辖市)公司通信机构负责本省(直辖市)行政区划内无人值班通信站的审批工作。网调调度管辖厂站内通信站、华中光纤通信网中继站的审批结果，应报网公司通信机构备案。

19.1.10 调度机构调度室、发电厂集控室、变电站中控室均应配置独立的公网电话。19.2 运行管理

19.2.1 发电厂及变电站应负责厂站内通信机房的日常管理及设备的日常巡视工作。当设备出现异常状况时，运行值班人员应及时通知通信运行维护单位（或部门）。

19.2.2 通信机房内的电源、环境、主设备告警等信息应引入厂站内计算机综合监控系统。19.2.3运行维护单位应按规定进行电力通信设备的检验检修。

19.2.4 电力通信设备检修宜与相应一次设备及保护装置的检修同步进行。载波机、高频通道、光缆备用纤芯的测试工作，应与其所在输电线路的检修同步进行。

19.2.5 电力通信设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应手续。事故抢修时，运行维护单位可以电话方式申请。

19.2.6 在输电线路改造、改接等工作中，若需加固、移动、更换或中断光缆，运行维护单位应分别向调度机构和通信机构办理检修工作申请票、通信检修工作申请票，并附工作方案。

19.2.7 通信机构在新增或调整业务通道、设备运行状态时，应编制通信方式单并逐级下达。19.2.8 通信机构在安排下级通信机构、运行维护单位从事与电力通信网运行有关的工作，应编制工作通知单并逐级下达。

19.2.9 检修工作申请票、通信方式单、工作通知单的开工、终结、延期均应履行相应通信机构确定的手续，其中，开工时间应以通信调度员下达的开工指令为准。

19.2.10 各级通信机构应依照所属电网企业应急规范编制本机构所辖通信电路的应急预案，并根据网络和业务的变化对应急预案及时进行修改和补充。

19.2.11 电力通信网设备或电路故障时，运行维护单位应立即报告值班通信调度人员。故障处理按通信调度管辖范围进行。19.2.12 危及通信网络及人身安全的紧急情况下，运行维护单位应按照相关规定处理，并立即报告相应的值班通信调度人员。

19.2.13 涉及国调中心调度、生产业务的通信设备检修工作及相关流程应按照《国调直调系统通信检修管理办法》执行。20 并网调度

20.1 拟并网的发电厂、独立小电力系统应与电网企业签定并网调度协议。并网调度协议由协议各方根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照GF-2003-0512《并网调度协议（示范文本）》起草。并网调度协议应于并网调试30日前签订。

20.2调度机构应参加拟并网的发电厂、独立小电力系统、新建的输变电工程（以下统称拟并网方）项目的可研审查、接入系统审查、初设审查及二次设备选型、技术方案确认等工作。

20.3 拟并网方的一、二次设备应符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。

20.4 拟并网方应在首次并网日的90日前，向调度机构提交有关参数（设备实测参数应在首次并网日的15日前提供，并网调试过程中实测的参数应在并网后7日内提供）、图纸以及说明书等并网资料（详见附录I，外文资料需同时提供中文版本），并对所提供资料的完整性和正确性负责。

20.5 拟并网方应在首次并网日的60日前，向调度机构提交并网申请书。并网申请书应包含并网设备的基本概况、并网调试方案、调试计划等内容。调度机构应于收到并网申请书后的35日内对并网申请书以书面形式给出确认或不确认的意见。

20.6 拟并网方在收到并网确认通知后10日内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。20.7 调度机构对并网申请书予以确认后，应完成下列工作：

a）在首次并网日20日前将设备命名、编号及调度范围划分书面通知工程主管部门、运行值班单位和相关调度机构，并同时提供联系人员名单和联系方式；

b）在首次并网日10日前完成设备启动调试调度方案的编制，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值；

c）在首次并网日5日前完成系统继电保护定值计算，向拟并网方提供系统保护定值通知单，并在收到实测参数7日后，确认是否更改定值；

d）通信机构应依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于首次并网日20日前完成并网通信电路运行方式单的下达和测试、开通工作；

e）调度机构自动化部门在首次并网日 7日前与拟并网方共同完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调；

f）首次并网日20日前完成对拟并网方运行值班人员的调度系统运行值班资格认证； g）其他与并网有关的工作。

20.8 调度机构应依据并网调度协议，在首次并网日5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。20.9 在确认拟并网方设备具备并网条件后，拟并网方应于首次并网日3日前向调度机构提出关于并网调试的检修工作申请票，调度机构应于并网调试1日前批复。

20.10 拟并网方应根据调度机构已确认的并网调试调度方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

20.10.1 拟并网方管辖设备的操作可能对电网产生冲击时，拟并网方应编制反事故措施并提前告知值班调度人员。

20.10.2 调度机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

20.11 并网设备调试完毕，拟并网方应向调度机构提交调试报告和结论及正式并网运行申请。当拟并网方不满足并网运行条件时，调度机构应拒绝其并网运行，并向拟并网方下达拒绝并网通知书。20.12 未签定并网调度协议的，不应擅自并网运行。签定并网调度协议并且已经正式并网运行的，31 不应擅自解网。21 统计报表

21.1 调度机构、发电厂、变电站应按规定收集、统计和处理电力系统运行数据和运行情况，将有关报表和数据真实地向上级调度机构报送。

21.1.1 省调应于每日6时前将本省（直辖市）电力调度生产日报上报网调，网调于每日7时前将华中电力调度生产日报上报国调。

21.1.2 省调应于每周日12时前将本省（直辖市）电力调度生产周报上报网调。21.1.3 网调应于每旬后第一个工作日13时前将华中电力调度生产旬报上报国调。21.1.4 调度机构每月应编制电力调度生产月报。

21.1.5 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电压合格率报网调，网调于每月3日前报国调。21.1.6 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电网发输变电新（改、扩）建设备完成情况及下月投产计划报网调。

21.2调度机构继电保护部门应依据DL/T 623《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》，对本系统保护装置运行情况进行综合统计分析，并对调度管辖保护装置的运行情况进行分析评价。21.2.1 省调应于每年7月31日前向网调报本省（直辖市）电力系统上半年保护装置动作统计报表，网调于8月20日前将华中电力系统上半年保护装置统计分析报告报国调。21.2.2 省调应于每年2月28日前向网调报本省（直辖市）电力系统上保护装置动作统计报表，网调于4月10日前将华中电力系统上保护装置统计分析报告报国调。21.3调度机构调度自动化部门应依据DL 516《电网调度自动化系统运行管理规程》，对本电网调度自动化系统运行情况进行统计、分析。

21.3.1 省调应于每月2日18：00前向网调报本省（直辖市）电网上月调度自动化系统运行月报。21.3.2 网调应于每月3日18：00前向国调报华中电力系统调度自动化系统运行月报。21.4 通信机构应依据DL/T 544《电力系统通信管理规程》和国电调[2001]532号《国家电力公司电力通信统计管理办法》，对本系统电力通信电路和设备运行情况进行综合统计分析，并对本电网企业所使用的电力通信电路和设备运行情况进行分析评价。

21.4.1 通信运行月报主要内容包括本通信机构调度管辖范围内电力通信网与设备运行情况的统计和故障分析。网、省公司通信机构应于每月15日前将运行月报报上级通信机构。21.4.2 省公司通信机构应于每月8日前向网公司通信机构报送电力通信统计月报，网公司通信机构对统计数据分析汇总后，于每月10日前报送国电通信中心。

21.4.3 电力通信统计年报主要是对电力通信网络基础设施及各种业务网络的电路、设备、资产、人员状况的统计。网、省公司通信机构应于2月28日前将上统计年报报国电通信中心。

附 录 A（资料性附录）

华中电力系统运行方式主要内容

A.1 上电力系统运行情况分析

a）新(改、扩)建项目投产日期及设备规范； b）电力系统规模； c）生产、运行指标；

d）对生产、运行指标的分析和评价； e）主要水电厂运行情况；

f）电力系统安全情况总结和分析；

g）系统安全稳定措施的落实情况和效果； h）电力系统运行中出现的问题； i）无功电压分析；

j）电力系统运行方式变化大事记； k）迎峰度夏总结分析； l）提高电网输电能力工作。A.2 本运行方式

a）编制原则和依据；

b）新(改、扩)建项目投产计划； c）生产调度计划：

1)全网和分省分月用电负荷预计； 2)发电设备检修计划；

3)主要输变电设备检修计划； 4)水库控制运用计划； 5)燃料供需计划； 6)发电计划；

7)备用容量(含负荷备用和事故备用)安排； 8)分月电力电量平衡。d）网络结构； e）潮流分析：

1)典型方式潮流； 2)N-1静态安全分析；

3)负荷中心静态电压分析。f）稳定分析：

1)主要稳定计算结果； 2)稳定措施建议项目；

3)重要线路及断面稳定限额； 4)保厂用电措施。

g）短路容量及开关遮断容量分析(包括主要变压器中性点接地方式)。h）无功电压：

1)无功补偿设备容量； 2)无功补偿措施建议项目； 3)无功分层分区平衡情况；

4)电压考核点电压水平及考核标准；

5)各厂站主变分接头位置；

6)可能出现电压越限地点及原因分析和准备采取的措施。i）调峰、调频：

1)分月用电峰谷差预测； 2）分月系统调峰能力预计；

3）分月调峰能力分析、调峰缺额及补救措施。

j）安全自动装置、低频（低压）减负荷装置的配置及整定方案； k）电力系统运行中可能存在的问题及改进措施或建议。

附 录 B（规范性附录）

华中电力系统内国调调度管辖设备

B.1 500kV线路及串补装置

辛洹线、万龙 I 线及其串补、万龙 II 线及其串补，三龙I、II、III线，三江I、II、III线，龙斗I、II、III线，斗江I、II线，宜江 I、II线，峡都I、II、III线，峡江I、II线峡葛I、II线。B.2 电厂

B.2.1 三峡左岸电厂

a）三峡左岸电厂500kV#1母线、#2母线、#3母线、#4母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡左岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂51116、511167、51236、512367、51316、513167、51536、515367、52116、521167、52236、522367、52316、523167刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV三江 I 线高抗、三江 II 线高抗。e)三峡左岸电厂＃1B～14B主变的中性点接地方式。B.2.2 三峡右岸电厂

a）三峡右岸电厂500kV#5母线、#6母线、#7母线、#8母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡右岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂53116、531167、53236、532367、53316、533167、54316、543167、54216、542167、54436、544367刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV峡江 I 线高抗。

e)三峡左岸电厂＃16B～26B主变的中性点接地方式。B.3 500kV变电站 B.3.1 洹安变电站

洹5051、5052 开关及其两侧刀闸，505167 接地刀闸。B.3.2 万县变电站

500 kV万龙 I 线高抗、万龙 II 线高抗，5022、5023、5032、5033 开关及其两侧刀闸，502367、503367、5023DK1、5023DK17、5033DK1、5033DK17 刀闸。B.3.3 斗笠变电站

a）500kV #1母线、#2母线及其接地刀闸； b）5021、5023、5031、5032、5041、5042、5051、5052、5061、5062开关及其两侧刀闸，503167、504167、505167、506167接地刀闸；

B.3.3 奉节串补站

奉节串补站 500 kV全部一次设备。B.4 直流系统

B.4.1 ±500kV葛南直流 B.4.1.1 500kV葛洲坝换流站

除5061、5063开关及其刀闸外的全部500kV设备。B.4.1.2 ±500kV葛南直流输电系统

±500kV葛南直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.2 ±500kV龙政直流

B.4.2.1 500kV龙泉换流变电站

龙泉换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#2主变，500kV万龙Ⅰ线

高抗、万龙Ⅱ线高抗，500kV#2主变220kV侧2299接地刀闸，500kV#2主变35kV侧无功补偿设备。B.4.2.2 ±500kV龙政直流输电系统

±500kV龙政直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.3 ±500kV江城直流

B.4.3.1 500kV江陵换流变电站

江陵换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#1主变，除5111、5123、5143、5151开关及其两侧刀闸、511167、515167、512367、514367、5151DK1、5151DK17、5143DK、5143DK17外的所有开关和刀闸，500kV三江Ⅲ线高抗，500kV#1主变220kV侧2339接地刀闸，500kV#1主变35kV侧无功补偿设备。

B.4.3.2 ±500kV江城直流输电系统

±500kV江城直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.4 ±500kV宜华直流

B.4.4.1 500kV宜都换流变电站

500kV宜都换流变电站内所有 500 kV母线、开关、刀闸、换流变压器、交流滤波器等一次设备。B.4.4.2 500kV宜华直流输电系统

±500kV宜华直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.5 灵宝背靠背直流 B.4.5.1 灵宝换流站

灵宝换流站内除2202617刀闸外的所有220kV换流变压器、母线、开关、刀闸、交流滤波器、电容器、电抗器，以及相应的二次设备。C.4.5.2 灵宝直流输电系统

灵宝直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备以及相关的二次设备。

附 录 C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备

C.1 线路

C.1.1 省间联络线 C.1.1.1 鄂豫联络线

a)500kV樊白Ⅰ、Ⅱ回线，孝嵖Ⅰ回线。b)220kV丹邓Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.1.2 鄂湘联络线

a)500kV江复Ⅰ、Ⅱ回线，葛岗线。b)220kV汪峡线。C.1.1.3 鄂赣联络线

a)500kV磁南线，咸梦线。b)220kV下柘线。C.1.1.4 鄂渝联络线

500kV张恩Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.2 湖北省境内线路

500kV葛玉线，葛双Ⅰ、Ⅱ回线，清葛线、双玉Ⅰ、Ⅱ回线，玉凤Ⅰ、Ⅱ回线，凤磁Ⅰ、Ⅱ回线，凤咸Ⅰ、Ⅱ回线，玉孝Ⅰ、Ⅱ回线，木孝Ⅰ、Ⅱ回线，木道Ⅰ、Ⅱ回线，大道Ⅰ、Ⅱ回线，斗孝Ⅰ、Ⅱ回线，斗樊Ⅰ、Ⅱ回线，水渔Ⅰ、Ⅱ回线，恩渔Ⅰ、Ⅱ回线，渔兴Ⅰ、Ⅱ回线，渔宜线，江兴Ⅰ、Ⅱ回线，兴咸Ⅰ、Ⅱ回线，阳木Ⅰ、Ⅱ回线，荆双Ⅲ、Ⅳ回线，襄樊Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.3 河南省境内线路

500kV姚郑线，姚白线，姚邵线、嵖邵Ⅰ回线，白郑线，白群Ⅰ回线，邵祥线，郑祥线，祥庄线，牡马Ⅰ、Ⅱ回线，马嵩Ⅰ、Ⅱ回线，嵩郑Ⅰ、Ⅱ回线，牡郑线，嵩获Ⅰ、Ⅱ回线，洹获线，洹仓线，获塔线，塔仓线，祥塔线，三牡Ⅰ、Ⅱ回线，邙马Ⅰ、Ⅱ回线，沁获Ⅰ、Ⅱ回线，丰洹Ⅰ、Ⅱ回线，多塔Ⅰ、Ⅱ回线，周嵖线，鸭白Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.4 湖南省境内线路

500kV五岗线，五民线，岗复线、岗艾线，复沙Ⅰ、Ⅱ回线，复艾Ⅰ、Ⅱ回线，沙星Ⅰ回线，昆沙Ⅰ回线，星云线，艾云线，三牌线，牌长Ⅰ回线，长民线，民云线，金民Ⅰ、Ⅱ回线，湘云Ⅰ、Ⅱ回线，益复Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.5 江西省境内线路

500kV南梦线，南进Ⅰ、Ⅱ回线，南乐Ⅰ、Ⅱ回线，乐鹰Ⅰ、Ⅱ回线，梦罗Ⅰ、Ⅱ回线，罗文Ⅰ、Ⅱ回线，文赣Ⅰ回线，丰进Ⅰ、Ⅱ回线，黄鹰Ⅰ、Ⅱ回线。C.2 发电厂设备

C.2.1 湖北省境内发电厂 C.2.1.1 葛洲坝电厂

a)＃1～＃21机组、升压变压器及其开关、刀闸（含旁路刀闸和接地刀闸，下同）、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)二江电厂220kVⅠ、Ⅱ母线及其接地刀闸、TV、避雷器，220kV母联、251变220kV侧开关及其刀闸、TA，474刀闸，4747、47417地刀闸。c)500kV全部设备。C.2.1.2 丹江电厂

a)＃1～＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)220kV、110kVⅠ、Ⅱ母线、旁路母线及其接地刀闸、TV、避雷器、220kV、110kV母联、220kV旁路开关及其刀闸、TA。

c)丹52、53开关及其两侧刀闸。C.2.1.3 水布垭电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.4 隔河岩电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.5 高坝洲电厂

a)＃1～＃3机组、主变及其开关（不含高24、25开关）、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

C.2.1.6 阳逻电厂三期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.7 荆门电厂三期

a)＃

6、＃7机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.8 襄樊电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.9 大别山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2 河南省境内发电厂 C.2.2.1 姚孟电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)姚联变220kV侧开关及其刀闸、TA。c)500kV全部设备。C.2.2.2 沁北电厂

a)＃

1、#

2、＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.3 邙山电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.4 大唐三门峡电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.5 周湾燃气电站

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.6 多宝山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.7 丰鹤电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.8 鸭河口电厂

a)＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3 湖南省境内发电厂 C.2.3.1 五强溪电厂

a)＃1～＃5机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.2 湘潭电厂二期

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.3 金竹山（B）电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.4 三板溪水电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.5 益阳第二发电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4 江西省境内发电厂 C.2.4.1 丰城电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4.2 黄金埠电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。

C.3 变电站（换流站、开关站）设备

C.3.1 湖北省境内变电站（换流站、开关站）C.3.1.1 葛洲坝换流站

换5061、5063开关及其刀闸。C.3.1.2 双河变电站

a)500kV全部设备。

b)双河500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)双20kV母线，双20kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.3 凤凰山变电站

a)500kV全部设备。

b)凤凰山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)凤35kV母线，凤35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.4 玉贤变电站

a)500kV全部设备。

b)玉贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)玉35kV母线，玉35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.5 孝感变电站

a)500kV全部设备。

b)孝感500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)孝35kV母线，孝35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.6 斗笠开关站

斗5033、5043、5053、5063开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.7 江陵换流站

江5151、5143、5123、5111开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.8 磁湖变电站

a)500kV全部设备。

b）磁湖500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。c）磁35kV Ⅶ、Ⅷ母。C.3.1.9 樊城变电站

a）500kV全部设备。

b）樊城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）樊35kV母线，樊35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.10 兴隆变电站

a）500kV全部设备。

b）兴隆500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）兴35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.11 咸宁变电站

a）500kV全部设备。

b）咸宁500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）咸35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.12 木兰变电站

a）500kV全部设备。

b）木兰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）木35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.13 渔峡开关站

500kV全部设备。C.3.1.14 恩施变电站

a）500kV全部设备。

b）恩施500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）恩35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.15 道观河变电站

a）500kV全部设备。

b）道观河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）道35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.16 汪庄余变电站

汪庄余站汪09开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.17 下陆变电站

下陆站下32开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2 河南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.2.1 郑州变电站

a）500kV全部设备。

b）郑州500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）郑20kV母线，郑20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.2 嵩山开关站

除5033开关及其刀闸以外的500kV全部设备。C.3.2.3 牡丹变电站

a）除5011开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）牡丹500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牡35kV母线，牡35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.4 白河变电站

a）500kV全部设备。

b）白河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）白35kV母线，白35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.5 获嘉变电站

a）500kV全部设备。

b）获嘉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）获35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.6 仓颉变电站

a）500kV全部设备。

b）仓颉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）仓35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.7 祥符变电站

a）500kV全部设备。

b）祥符500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）祥35kV母线，祥35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.8 邵陵变电站

a）500kV全部设备。

b）邵陵500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）邵35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.9 洹安变电站

a)除5051、5052开关及其两侧刀闸和505117、505127、505217、505227、505167接地刀闸以外的500kV全部设备。

b)洹安500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)洹35kV母线，洹35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.10 马寺开关站

500kV全部设备。C.3.2.11 嵖岈开关站

500kV全部设备。C.3.2.12 群英变电站

a）500kV全部设备。

b）群英500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）群35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.13 塔铺开关站

500kV全部设备。C.3.2.14 庄周变电站

a）500kV全部设备。

b）庄周500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）庄35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.15 邓州变电站

邓州站丹邓

1、丹邓2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.16 紫东变电站

紫东站灵紫2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.17 灵宝换流站

灵宝换流站灵2202617刀闸。

C.3.3 湖南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.3.1 岗市变电站

a）除5043开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）岗市500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）岗35kV母线，岗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.2 复兴变电站

a）500kV全部设备。

b）复兴500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）复35kV母线，复35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.3 沙坪变电站

a）500kV全部设备。

b）沙坪500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）沙35kV母线，沙35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.4 云田变电站

a）500kV全部设备。

b）云田500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）云20kV母线，云20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.5 民丰变电站

a）500kV全部设备。

b）民丰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）民35kV母线，民35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.6 长阳铺变电站

a）500kV全部设备。

b）长阳铺500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）长35kV母线，长35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.7 艾家冲变电站

a）500kV全部设备。

b）艾家冲500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）艾35kV母线，艾35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.8 昆山变电站

a）500kV全部设备。

b）昆山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）昆35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.9 牌楼变电站

a）500kV全部设备。

b）牌楼500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牌35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.10 星城变电站

a）500kV全部设备。

b）星城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）星35kV 母线，星35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.11 峡山变电站

峡山站峡608开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4 江西省境内变电站（换流站、开关站）C.3.4.1 南昌变电站

a）500kV全部设备。

b）南昌500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）南35kV母线，南35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.2 梦山变电站

a）500kV全部设备。

b）梦山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）梦35kV 母线，梦35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.3 罗坊变电站

a）500kV全部设备。

b）罗坊500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）罗35kV母线，罗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.4 乐平变电站

a）500kV全部设备。

b）乐平500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）乐35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.5 赣州变电站

a）500kV全部设备。

b）赣州500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）赣35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.6 进贤变电站

a）500kV全部设备。

b）进贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）进35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.7 鹰潭开关站

500kV全部设备。C.3.4.8 文山变电站

a）500kV全部设备。

b）文山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）文35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.5 重庆市境内变电站 C.3.5.1 张家坝变电站

张5021、5022、5032、5033开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。

附 录 D（规范性附录）

华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备

D.1 国调调度许可设备

除特殊说明外，国调许可设备中的线路是指线路本体，不包括线路两侧刀闸和线路高抗。开关是指断路器，不包括两侧刀闸。D.1.1 发电厂设备

a）三峡左岸电厂内＃1－14发电机、相应的升压变压器及其开关、刀闸。b）三峡右岸电厂所有右三峡水利枢纽梯级调度中心管辖的500kV开关、刀闸以及发电机变压器组。

D.1.2 500kV换流（变电）站

a）葛洲坝换流站内500kV 5061、5063开关。

b）龙泉换流变电站内#2主变220kV侧229开关及2293、2296刀闸，35kV侧3201刀闸。c）江陵换流变电站内#1主变220kV侧233开关及2336刀闸，35kV侧3101刀闸； #2主变220kV侧237开关及2376刀闸，35kV侧3201刀闸。

D.1.3 华中－西北背靠背直流系统

a）灵紫线，I、II 紫五线。

b）华中－西北安控系统华中部分。

D.1.4 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网联网运行方式）D.1.4.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，洹获线、洹仓线、获仓线，樊白I、II线、孝嵖I线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

a）洹安、获嘉变安稳装置。

b）张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。

D.1.5 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网解网运行方式）D.1.5.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，樊白I、II线、孝嵖线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。D.2 国调紧急控制设备

二滩水电厂#1～6发电机组。

第三篇：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

第四篇：四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)

川电调控〔2016〕11号

国网四川省电力公司关于颁发《四川电力系统调度控制管理规程》的通知

公司系统各有关单位，各发电企业：

为更好地适应电网发展及公司“三集五大”体系建设需要，进一步规范和加强四川电力系统调度控制管理，四川电力调度控制中心组织对《四川电力系统调度控制管理规程》进行修编，现予颁发，请遵照执行。原《四川电力系统调度控制管理规程》（川电调控〔2012〕132号）同时废止。各单位在执行过程中的问题和意见，请及时告知四川电力调度控制中心。

联系人： 四川电力调度控制中心 袁贵川 联系电话： ***

国网四川省电力公司 2016年1月 28 日

（此件发至收文单位本部及所属基层单位）附件：四川电力系统调度控制管理规程

四川电力系统调度控制管理规程

国网四川省电力公司 发布

批准

石俊杰 复审

李镇义

审核

李 旻 庞晓艳 李 焱 王 伟

初审

周 剑 李 建 李 响 陈 军 邹 琬 高 剑 路 轶 张 颖 张弛（女）梁汉泉 主要编写人员

张宏图

袁贵川

张弛（男）

胡与非

杨向飞 孙 毅

李 婕

温丽丽

陈 颖

李 熠 柏小宏

王 亦

沈伟年

杜成锐

钟甜甜 方 堃

朱小红 吴 磊

张国芳 李春艳

陈 昶

向 博

宋永娟

刘海洋

郭 亮

何 锐

郭 琳

赵 静

杨 琪

胡科华 王莉丽 郭 果 钟 华

四川电力系统调度控制管理规程 总则

1.1 为加强四川电力系统调度控制管理，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》、《国家电网调度控制管理规程》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。

1.2 四川电力系统调度控制坚持“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控机构、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。

1.3 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。1.4 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。

1.5 电力调度控制机构（以下简称调控机构）是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。电力系统内共有五级调控机构，依次为：国家电力调度控制中心（以下简称国调），国家电力调度控制分中心（以下简称分中心，在本规程中特指国家电网西南电力调控分中心），省（自治区、直辖市）电力调度控制中心（以下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。1.6 本规程是四川电力系统调度控制管理的基本规程，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控制有关的行为。四川电力系统内各级调控机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。

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

非电力调度控制系统人员凡进行涉及四川电力调度控制的有关业务时，也必须遵守本规程。1.8 本规程由四川电力调度控制中心归口并负责解释。2 调控管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、供、用电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。

2.2 调控机构直接调度指挥的发、供、用电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、供、用电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、供、用电系统授权下级调控机构调度。

2.5 调管及监控范围划分原则 2.5.1 省调直调范围

2.5.1.1 四川电力系统内国调、分中心授权调度的500kV系统。2.5.1.2 四川电力系统内重要的220kV网架、地区电力系统间220kV联络线和220kV电厂并网线路。

2.5.1.3 四川电力系统内在全省消纳的发电厂及其送出系统。2.5.1.4 国调、分中心授权调度的其它设备。

2.5.2 省调许可范围：对省调直调系统运行有影响的发、供、用电系统。2.5.3 省调监控范围：四川电力系统内500kV变电站设备。2.5.4 地调直调范围

2.5.4.1 地区电力系统内省调授权调度的220kV系统。2.5.4.2 地区电力系统内110kV及以下系统。

2.5.4.3 地区电力系统内在本地区消纳的发电厂及其送出系统。2.5.4.4 省调授权调度的其它设备。

2.5.5 地调许可范围：由各地调自行规定。

2.5.6 地调监控范围：本地区电力系统内220kV、110kV变电站设备。

2.5.7 地区电力系统之间110kV及以下联络线的调度关系由相关地调协商确定。2.5.8 县调调管及监控范围由地调自行规定。

2.5.9 原则上二次设备的调管范围与一次设备的调管范围一致，有明确规定的除外。

2.5.10 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。2.6 调度运行管理的主要任务

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

2.6.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.6.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.7 调控机构的职责 2.7.1 省调的职责

2.7.1.1 接受国调及分中心的调度指挥。

2.7.1.2 落实国调及分中心专业管理要求，组织实施省级电力系统调度控制专业管理。2.7.1.3 负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。2.7.1.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.1.5 负责省级电力系统调度运行管理，指挥直调范围内电力系统的运行、操作和故障处置。

2.7.1.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.7.1.7 根据国家电网主网设备停电计划，制定调管设备、月度、日前停电计划，受理并批

复调管设备的停电、检修申请。

2.7.1.8 开展省级电力系统月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供电计划。

2.7.1.9 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网运行方式制定省级电网运行方式。

2.7.1.10 负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.7.1.11 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。2.7.1.12 负责直调设备新建、扩建和改建工程的并网管理。2.7.1.13 组织签订直调系统并网调度协议。

2.7.1.14 负责组织开展直调范围内电网继电保护及安全自动装置的整定计算、运行管理，协助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护及安全自动装置运行管理。

2.7.1.15 负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责省级电网调度自动化专业管理。2.7.1.16 负责协调与省级电网运行控制相关的通信业务。

2.7.1.17 组织开展调管范围内的故障分析，参与电网事故调查。

2.7.1.18 负责直调范围内调度控制系统值班人员持证上岗及考核工作。2.7.1.19 会同有关部门编制《四川电网有序用电预案》、《四川电网紧急拉闸限电序位表》，报政府批准后执行。

2.7.1.20 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、航运、供水等方面的关系。

2.7.1.21 落实国调和分中心专业管理要求，组织实施省级电网水电及新能源调度专业管理。2.7.1.22 行使国调及分中心授予的其它职责。2.7.2 地调的职责

2.7.2.1 接受省调的调度管理，接受省调授权的与电力调度相关的工作。

2.7.2.2 负责所辖电力系统的安全、优质、经济运行，负责调度控制管辖范围内设备的运行、监控、操作及故障处置。

2.7.2.3 负责所辖电力系统调度控制、设备监控、调度计划、继电保护、调度自动化、水电及新能源、配网抢修指挥等专业管理和技术监督。

2.7.2.4 负责编制和执行所辖电力系统运行方式，执行省调下达的运行方式。2.7.2.5 负责编制并执行所辖电力系统调度计划。

2.7.2.6 会同有关部门编制本地区电网有序用电预案和本地区电网紧急拉闸限电序位表，报政府批准后执行。

2.7.2.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护整定运行方案。

2.7.2.8 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动并网调度方案并组织实施。

2.7.2.9 负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。

2.7.2.10 负责直调水电站水库发电调度工作，制定水库调度方案，参与主要水电站发电与防洪、航运、供水等方面的协调工作。

2.7.2.11 负责签订直调系统并网调度协议。

2.7.2.12 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控。2.7.2.13 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.2.14 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。2.7.2.15 负责所辖配网的配网抢修指挥。2.7.2.16 行使省调授予的其它职责。2.7.3 县调的职责由管辖的地调规定。3 调度管理制度 3.1 一般原则

3.1.1 各级调控机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调控机构应服从上级调控机构的调度。调控机构调管范围内的厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应服从该调控机构的调度。

3.1.2 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站现场规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.1.3 对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但事后应及时汇报上级调控机构值班调度员。3.1.4 厂站管辖设备操作，如影响到调控机构调管设备运行的，操作前应经值班调度员许可。3.1.5 调控机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或故障后要及时向相关调控机构通报。

3.1.6 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（或者通过下级调控机构值班调度员）越级向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员发布调度指令，并告知相应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。3.1.7 调控机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和有序用电预案。

3.1.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报。

3.1.9 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关调控机构值班调度员应按规定汇报上级调控机构值班调度员。

3.1.10 调度控制系统值班人员应经有资格的单位培训、考核合格方可上岗。3.1.11 需直接与调控机构进行调度业务联系的下级调控机构调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员，应参加该调控机构组织的考试并取得《调度控制系统运行值合格证书》。同时接受多级调控机构调度指令的厂站，由最高一级调控机构负责该厂站运行值班人员及输变电设备运维人员的考试和《调度控制系统运行值班合格证书》的颁发。3.1.12 有权进行调度业务联系的人员名单应根据调管范围，报相应调控机构。有调度业务联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度业务联系的人员名单。3.2 调度指令

3.2.1 值班调度员在其值班期间是电力系统运行、操作和故障处置的指挥员，按照相关法律、规定发布调度指令，并对其下达的调度指令的正确性负责。

3.2.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。3.2.3 下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.2.4 调度控制系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级调控机构值班调度员的调度指令。调度控制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干预调度控制系统值班人员发布或执行调度指令。3.2.5 进行调控业务联系时，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。调度控制系统值班人员在接受调度指令时，应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，应立即向发令人汇报执行情况和完成时间，接受汇报的发令人应复诵汇报内容，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。值班调度员发布调度指令、接受汇报和更改调度图板均应进行监护，并做好录音和记录。

3.2.6 接受调度指令的调度控制系统值班人员若认为该调度指令不正确，则应立即向发令人报告，由发令人决定该调度指令的执行或撤消。如发令人重复该调度指令，受令人必须迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令人和本单位直接领导人。3.2.7 上级领导发布的有关调度控制业务的指示，应通过调控机构负责人转达给值班调度员。非调控机构负责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。

3.2.8 发供用电单位和调控机构负责人发布的指示，如涉及上级调控机构值班调度员的权限时，必须经上级调控机构值班调度员的许可后才能执行，现场故障处置规程内已有规定者除外。

3.2.9 调度控制系统值班人员接到与上级调控机构值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级调控机构值班调度员。如上级调控机构值班调度员重申其调度指令，调度控制系统值班人员应立即执行。若调度控制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控制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。

3.2.10 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，经请示调控机构负责人同意后，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，调控机构可以拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。3.2.11 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控制系统值班人员应迅速按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。3.2.12 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即会同相关部门组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。3.3 调度许可

3.3.1 省调许可设备许可原则

3.3.1.1 省调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直调设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

3.3.1.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调直调设备的影响及相应的要求。

3.3.1.3 省调进行调度许可时，应将对省调直调设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调管设备的影响由地调自行考虑。

3.3.2 非省调许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调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。

3.3.2.1 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。3.3.2.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。3.3.2.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。3.3.2.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。3.3.3 地调许可设备管理原则由地调自行制定。4 电网运行方式管理 4.1 一般原则

4.1.1 各级电网的运行方式应协调统一。

4.1.2 调控机构应制定所辖电网、丰（枯）期、月度运行方式。

4.1.3 调控机构应针对电网特殊保电期、重大检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，制定相应运行控制方案。

4.1.4 省调统一开展四川220kV以上主网运行方式及丰（枯）期运行方式计算分析，统筹确定四川主网运行方式。4.2 运行方式

4.2.1 运行方式是电网全年生产运行的指导性文件，应根据电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测等，统一确定电网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 四川电网运行方式由省调统一组织编制，规划、运检、营销、基建、交易等相关部门配合，经国网四川省电力公司批准后执行。

4.2.3 根据四川电网运行方式，各地调负责制定所辖电网运行方式，经本级电网企业批准后执行，并报省调备案。

4.2.4 运行方式主要包括以下内容： 4.2.4.1 上电网运行总结

a.上新设备投产情况及系统规模。b.上生产运行情况分析。c.上电网安全运行状况分析。4.2.4.2 本电网运行方式

a.电网新设备投产计划。b.电力生产需求预测。c.电网主要设备检修计划。d.水电厂水库运行方式预测及新能源预测。e.本电网结构分析、短路容量分析。f.电网潮流计算、N-1 静态安全分析。g.系统稳定分析及安全约束。h.无功电压分析。

i.电网安自 装置和低频低压减负荷整定方案。j.调度系统重点工作开展情况。k.电网运行风险预警。

l.电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议。m.下级电网运行方式概要。4.3 丰（枯）期运行方式

4.3.1 在方式基础上，根据丰（枯）期供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，省调统一组织、滚动校核220kV以上重要断面稳定限额，统一制定丰（枯）期电网稳定运行控制要点。

4.3.2 各级调控机构依据丰（枯）期主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定丰（枯）期电网稳定运行规定。4.4 月度运行方式

4.4.1 在丰（枯）期运行方式基础上，根据月度供需形势、基建进度、开机方式、检修计划以及系统特性变化等情况，各级调控机构应校核重要断面稳定限额，并制定月度电网稳定运行控制要点。省调负责统一组织校核220kV以上重要断面稳定限额。

4.4.2 省调组织各地调完成月度检修计划安全校核流程，编制月度校核报告。4.5 临时运行方式

4.5.1 针对电网特殊保电期、重要检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.5.2 重要临时运行方式的运行控制方案应经本级电网企业批准后执行；对系统整体安全运行影响较小的，应经本级调控机构批准后执行。

4.5.3 对上级调控机构调管的电网运行有影响的安全稳定措施及运行控制方案，应报上级调控机构批准；对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5.4 安全稳定措施及运行控制方案应在临时运行方式开始2个工作日前完成制定和下达。4.6 在线安全稳定分析

4.6.1 调控机构应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。

4.6.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有重要发输变电设备，模型及参数应与离线计算保持一致，故障集全网统一。5 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、相互配合、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、日发输电计划及年、月、周、日设备停电计划。5.2 发输电计划编制原则

5.2.1 调控机构直调的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应调控机构的发输电计划范围。

5.2.2 月度发输电计划应在分月发输电计划的基础上，综合考虑跨区跨省交换计划、用电负荷需求、水情预测、电网安全约束及设备停电计划等因素进行编制。5.2.3 日前发输电计划应在月度发输电计划的基础上，综合考虑次日跨区跨省交换计划、水情、气象、电网约束及设备停电计划等因素进行编制。

5.2.4 编制发输电计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。各种备用容量应满足相关规程规定要求。

5.2.5 发输电计划（包括大用户直供、替代等交易）应通过调控机构安全校核。5.3 设备停电计划编制原则

5.3.1 设备停电计划管理包括输变电设备计划停电管理和发电设备计划检修管理。

5.3.2 凡因检修、改造、试验、建设、市政施工等所需发输变电设备停电、检修的应纳入设备停电计划，且均应服从调控机构的统一安排，并遵循下级调控机构服从上级调控机构安排的原则。

5.3.3 设备停电计划管理严格执行“年统筹、月计划、周安排、日管控”的停电管理流程，确保设备计划停电检修工作的正常秩序。

5.3.4 上级调控机构直调及许可设备停电计划按上级调控机构规定执行，经上级调控机构批准后纳入本级调控机构的设备停电计划。5.4 设备停电计划

5.4.1 每年9月底前，设备运维单位和各发电企业根据运检、建设、试验、市政施工等工作计划提出设备停电需求，优化整合，统筹协调，制定停电建议计划，并报送相应调控机构。下级调控机构应按规定将上级调控机构直调及许可设备停电建议计划报送上级调控机构。

5.4.2 每年12月前，调控机构根据停电建议计划，结合电网运行特点、负荷预测、电力电量交易计划等因素，组织各相关单位统一协调、综合平衡后制定正式设备停电计划。

5.4.3 设备停电计划原则上不安排同一输变电设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，应通过专题安全校核。

5.4.4 国调及分中心统一制定500kV及以上主网设备停电计划。设备停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。若确需调整，应提前向相关调控机构履行审批手续。

5.4.5 发电设备检修计划应考虑电网安全运行要求、电力电量平衡、输变电设备停电计划等因素，相互配合，统筹平衡。300MW以上发电设备检修计划需经全网统筹后，按调管范围发布。5.5 月度调度计划

5.5.1 月度设备停电计划

5.5.1.1 每月10日前，设备运维单位和各发电企业应依据计划安排，将次月度设备停电计划建议报送相应调控机构。调控机构审核后下达月度设备停电计划。

5.5.1.2 月度设备停电计划以设备停电计划为依据，未列入设备停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于月度新增重点工程、重大专项治理、缺陷处理等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.5.1.3 调控机构应对月度设备停电计划进行风险分析，制定预案，发布预警。对可能构成一般及以上事故的停电项目，应提出预控措施，并按规定向相应监管机构备案。5.5.2 月度发输电计划

5.5.2.1 每月15日前各直调电厂、调控机构应按要求将次月的发、用电计划报上级调控机构。5.5.2.2 调控机构根据上级调控机构月度发输电计划，统筹考虑次月购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，确定次月发输电计划，并于月末下发执行。5.5.2.3 省调应编制月度发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6 周设备停电计划

5.6.1 周设备停电计划应依据月度设备停电计划编制。每周三前，各单位应落实停电相关准备工作，将下一周设备停电计划建议报调控机构，调控机构审核后发布周设备停电计划。5.6.2 未列入月度设备停电计划的项目一般不得列入周计划。对于新增重点工程、临时消缺等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入周设备停电计划，但均统计为临时停电。5.7 日前调度计划

5.7.1 日前设备停电计划

5.7.1.1 相关单位应按周设备停电计划向调控机构报送停修申请书，原则上不安排未列入周设备停电计划的项目。

5.7.1.2 停修申请书办理前应逐项落实相关风险预警要求的预控措施。

5.7.1.3 停修申请书应按调管范围逐级报送，报送前应整合各施工单位工作内容和要求。5.7.1.4 省调直调的发电和变电设备停修申请书由厂站直接向省调报送；省调直调的线路和省调许可设备的停修申请书由地调、省检修公司报送省调。地县调停修申请书办理参照执行。5.7.1.5 停修申请书中停电设备、停电范围及要求、工作内容、停送电时间、送电要求等事项应准确填写并与实际一致。

5.7.1.6 自动化、通信检修工作需一次设备、安控装置配合停电或单一设备全部主保护停运，相关单位应在办理自动化检修票、通信检修申请票的同时办理一次设备停修申请书，并在自动化检修票、通信检修申请票和一次设备停修申请书同时批复后，方可实施。5.7.1.7 办理停修申请书应遵循D-3日原则，在停电开始前3个及以上工作日提交停修申请。5.7.1.8 停修申请书应经调控机构相关专业会签，并经领导批准后于停电开始2个工作日前批复申请单位。

5.7.1.9 已批准的停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续：

a.应按值班调度员调度指令办理停修申请书的停电和开工。b.计划检修因故不能按时开工，应在原批准计划停运前6小时报告值班调度员,在原批准计划开工时间三日后仍未开工的，该停修申请书作废。

c.计划检修因故不能按时完工，应在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续,且延期手续只能办理一次。

d.已开工的设备停修申请，如需增加工作内容，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，值班调度员可批准进行。不满足上述条件应另行办理停修申请书。

e.当系统出现紧急情况时，值班调度员有权终止已开工的检修工作。5.7.2 临时停电管理

5.7.2.1 设备异常需紧急处理或设备故障停运后需紧急抢修时，值班调度员可安排相应设备转检修。当值内无法完工的，相关单位应补办相关停修申请书。

5.7.2.2 值班调度员有权批准双套保护、安控装置中单套退出的临时工作。

5.7.2.3 值班调度员有权批复当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的工作。5.7.3 日前发输电计划

5.7.3.1 省调配合国调、分中心协同开展日前发输电计划编制，发输电计划应经过全网联合量化安全校核。

5.7.3.2 调控机构应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，负荷预测准确率及合格率应符合相关规定，并按要求报上级调控机构。

5.7.3.3 直调电厂应按要求向调控机构申报次日发电计划曲线。

5.7.3.4 调控机构根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。5.7.3.5 调控机构在月度发输电计划的基础上，统筹考虑次日购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，编制日前发输电计划。

5.7.3.6 日前发输电计划需经调控机构各专业会签、领导批准后发布执行。

5.7.3.7 直调电厂应按照调控机构下达的日前发电计划运行，值班调度员有权按照有关规定调整当日发输电计划。5.7.4 日前计划安全校核

5.7.4.1 省调每日按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220kV以上电网的日前联合量化安全校核。

5.7.4.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8 设备异动管理

5.8.1 凡涉及变更原接线方式、更换主设备（含机组励磁、调速系统等）及其他涉网安全设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填报《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同设备停修申请书一起报送相应调控机构。

5.8.2 调控机构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步按规定办理异动手续。5.8.3 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，必要时应向调控机构报送有关资料、试验方案等。

5.8.4 调度管辖、监控范围内互感器变比改变、保护装置更换、测控单元更换等一、二次设备异动，自动化子站运维单位应与调控机构同步完成主、备调自动化系统联调。

5.8.5 自动化子站设备永久退出运行，应事先由其维护部门向调控机构提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调控机构协商后确定。5.9 带电作业管理

5.9.1 涉及系统运行方式变化或操作的带电作业应办理停修申请书。

5.9.2 办理带电作业停修申请书时，应明确是否有控制负荷、停用重合闸、故障跳闸可否试送电等要求。

5.9.3 值班调度员有权批准仅需退出重合闸，且在当日完工的带电作业。5.10 安全措施管理

5.10.1 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，应遵守相关规定，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（挂好各侧接地线），才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。5.10.2 输电线路的停电检修，该线路各端的接地措施由值班调度员负责命令厂站运行值班人员和输变电设备运维人员执行，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。

5.10.3 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。新设备投运管理 6.1 一般原则

6.1.1 凡新建、扩建和改建的发输变电设备并入电网运行，应符合国家有关法规、标准及相关技术要求。6.1.2 新建、扩建和改建的发输变电设备接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作应有相应电网调控机构参加。

6.1.3 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户在并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。

6.1.4 调控机构应编制《并网调度服务指南》，明确设备并网应具备的条件、工作流程和资料报送要求等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网相关手续。

6.2 调控机构主要职责

6.2.1 对并网方的并网条件进行认定。

6.2.2 划分调管范围，编制、下达设备调度命名编号文件。6.2.3 开展继电保护定值整定计算工作。6.2.4 编制新设备启动投产方案。6.3 调度命名

6.3.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.3.2 新建、扩建和改建的500kV及以上变电站、并网发电厂及线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报国调、分中心或省调审定，其调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应调控机构负责下达。

6.3.3 新建、改建和扩建的220kV变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力全省统一消纳发电厂及并网线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报省调审定，其调管范围划分和发电厂、变电站、线路的调度命名统一由省调负责下达，厂站内设备的调度命名和编号按设备调管范围由相应调控机构负责下达。220kV及以上发输变电设备的调度命名和编号应符合省调制定的调度命名规则。

6.3.4 新建、改建和扩建的110kV及以下变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力在地区电网消纳发电厂及并网线路的调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应地、县调负责下达。

6.3.5 发电厂厂用电系统设备及变电站站用变系统设备由发电厂或变电站参照调控机构命名规则自行命名编号，但不得与调控机构下达的设备命名重名或重号。6.4 新设备投运应具备的条件

6.4.1 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户已签定《并网调度协议》。6.4.2 已按《并网调度服务指南》要求报送资料并通过调控机构审核。

6.4.3 继电保护、调度通信、自动化设备安装调试完毕，并完成与调控机构主、备调的联调。6.4.4 设备参数测量工作已完成，并报送调控机构（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）。

6.4.5 新投发电机组的各项涉网试验方案完备，并向调控机构报备。

6.4.6 纳入调控机构监控范围的设备已完成设备监控信息表审核及与调控机构主、备调的实传试验。

6.4.7 专业人员完成调控机构组织的业务培训；厂站运行值班人员（输变电设备运维人员）完成上岗资格培训及考试，并取得《调度控制系统运行值班合格证书》。6.4.8 启动试验方案和相应调度方案已获批准。6.4.9 已向调控机构提出新设备投运申请并经批准。6.4.10 生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、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），相关厂、站及设备具备启动带电条件。6.4.11 启动委员会同意投产。6.5 新设备启动投运 6.5.1 新设备启动投运，可能对上级调控机构调管范围安全产生较大影响时，应经上级调控机构许可。

6.5.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调控机构根据电网情况为并网调试安排所需的运行方式。

6.5.3 并网调试期间，并网方应根据经调控机构审核的并网调试调度方案，按照值班调度员的调度指令进行并网调试；调控机构应针对可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

6.5.4 新设备应按新设备启动并网调度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故障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。

6.5.5 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委会的许可后才能进行启动。

6.5.6 新设备启动调试工作全部结束，进入试运行前应经启委会同意。

6.5.7 并网设备调试及相关系统试验完毕后，并网方应将调试报告、试验报告及相关参数报调控机构。并网电厂调度管理 7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。

7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求；光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。7.1.3 电厂并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。7.1.4 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.4.1 发电机组的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC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。

7.1.4.2 按要求完成发电机组励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验。调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.4.3 涉网保护（如定子过电压、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）和安全自动装置的配置和整定应满足有关规程、规定和电网运行要求，其中涉网保护应报调控机构备案。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息应能远传至调度端。

7.1.4.4 发电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。发电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。

7.1.4.5 水电站应按有关标准建立水情自动测报系统及水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.4.6 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.4.7 风电场、光伏电站应具备 AGC、AVC 等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。

7.1.4.8 电厂正式并网前，应按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 并网电厂机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC 等应纳入调控机构的统一管理。上述设备进行技术改造或更新时，应提前90日向调控机构报送有关资料，并重做相关调试试验。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。机组PSS未投入运行，机组发电出力不得超过额定容量的80%。

7.2.4 并网电厂机组励磁系统和调速系统应投入要求的自动控制模式，机组低励限制定值、调差系数和一次调频定值等应严格按调控机构下达的定值整定，未经调度同意，不得擅自变更运行状态及定值。

7.2.5 并网运行时，发电机励磁系统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。

7.2.6 并网电厂应按调控机构的要求落实预防与控制电网功率振荡的各项措施，保证现场运行规程与电网调度规程相适应，保证出现功率振荡时能够及时响应和处置，平息功率振荡。7.2.7 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。7.2.8 并网电厂内调度管辖设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。7.2.9 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。7.2.10 燃料管理

7.2.10.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、消耗量、库存量、可用天数、缺煤（气、油）停机台数及对应发电容量等信息。

7.2.10.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，发电厂应及时向调控机构报告。

7.2.10.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析，根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。电网频率及联络线控制管理

8.1 四川电力系统的频率调整和省间联络线潮流的控制方式按国调、分中心下达的有关联网运行规定执行。

8.2 电网标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。西南、华中电网交流同步运行期间，电网频率按（50±0.1）Hz控制。

8.3 电力系统内所有发电厂均应监视频率。各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.4 四川电力系统解列孤网运行时，频率由省调值班调度员统一指挥。

8.5 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。

8.6 发电厂必须按照调度指令开停机炉、投退AGC、调整出力、维持备用容量。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。

8.7 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。

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

8.9 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有关规定。

8.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调控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。

8.11 各级调控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。8.12 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求。因电网故障、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。9 电网电压调整和无功管理

9.1 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。9.2 无功电压的调度管理按调管范围分级负责，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，各级调控机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。9.3 四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，由国调负责统计和考核。110kV及以下电压监测考核点由所辖地区电网调控机构按有关规定进行设置、统计。

9.4 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，经调控机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调控机构下达机组的低励限制值。

9.5 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，并根据调控机构下达的电压曲线要求及时投切无功补偿设备，保证将高压母线电压控制在曲线规定的范围之内。

9.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调控机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调控机构备案。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。9.7 无功电压的正常运行与调整 9.7.1 电压调整主要有以下措施：

9.7.1.1 调整发电机、调相机无功出力，调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器、静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）的无功出力。9.7.1.2 投切电容器、电抗器。

9.7.1.3 调整有载调压变压器分接头。9.7.1.4 改变电力系统运行方式。

9.7.1.5 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。9.7.1.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。

9.7.2 各发电厂的运行值班人员，应按照调控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。

9.7.2.1 高峰负荷时，应按发电机P-Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压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。

9.7.2.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压在电压曲线的偏下限区域运行。

9.7.2.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值。9.7.2.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值班调度员。

9.7.3 值班监控员、厂站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，当变电站所有调压措施用尽但运行电压仍超出电压曲线规定范围时应及时汇报值班调度员。9.7.4 装有无功补偿设备的变电站，值班监控员、厂站运行值班人员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。

9.7.4.1 高峰负荷电压偏低运行时，应切除补偿电抗器，投入补偿电容器，提高母线运行电压。

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

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

9.7.4.4 各变电站装设的静止无功补偿器（SVC）和发电厂装设的静止无功发生器（SVG），由管辖该装置的调控机构下达运行定值，装置的投、退应按值班调度员调令执行。9.7.5 各厂站变压器分接头档位的运行调整

9.7.5.1 无载调压变压器的电压分接头，由调控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，未经调控机构同意，不得自行改变。

9.7.5.2 装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、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。

9.7.6 各级值班调度员、值班监控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。

9.7.7 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。

9.7.8 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。

9.7.9 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。

9.7.10 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。

9.7.11 500kV发电厂、变电站母线高压电抗器的投退(各换流站的高压电抗器投退除外)由省调值班调度下令执行，发电厂、变电站运行人员不得自行改变母线高压电抗器的运行状态。10 电网稳定管理 10.1 一般原则

10.1.1 四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负责、网源协调的原则进行。

10.1.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.1.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.1.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，、丰（枯）期、月度、临时运行方式应按照统一标准开展稳定分析。

10.1.5 调控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。涉及到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。10.1.6 调控机构应对运行方式以及周、日调度计划和临时运行方式以及电网实时运行状态等进行安全稳定校核分析。

10.1.7 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。10.2 管理职责

10.2.1 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网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

10.2.2 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网源协调，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。

10.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调控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网源协调工作，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。

10.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施。

10.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调控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。10.3 电网安全稳定分析

10.3.1 电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。

10.3.2 电网安全稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.3.3 调控机构应建立覆盖全网220kV以上发、供、用电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展电网稳定分析工作，必要时应对110kV网络进行仿真分析。

10.3.4 电网安全稳定分析的内容主要包括方式计算、丰（枯）期稳定计算、在线安全分析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平的措施和对电网稳定事故进行分析计算。

10.3.5 调控机构组织开展运行中电网的安全稳定计算分析工作，制定电网运行方式和安全稳定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的策略和措施，并按要求报上级调控机构。10.3.6 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.3.7 220kV及以上系统设备无快速保护运行时，调度机构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。

10.3.8 调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书将稳定限额逐级下达执行。

10.3.9 对220kV以上电网正常运行有影响的系统性试验，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，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。

10.4 稳定限额及断面管理

10.4.1 调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析结果，确定运行设备输送功率、电流、电压或功率因数等的限额。

10.4.2 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.4.3 调控机构应根据电网丰（枯）期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰（枯）期稳定运行规定，经本级电网企业分管领导批准后执行。特殊情况下，需临时给定稳定断面及稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导批准后执行。10.4.4 电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经直调该设备的调控机构分管领导批准并做好事故预案，涉及上级调控机构许可范围的还应经上级调控机构许可。

10.4.5 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不同调控机构的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由相关最高级调控机构协调确定，相关调控机构应根据职责要求履行监控责任。10.4.6 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。10.4.7 调控机构值班调度员负责保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额情况时，应立即采取措施予以消除。涉及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网稳定运行的情况，应及时汇报上级调控机构。10.4.8 值班监控员、厂站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。10.4.9 在负荷调整和调度操作时，应按要求提前调整设备潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自动装置动作。

10.4.10 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，并采取安全控制措施保证系统安全稳定运行。

10.5 安全稳定控制措施管理

10.5.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，制定电网安全稳定控制措施。

10.5.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。10.6 电网低频低压减负荷管理

10.6.1 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。10.6.2 地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案应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。

10.6.3 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。10.6.4 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。对因地区电网运行方式或电网结构、负荷分布变化影响到低频、低压自动减负荷量的，应上报省调并制定调整方案。11 调控运行操作规定 11.1 调度倒闸操作原则

11.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级调控机构值班调度员。

11.1.2 调度倒闸操作应填写操作指令票。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

11.1.2.1 投退AGC功能或变更控制模式。11.1.2.2 投退AVC功能、无功补偿装置。

11.1.2.3 启停发电厂机组、调整有、无功出力。11.1.2.4 故障处置、紧急异常处理。11.1.2.5 拉闸限电。

11.1.2.6 单独投退继电保护（包括重合闸）。11.1.3 操作前应考虑以下问题：

11.1.3.1 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，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策。

11.1.3.2 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、安控装置无故障跳闸判据启动等情况，必要时可先进行分析计算。

11.1.3.3 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。

11.1.3.4 操作对保护、安控、设备监控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。11.1.3.5 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。

11.1.3.6 新建、扩建和改建设备的投运，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。11.1.3.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

11.1.3.8 对直调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。11.1.4 影响网架结构的重大操作前，值班调度员应进行在线安全稳定分析计算，必要时可进行联合计算。

11.1.5 操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.1.5.1 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控制系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

11.1.5.2 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控制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。

11.1.5.3 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控制系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。11.1.6 调度倒闸操作指令票

11.1.6.1 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、新设备启动并网调度方案、电力系统运行规定和日调度计划等为依据。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。

11.1.6.2 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）。

11.1.6.3 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操作任务评估、拟写、审核、下达、执行、归档等环节，其中拟写、审核不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。11.1.6.4 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据下达的操作指令或操作指令票，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：

a.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。b.厂用变、站用变电源的切换。c.直流电源的切换。

d.交流电流、电压回路和直流回路的切换。e.根据一次接线调整二次跳闸回路。

f.根据一次接线决定母差保护、安控装置的运行方式。

g.设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），应将保护停用并做好二次安全措施。h.现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。

11.1.6.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.1.6.6 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员应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。

11.1.6.7 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。11.1.7 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关等设备时，应做到：

11.1.7.1 借用设备的值班调度员主动征得直调该设备的值班调度员同意，进行调度关系转移，并明确预计借用期限。

11.1.7.2 直调该设备的值班调度员，将调度关系转移情况通知相关操作人员，由借用该设备的值班调度员下达全部操作指令。

11.1.7.3 借用该设备的值班调度员在设备使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给直调该设备的值班调度员，恢复原调度关系。11.1.8 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但故障处置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。11.1.8.1 交接班时。

11.1.8.2 操作现场有雷雨、大风等恶劣天气时。11.1.8.3 系统发生异常及故障时。11.1.8.4 系统高峰负荷时段。

11.1.8.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.1.8.6 主、备调调度权转移时。

11.1.9 调控机构可结合直调设备实际情况编制操作规程，明确电气设备的具体调度操作规定。

11.2 监控远方操作原则

11.2.1 调控机构值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作。11.2.2 下列情况可由值班监控员进行开关监控远方操作： 11.2.2.1 一次设备计划停送电操作。11.2.2.2 故障停运线路远方试送操作。

11.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。11.2.2.4 负荷倒供、解合环等方式调整操作。

11.2.2.5 小电流接地系统查找接地时的线路试停操作。11.2.2.6 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。

11.2.3 输变电设备运维单位按月向调控机构提交具备监控远方操作条件的开关清单，期间如有变更，需及时更新并向调控机构提交更新后的清单，对不具备远方操作条件的，应说明原因。

11.2.4 监控值班长及正值监控员有权接受调度指令，接受调度指令时应严格执行复诵、录音、记录等要求。

11.2.5 值班监控员在进行操作时，必须由两人进行，一人监护，一人操作，监护人应具备正值以上岗位资格。

11.2.6 监控远方操作前，值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，按要求拟写监控操作票，操作票包括核对相关变电站一次系统图、检查设备遥测遥信指示、拉合开关操作等内容。对调度指令有疑问时，应及时询问值班调度员，核对无误后方可进行操作。

11.2.7 涉及单一开关的操作任务或故障远方试送可不拟写监控操作票，涉及多个开关的操作任务，应拟写监控操作票。远方操作前值班监控员应与输变电设备运维单位核实现场设备具备远方操作条件。

11.2.8 监控远方操作必须采取防误措施，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护等要求，确保操作正确。若电网或现场设备发生异常及故障，可能影响操作安全时，值班监控员应中止操作并报告值班调度员，必要时通知输变电设备运维人员。

11.2.9 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，监控远方操作后的位置检查应满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”，若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备状态。

11.2.10 监控远方操作中，因监控系统或站端设备异常等导致操作无法执行时，值班监控员应终止操作，汇报值班调度员，通知自动化人员或输变电设备运维人员检查处理，并可根据情况联系输变电设备运维单位进行现场操作，现场操作由值班调度员直接下令至输变电设备运维人员。

11.2.11 监控远方操作完成后（除涉及无功、电压调节进行的无功补偿设备和变压器调档操作外），值班监控员应及时汇报值班调度员，同时告知输变电设备运维单位。

11.2.12 设备检修工作许可开工后和设备送电前，输变电设备运维人员应及时告知值班监控员，值班监控员应在监控系统对应检修设备上设置或拆除“检修”牌，并做好相关记录。11.2.13 遇有下列情况时，不允许对开关进行远方操作： 11.2.13.1 开关未通过遥控验收。

11.2.13.2 开关正在进行检修（遥控传动除外）。

11.2.13.3 开关切除故障短路电流次数或正常操作次数已达规定值。11.2.13.4 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作。

11.2.13.5一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。11.2.13.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。

11.2.13.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。

11.2.13.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。

11.2.14 调控机构应定期对开关远方操作情况进行统计分析，并按时报送上级调控机构。12 故障处置规定 12.1 故障处置原则

12.1.1 迅速限制故障的发展，消除故障的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。12.1.2 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。

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。

12.1.5 按规定及时汇报故障及处置情况，并告知有关单位和提出故障原始报告。12.2 故障处置要求

12.2.1 电网发生故障时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即将故障发生的时间、设备名称及其状态等概况向值班调度员汇报，经检查后再详细汇报如下相关内容：

12.2.1.1 保护装置动作及通道运行情况。

12.2.1.2 设备实际位置、外部有无明显缺陷及故障征象。12.2.1.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。

12.2.2 发生以下故障时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报： 12.2.2.1 上级调控机构许可设备故障。

12.2.2.2 影响上级调控机构直调范围内安控装置（系统）切机、切负荷量的。12.2.2.3 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。12.2.2.4 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。

12.2.2.5 影响上级调控机构直调范围内保护及安控装置通道正常运行的。

12.2.2.6 其它影响上级调控机构直调系统安全运行或需要上级调控机构协调、配合处理的。12.2.3 故障处置时，调度控制系统值班人员进行对系统有重大影响的操作前，应取得相应值班调度员的许可。上级调控机构值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知下级调控机构值班调度员。非故障单位应加强运行监视，不得在故障当时向调控机构和故障单位询问故障情况或占用调度电话。12.2.4 为防止故障扩大，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后应尽快汇报值班调度员：

12.2.4.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。12.2.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.2.4.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

12.2.4.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，按现场规程规定调整保护。12.2.4.5 系统故障造成频率严重偏差时，调整机组出力和启停机组协助调频。12.2.4.6 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。12.2.5 设备故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据现场规程规定确认设备是否具备送电条件，并向值班调度员汇报并提出送电时的要求。12.2.6 故障处置时，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故障处置。相关单位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。

12.2.7 故障处置完毕后，故障单位应整理故障报告，及时汇报有关部门。12.3 故障协同处置

12.3.1 调控机构值班调度员负责处置直调范围的故障，故障处置期间下级调控机构值班调度员应服从上级调控机构值班调度员统一指挥。12.3.2 直调范围内电力系统发生故障，值班调度员应按要求立即进行故障处置；若影响非直调电力系统运行时，应及时通报相关调控机构，需上级或同级调控机构配合时，应由上级调控机构协调处理。12.3.3 跨区、跨省重要送电通道故障后，省调接受国调、分中心统一指挥通过调整机组出力、控制联络线功率等措施，将相关断面潮流控制在稳定限额之内，必要时采取控制受端电网负荷等措施，控制电网频率、电压满足相关要求。

12.3.4 各级调控机构间应建立电网运行信息共享机制，及时通（汇）报故障告警信息及处置措施，提高故障处置协同水平。12.4 频率异常处置

12.4.1 电网频率的标准是50Hz，超过50±0.2Hz为异常频率。12.4.2 四川电网与外网交流联网运行发生频率异常时，省调根据分中心的统一指挥进行频率调整。

12.4.3 电网频率降低时按下列办法处理，注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.4.3.1 电网频率低于49.80Hz时，省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组，必要时采取限电措施，使频率恢复正常。

12.4.3.2 电网频率低于49.50Hz时，省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至49.80Hz以上。

12.4.3.3 电网频率低于49.00Hz时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组等措施；有限电序位表的厂站，应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。

12.4.3.4 电网频率低于48.50Hz时，调度控制系统值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(馈线)。

12.4.3.5 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度员下令不应擅自送电。

12.4.3.6 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度员下令，不应送电或并列。12.4.3.7 当频率恢复至49.80Hz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。

12.4.4 电网频率高于50.20Hz时的处理方法： 12.4.4.1 调频厂将出力减至最低。

12.4.4.2 少用网供计划的地调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

12.4.4.3 电网频率超过50.50Hz时，各发电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，各级值班调度员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。12.5 电压异常处置

12.5.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90％以下时，厂站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。值班调度员应采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷）消除发电机的过负荷情况。

12.5.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至480kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免系统发生电压崩溃，值班调度员应立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95％以上，原则上首先对电压最低的地区实施限电。12.5.3 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，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应不待调度指令，拉开装置所接跳的开关。

12.5.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应采取切除电容器、投入电抗器、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；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。

12.5.5 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，应立即采取措施在20分钟之内将电压降至合格范围。如需拉停500kV线路配合调压，应经调控机构分管领导批准。12.6 功率越限处置

当电网设备、输电断面功率超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施降至限额以内: 12.6.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

12.6.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。12.6.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。12.6.4 在受端进行限电或拉闸。

12.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面，由最高一级调控机构值班调度员统一进行指挥调整。12.7 系统同步振荡处置

12.7.1 系统同步振荡的主要现象

12.7.1.1 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。

12.7.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。12.7.1.3 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。12.7.2 系统同步振荡的处理方法

12.7.2.1 厂站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。

12.7.2.2 厂站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。

12.7.2.3 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。12.8 系统异步振荡处置

12.8.1 系统异步振荡的主要现象

12.8.1.1 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。12.8.1.2 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。12.8.1.3 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。

12.8.1.4 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。

12.8.2 系统异步振荡的处理方法

12.8.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大故障范围。

12.8.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少操作，在满足下列条件的前提下可以不解列，允许局部电网短时非同步运行，而后再同步：

a.电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备。

b.枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩掉大量负荷。

c.电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能迅速恢复同步运行。

12.8.2.3 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。

12.8.2.4 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。

12.8.2.5 厂站运行值班人员应不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，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；值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维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。

12.8.2.6 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、故障限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。12.8.2.7 在机组振荡时，未经值班调度员许可，厂站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。12.8.2.8 如振荡是因机组非同期合闸引起的，厂站运行值班人员应立即解列该机组。

12.8.2.9 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。

12.8.2.10 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。

12.8.2.11 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，防止故障的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。12.9 单机异步振荡处置

12.9.1 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。12.9.2 单机异步振荡的处理方法

12.9.2.1 厂站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。

12.9.2.2 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，厂站运行值班人员可按现场规程规定解列机组。

12.9.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，厂站运行值班人员应立即解列机组。12.10 线路故障处置

12.10.1 线路故障跳闸后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即收集故障相关信息并汇报值班调度员，由值班调度员综合考虑电网情况、跳闸线路的有关设备信息确定是否试送。若有明显的故障现象或特征，应查明原因后再考虑是否试送。

12.10.2 试送前，值班调度员应与值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员确认具备试送条件。具备监控远方试送操作条件的，应进行监控远方试送。

12.10.3 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应试送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路试送电一次。如试送不成功，需再次试送，应经本调控机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.10.4 线路跳闸后，对电网安全运行有重大影响的或有重大社会影响的如中心城市、重要用户、藏区电网供电线路等，值班调度员可下令对线路强送一次。12.10.5 线路故障跳闸后，送电前应考虑：

12.10.5.1 正确选择试送端，满足相关技术规定，使系统稳定不致遭到破坏。试送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关试送。

12.10.5.2 线路试送开关应完好，且具有完备的继电保护。无闭锁重合闸功能的，应将重合闸停用。

12.10.5.3 若故障时伴随有明显的故障征象，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否送电。

12.10.5.4 对试送端电压进行控制，对试送后首、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

12.10.5.5 线路故障跳闸后，若开关的故障切除次数已达到规定次数，厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应根据规定向相关调控机构提出运行建议。

12.10.5.6 当线路保护和线路高压电抗器（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高压电抗器（串补装置）同时故障来考虑故障处置。12.10.5.7 大电流接地系统中，线路试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线路送电，终端变压器的中性点必须接地。12.10.6 有带电作业的线路故障跳闸后，试送电的规定如下： 12.10.6.1 值班调度员应与相关单位确认线路具备试送条件，方可按上述有关规定进行试送。带电作业的线路跳闸后，现场人员应视设备仍然带电并尽快联系值班调度员，值班调度员未与工作负责人取得联系前不得试送线路。

12.10.6.2 线路故障跳闸后，值班调度员应发布巡线指令，应明确是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12.10.7 监控远方试送操作要求

12.10.7.1 监控远方试送操作应具备以下条件：

a.线路主保护正确动作、信息清晰完整，且无母线差动、开关失灵等保护动作。b.对于带高压电抗器、串补运行的线路，未出现反映高压电抗器、串补故障的告警信息。c.通过工业视频未发现故障线路间隔设备有明显漏油、冒烟、放电等现象。d.故障线路间隔一、二次设备不存在影响正常运行的异常告警信息。

e.开关远方操作到位判断条件满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”。f.集中监控功能（系统）不存在影响远方操作的缺陷或异常信息。12.10.7.2 当遇到下列情况不允许对线路进行远方试送：

a.监控员汇报站内设备不具备远方试送操作条件。

b.运维单位人员汇报由于严重自然灾害、山火等导致线路不具备恢复送电的情况。c.电缆线路故障或者故障可能发生在电缆段范围内。d.判断故障可能发生在站内。

e.线路有带电作业，且明确故障后不得试送。f.相关规程规定明确要求不得试送的情况。

12.10.7.3 输变电设备运维人员到达现场后,应立即通知调控机构,检查确认相关一、二次设备运行状态，并及时汇报调控机构。如果此时线路尚未恢复运行，应由现场运维人员确认具备试送条件后，调控机构进行远方试送操作，并由现场运维人员负责设备状态确认。12.11 发电机故障处置

12.11.1 发电机异常或跳闸后，厂站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置。

12.11.2 电网故障情况下，负责孤网调频调压的发电机未经值班调度员许可，不得擅自解列。12.11.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，厂站运行值班人员应不待调度指令，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。

12.11.4 机组失去励磁时而失磁保护未动，厂站运行值班人员应立即将机组解列。

12.11.5 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，厂站运行值班人员应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

12.12 变压器及高压电抗器故障处置

12.12.1 变压器、高压电抗器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对设备及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得试送电。

12.12.2 变压器、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，可试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。12.12.3 变压器、高压电抗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）应对设备进行全面检查，必要时应进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。12.12.4 变压器、高压电抗器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认设备能否运行。12.12.5 中性点接地的变压器故障跳闸后，值班调度员应按规定调整其他运行变压器的中性点接地方式。并列运行的变压器故障跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况。12.13 SVC装置故障处置

12.13.1 SVC相控电抗器故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即检查相关设备，汇报值班调度员。缺陷消除恢复送电时应注意满足有关电容器和相控电抗器送电先后顺序的配合要求。

12.13.2 SVC装置发生异常影响到其动态电压调节功能时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员应按该SVC装置停运控制相关断面潮流。12.14 母线故障处置

12.14.1 当母线失压后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，同时将故障或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。12.14.2 当母线故障后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即对停电母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理： 12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电。

12.14.2.2 找到故障点但不能迅速隔离的，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（应先拉开故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

12.14.2.3 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。

12.14.2.4 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。

12.14.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离故障开关，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及故障现象，判明故障情况，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运行值班人员和输变电设备运维人员核对现状，切不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员和输变电设备运维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。12.15 开关故障处置

12.15.1 开关操作时或运行中发生非全相运行，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并立即汇报值班调度员。

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施: 12.15.3.1 若为3/

2、4/3接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（操作前应经调控机构分管领导同意，并应采用远方操作方式，解环前确认环内所有开关在合闸位置）。12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前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。12.16 串补装置故障处置 12.16.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应根据现场运行规程判断设备能否继续运行。若不能继续运行或判断不明，应尽快汇报值班调度员将串补装置退出运行，线路及高压电抗器可以继续运行。

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

12.16.3 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。

12.16.4 线路故障跳闸停运后，应将串补装置转冷备用状态，并检查线路、高压电抗器、串补装置的保护动作情况。线路恢复送电后，串补装置检查无异常，可投入运行。12.17 互感器故障处置

12.17.1 电压互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。

12.17.2 在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件。12.17.3 电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。

12.17.4 电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应迅速按现场规程规定处置。12.18 安控装置动作或异常处置

12.18.1 当安控装置动作后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员根据运行情况决定所切机组（负荷）是否并列（送电），但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。

12.18.2 当安控装置误动时，应将误动的安控装置退出，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。

12.18.3 当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。

12.18.4 当安控装置通道不能正常运行时，应按规定退出该通道或停运该安控装置；停运该安控装置时，同时退出相关联的通道。12.19 通信联系中断处置

12.19.1 调控机构与主要厂站通信联系中断，备调通信畅通时，可将调度指挥权转移至备调。12.19.2 调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。12.19.3 当厂站与调控机构通信中断时：

12.19.3.1 调频厂仍负责频率及联络线潮流调整工作，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。12.19.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。

12.19.3.3 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。

12.19.4 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。12.19.5 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.19.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应尽快将故障点隔离。

12.19.5.2 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。

12.19.5.3 电压异常时，各厂站应采取措施按规定调整电压。

12.19.6 凡涉及电网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。

12.19.7 通信恢复后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处置情况。12.20 调度自动化系统主要功能失效处置

12.20.1 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。

12.20.2 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。12.20.3 汇报上级调控机构，并按其要求调整联络线及重要断面潮流。

12.20.4 通知各重要厂站、下级调控机构加强设备状态、潮流及电压的监视，发生异常情况及时汇报。

12.20.5 除电网异常故障处理外原则上不进行电网操作、设备试验。12.20.6 将监控职责移交至输变电设备运维人员。12.20.7 根据相关规定要求，必要时启用备调。13 继电保护和安全自动装置管理

13.1 调控机构按照直调范围开展继电保护和安全自动装置的运行管理、定值管理和专业技术管理工作。

13.2 调控机构组织或参加直调范围新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、继电保护和安全自动装置配置原则等）。

13.3 调控机构组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。13.4 运行管理

13.4.1 调控机构应制定继电保护和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。

13.4.2 继电保护和安全自动装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行，现场具体操作按现场运行规程执行。

13.4.3 值班调度员应熟悉系统继电保护和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。新型继电保护和安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员技术交底。

13.4.4 变压器中性点接地方式由调管该设备的调控机构确定，并报上级调控机构备案。如上级调控机构对主变中性点接地方式有明确规定，则按上级调控机构规定执行。13.4.5 调控机构应对继电保护和安全自动装置进行调度命名，值班调度员在下达调度指令以及现场值班员在汇报运行情况时，应严格按照定值单上保护装置的调度命名编号及保护名称执行。

13.4.6 运行中的继电保护和安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维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和安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。13.4.7 运行中的继电保护及安全自动装置动作时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应记录继电保护及安全自动装置动作情况，立即向值班调度员汇报。运维单位查明动作原因后，应及时汇报直调及监控该装置的调控机构。13.4.8 继电保护及安全自动装置动作后，运维单位应立即进行处理和分析，调控机构应指导运行单位进行事故分析。13.4.9 继电保护和安全自动装置应按规定正常投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按相关规定处理。

13.4.10 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，应做好相关安全措施，并经直调该设备调控机构分管领导批准。13.4.10.1 220kV线路失去全线速动保护。13.4.10.2 500kV断路器失去断路器保护。

13.4.10.3 220kV母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。13.4.11 运行维护单位应有完整的继电保护和安全自动装置图纸、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。调控机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包括图纸资料、事故分析、反事故措施等）。

13.4.12 运行维护单位负责继电保护统计分析及运行管理应用（模块）中保护及安全自动装置参数、装置检验信息、装置动作信息、装置缺陷及其相关一次设备等数据的录入及更新，各级调控机构负责审核运行维护单位填报数据的正确性和及时性。

13.4.13 继电保护和安全自动装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则，依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》开展。13.5 定值管理

13.5.1 继电保护定值的整定计算应符合国家、行业、和国家电网公司相关企业标准的要求。13.5.2 继电保护和安全自动装置的整定计算按照直调范围开展，上级调控机构可将部分继电保护和安全自动装置的整定计算授权下级调控机构或运维单位。

13.5.3 调控机构负责直调范围内系统保护的整定，并编制继电保护整定运行方案。13.5.4 发电厂负责发电机变压器组等元件保护定值计算，发电厂发变组中性点零序电流保护定值应按照调控机构下达的限值执行，满足电网运行要求并报调控机构备案。

13.5.5 设备运行维护单位负责整定变电站内的主变压器、高压电抗器及断路器的非电量保护、（66kV、35kV、10kV）站用变压器、低压电抗器、低压电容器、SVC及直流融冰装置保护、串联补偿装置本体保护定值，并将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调控机构备案。13.5.6 发电厂、运维单位应根据调控机构提供的系统侧等值参数，对自行整定的保护装置定值进行计算、校核及批准。

13.5.7 调控机构之间、调控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。13.5.8 涉及整定分界面的定值整定，应按下一级电网服从上一级电网、下级调度服从上级调度、尽量考虑下级电网需要的原则处理。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。

13.5.9 下级调控机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调控机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调控机构所提出的要求。

13.5.10 调控机构应定期组织运行维护单位对直调范围内设备的继电保护定值进行全面核对。

13.5.11 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，定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。

13.5.12 继电保护和安全自动装置定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单整定，调控机构、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。13.5.13 继电保护和安全自动装置的定值单应按调度指令启用、更换、作废，并由厂站运行值班人员或输变电设备运维人员与值班调度员核对执行。定值单执行后及时返回归档。13.5.14 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。

13.5.15 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。13.6 专业技术管理

13.6.1 进入电网运行的继电保护和安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.2 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控机构继电保护部门审核。

13.6.2.1 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。13.6.2.2 安全自动装置。

13.6.2.3 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。13.6.3 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控机构及运检部门共同审批。

13.6.4 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行工况、使用年限以及调控部门要求，提出大修技改计划，调控机构负责审查。

13.6.5 继电保护和安全自动装置的软件版本及反事故措施应统一管理，分级实施。运维单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施。

13.6.6 新投运保护装置或保护装置电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。13.6.7 继电保护和安全自动装置的状态信息、告警信息、动作信息及故障录波数据应满足上送至调控机构的要求。

13.6.8 各发电厂继电保护的配置和设计严格遵守和执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《电网运行准则》、《继电保护设备标准化设计规范》等规程规范及继电保护反事故措施要求。

13.6.9 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，相关发电厂及用户应按调控机构的要求予以配合。

13.6.10 智能站继电保护和安全自动装置管理、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护和安全自动装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护和安全自动装置设备管理范畴。

13.6.11 各级调控机构按照直调范围对智能变电站全站系统配置文件（SCD）进行归口管理，运维单位具体负责实施。

13.6.12 智能变电站继电保护和安全自动装置使用的智能装置能力描述文件（ICD）应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.13 行波测距、故障录波装置（含故障录波系统子站）、二次设备在线监视与分析系统子站正常应投入运行。如需退出运行，应经值班调度员同意。

13.6.14 二次设备在线监视与分析系统及故障录波系统子站应在投运前完成与调度端主站联调测试，与一次系统及其保护装置同步投运。13.7 检验管理

13.7.1 运行维护单位应根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》等要求制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期对运行中的继电保护和安全自动装置进行检验。13.7.2 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，并将检验计划及完成情况及时报调控机构。

13.7.3 运行维护单位在进行继电保护和安全自动装置检验工作时应编制相应现场作业风险管控方案，落实风险管控措施。

13.7.4 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。13.7.5 行波测距、故障录波、继电保护故障信息管理系统子站等的检验应按照继电保护装置检验管理的要求进行。13.8 运行操作 13.8.1 线路保护

13.8.1.1 线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投退。投运前，线路两侧厂站值班人员应检查纵联保护通道正常。线路两侧后备保护可单独投退。

13.8.1.2 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。13.8.1.3 500kV线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。

13.8.1.4 对于3/2 接线或角形接线方式，当线路或主变停运而开关合环运行时，厂站运行值班人员应自行负责投入短引线差动保护或按规定进行保护调整。如主变差动保护回路无工作则可启用主变差动保护作为该短引线的保护，但主变瓦斯保护应退出运行。13.8.1.5 500kV线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.6 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。

13.8.1.7 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。13.8.1.8 配置有两套微机重合闸的线路，重合闸的启用方式按照定值单要求执行。当其中一套保护装置停运时，厂站运行值班人员应自行负责启用或核实启用另一套保护装置上的重合闸功能。

13.8.1.9 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

13.8.1.10 线路纵联保护弱馈功能的启用方式应根据电网运行方式及时调整。13.8.1.11 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。

13.8.1.12 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。

13.8.2 母差保护和断路器失灵保护

13.8.2.1 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。

13.8.2.2 500kV母线不允许无母差保护运行。

13.8.2.3 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。

13.8.2.4 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。

13.8.2.5 开关退出运行时，厂站运行值班人员应自行负责退出该开关的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸；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。13.8.2.6 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。

13.8.2.7 双套线路（主变）保护与双套母差保护一一对应构成失灵回路的，按定值单要求同时启用两套失灵保护。对于未按照上述设计原则接线的按定值单要求启用一套失灵保护。13.8.2.8 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；因测试CT极性需退出母差保护时，失灵保护可继续保持启用状态。13.8.3 变压器和电抗器保护

13.8.3.1 500kV变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

13.8.3.2 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。

13.8.3.3 变压器充电时，其保护应按规定投入运行。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变压器退出差动保护应经省调分管领导批准）。

13.8.3.4 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。

13.8.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高（中）压侧开关断开运行时，高（中）压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。

13.8.4 串补装置本体保护投入（退出）运行时，除应投入（退出）相应本体保护外，厂站运行值班人员还应自行负责投退相关压板，沟通（断开）串补装置本体保护跳线路本侧开关及远跳对侧开关的回路，以及线路保护至串补装置本体保护的回路。13.8.5 智能变电站设备

13.8.5.1 智能变电站运行中的合并单元、智能终端和过程层交换机出现异常时，值班监控人员、厂站运行值班人员、输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理。

13.8.5.2 合并单元、过程层交换机异常时，应立即退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.8.5.3 智能终端异常时，应立即退出异常装置的出口硬压板，同时退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.9 安控装置管理

13.9.1 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。13.9.1.1 根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能。13.9.1.2 联切机组（并网线路）和负荷功能。13.9.1.3 低频、低压就地切负荷功能。

13.9.1.4 高频、高压就地切机（并网线路）功能。13.9.1.5 设备过载联切机组功能。13.9.1.6 失步解列功能。

13.9.2 调控机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、供电公司、检修公司、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。

13.9.3 调控机构负责安控装置及有关通道的调度管理，设备及通信运维单位负责安控装置及有关通道的运行管理及维护工作。

13.9.4 未经调控机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。

13.9.5 各供电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。

13.9.6 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。13.9.7 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。13.9.8 安控装置的启停

13.9.8.1 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。13.9.8.2 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。

13.9.9 安控装置的运行

13.9.9.1 当系统运行方式变化时，值班调度员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。13.9.9.2 厂站内运行方式变化时，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）。

13.9.9.3 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。

13.9.9.4 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。13.9.10 安控装置的联调

13.9.10.1 安控装置的联调应由调控机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。13.9.10.2 调控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。

13.9.10.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。13.10 备用电源自动投入装置管理

13.10.1 调控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制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。13.10.2 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： 13.10.2.1 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。

13.10.2.2 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。

13.10.2.3 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。

13.10.3 现场值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置，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。14 调度自动化管理 14.1 一般原则 14.1.1 调控机构负责调管范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作。

14.1.2 厂站运维单位负责自动化子站系统的安全运行，负责子站设备的运行维护和检验，参加新建和改（扩）建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。14.1.3 省、地级调控机构应设置调度自动化专业部门，厂站运维单位应设置负责子站设备运行维护的部门或专岗。

14.1.4 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，满足电力系统调度控制运行管理的需要。14.1.5 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。14.2 运行管理

14.2.1 调控机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，建立电力二次系统纵深安全防护体系，并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。14.2.2 按照“统一管理、分级维护”原则，省调负责省级调度数据接入网的运行管理与考核,地调负责地级调度数据接入网的运行管理与考核。14.2.3 调控机构、厂站运维单位应按照相关要求，分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护，并向相关调控机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享”。

14.2.4 电网模型命名应与电网一次设备调度命名一致。电网模型、电网一次接线图的描述和交换应遵循相关规范要求。14.2.5 运行维护要求

14.2.5.1 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。

14.2.5.2 调控机构、厂站运维单位的专责人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

14.2.5.3 厂站运维单位应建立厂站自动化设备的台账、运行日志、设备缺陷和测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，编制运行维护设备的运行月报，按时上报调控机构。

14.2.5.4 在进行调控主站系统的运行维护时，如可能会影响到自动化信息或功能，应按规定提前办理自动化检修票，开工前自动化值班人员应提前通知值班调度员、监控员和相关调控机构自动化值班人员。

14.2.5.5 在厂站端进行工作可能影响上下行自动化信息时，应按规定提前办理自动化检修票，开工前应提前通知相关调控机构自动化值班人员，自动化值班人员应通知值班调度员、监控员。

14.2.5.6 未经调控机构同意，不应在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。当自动化设备在运行中发生危及人身、电网或设备安全的情况时，现场人员应按相关规程处理，并及时向调控机构自动化值班人员汇报。14.2.6 异常和故障处理

14.2.6.1 下级调控机构主站设备异常影响送上级调控机构自动化信息时，应及时汇报上级调控机构自动化管理部门。

14.2.6.2 子站设备运维部门发现故障或接到设备故障、自动化信息异常通知后，应及时处理并向调控机构自动化值班人员如实汇报有关情况。对于超过24小时设备故障（异常）或信息错误，必须向调控机构提交书面报告，如实记录故障（异常）现象、原因及处理过程、处理结果和预防措施。

14.2.6.3 因设备缺陷暂时无法根本解决的，应采取加强管理、提高巡视力度、进行人工处置等方法，改善设备运行状况，同时申报改造项目予以解决。

14.2.6.4 厂站处理异常时如需投退AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，投退操作应经值班调度员许可。如异常危及电网运行、现场设备及人员安全，厂站运行值班人员应先退出AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，再及时向值班调度员汇报。14.3 AGC管理

14.3.1 200MW（新建100MW）及以上火电（不含背压式热电机组）和燃气机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组，风电场，光伏电站应具备自动发电控制（AGC）功能，参与电网闭环自动发电控制。

14.3.2 纳入AGC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.3.3 应具有AGC功能的机组商运前，由发电厂提供AGC现场试验报告，并完成与调控机构AGC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。

14.3.4 纳入AGC控制的发电厂（机组），其调节参数（调节范围、调节速率等）由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.3.5 发电厂（机组）AGC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AGC功能方可投入运行。

14.3.6 发电厂（机组）远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.3.7 具备AGC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AGC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AGC远方控制功能。14.4 AVC管理

14.4.1 AVC系统的建设、运行应按照“总体规划、分步实施、分级分层、联网协调运行”的原则实施。

14.4.2 并网运行机组应具备AVC功能，AVC装置应具备与电网调控机构AVC主站实现联合闭环控制的功能。

14.4.3 纳入AVC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.4.4 接入调控机构AVC主站的新建发电厂（机组）AVC子站，机组商运前由发电厂提供AVC现场试验报告，并完成与调控机构AVC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。14.4.5 纳入AVC控制的发电厂（机组），其调节参数由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.4.6 发电厂（机组）AVC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AVC功能方可投入运行。

14.4.7 发电厂（机组）远方AVC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.4.8 具备AVC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AVC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AVC远方控制功能。

14.4.9 除用户变电站以外的所有35kV及以上电压等级变电站AVC子站均应接入调控机构AVC主站。

14.4.10 新建500kV变电站与省调AVC主站的接入和联调工作以及新建220kV变电站与地调AVC系统的接入和联调工作，应与变电站无功补偿设备的投产同步完成。

14.4.11 220kV变电站在投运后的1个月内，所辖地调AVC子站需完成新投变电站与省调AVC主站的联调测试工作。14.5 检修管理

14.5.1 调度自动化设备检修工作主要包括对自动化系统和设备的结构进行更改、软硬件升级、年检（测量装置/回路检验、传动试验等）、消缺等内容。14.5.2 调度自动化设备检修应实现计划管理。自动化系统和设备的检修计划应与一次设备的检修计划同步编制和上报，由相应调控机构负责审核和批复。14.5.3 未经相关调控机构自动化管理部门同意，任何人不应该对该调控机构管辖的自动化设备进行维护、调试、试验、测试、消缺等工作。14.5.4 自动化设备检修申请管理制度

14.5.4.1 自动化设备的计划检修和临时检修，应向调控机构办理自动化检修票并按规定履行审核、批准、开工、延期、完工手续。

14.5.4.2 自动化检修票应提前3个工作日（重要节日或重大保电时期应提前5个工作日），临时检修应提前4小时提出申请，报调控机构自动化管理部门批准后方可实施。

14.5.4.3 主站系统的故障消缺，由调控机构自动化值班人员及时通知相关业务处室，必要时应报告主管领导。

14.5.4.4 子站设备发生故障时，运维人员应立即向调控机构自动化值班人员汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，经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1天内将故障处理情况上报调控机构。

14.5.5 设备检修应执行安规及安全生产工作规定，制定完善的组织措施、安全措施、技术措施并落实。

14.5.6 已开工的自动化检修工作，当电网出现紧急情况时，调控机构自动化值班人员有权终止检修工作。15 调度通信管理 15.1 一般原则

15.1.1 电力通信应满足电网运行与管理的需要。四川电力通信网的调度管理应遵循统一调度、分级管理的原则。

15.1.2 四川电网通信电路及设备实行属地化管理原则，投入运行的通信电路及设备，均由属地管理单位实施运行维护和检修管理。接入通信网运行的通信设备及相应的辅助设施均应纳入相应的通信调度管辖范围。

15.1.3 通信调度是电力通信网运行与故障处理的指挥和协调中心，省信通公司应设置24小时有人值班的通信调度，按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。省检修公司和地市供电公司应建立24小时通信运维值班制度，接受省级通信调度下达的通信调度指令,履行本级电力通信网运行维护职责。发电企业和直供大用户应按调度部门的要求建立24小时运维值班制度，接受通信调度下达的通信调度指令，履行资产和运维范围内的通信网运行维护职责。

15.1.4 承担通信光缆线路运行维护的单位（或部门），应接受同级和上级通信运行管理机构的业务指导和运行管理，服从通信调度指挥。

15.1.5 生产型场所通信机房运维单位应负责对电源、环境、主设备告警等信息实施24小时监视。

15.2 调度管辖范围

15.2.1 通信调度管辖范围参照DL/T544执行。

15.2.2 并入电力通信网运行的发电厂、用户变电站通信设备和承载电力生产业务的电路资源，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行维护，按照调度管辖范围纳入相应通信管理机构调度管理。15.3 技术要求

15.3.1 电力通信网所用通信设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术管理规定，通过国家级质量检验测试中心测试，并满足所接入系统的组网要求。

15.3.2 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障、单条光缆故障或单点设施故障，不应造成系统内任一厂站的电力调度业务的全部中断。15.3.3 投入运行的通信设备应具备必要的监视手段，各运行维护单位应即时监视调度通信电路的运行情况。

15.3.4 省调直调发电厂、用户变电站应配置省、地两套传输网设备，分别接入省、地通信传输网，其余传输设备根据具体工程组网需要配置。

15.3.5 接入四川电力通信网设备应保证与本级通信网管统一，同步时钟统一。15.3.6 省调核心通信站应具备四条及以上完全独立的光缆通道，地调核心通信站应具备三条及以上完全独立的光缆通道，县（配）调、重要变电站、直调发电厂（含梯级电站集控中心）和通信枢纽站通信系统应具备两条及以上完全独立的光缆通道。省调（含备调）至直调对象应具备两条及以上的完全独立的通道路由。

15.3.7 传输同一条线路的两套保护或有主备关系的两套安全自动装置使用的通道应具备完全独立的两条路由，采用两套独立的通信设备，并由两套独立电源供电，满足“双设备、双路由、双电源”要求。

15.3.8 省调与直调对象调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

15.3.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》的要求，并履行相应的审批手续。

15.3.10 通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；不得与一次动力电缆同沟（架）布放，并具备完善的防火阻燃和阻火分隔等各项安全措施。15.4 通信专业与相关专业的工作界面划分

15.4.1 通信运维部门与线路运维部门和其它二次专业的维护界面划分参照 DL/T 544 执行。15.4.2 接入-48V通信电源的其它设备，分界点为-48V直流电源接线端子或空气开关用户侧接线端子。其中，空气开关由用户运行管理部门负责操作。15.5 运行管理

15.5.1 通信设备、通信业务发生告警或故障时，运维责任单位（部门）应按照调管范围立即向所属通信运行管理机构报告。15.5.2 涉及省调调度管辖的业务，由省信通公司负责与省调进行协调；涉及地调调度管辖的业务，由地市信通公司负责与地调进行协调。15.5.3 各运维责任单位（部门）应按照通信运行管理机构的指令安排组织开展属地通信系统故障处置，并及时反馈故障处置进展情况，直至确认故障排除。

15.5.4 通信业务申请（包括业务新增、变更、退出）由各级通信运行管理机构负责受理、审核和通信业务运行方式编制。涉及跨级通信业务申请的，由最高级通信运行管理机构负责编制通信业务运行方式。通信业务运行方式实施前应取得方式编制运行管理机构的许可。任何单位和个人不得在没有通信运行方式单或没有通信调度许可的情况下擅自使用四川电力通信网的资源或改变四川电力通信网的运行方式。15.6 检修管理

15.6.1 四川电力通信系统检修工作应严格按照Q／GDW 720《电力通信检修管理规程》及《国家电网公司通信检修管理办法》的要求执行。15.6.2 涉及省信通公司的调管范围的检修工作由省信通公司负责受理，涉及地市信通公司的调管范围的检修工作由地市信通公司负责受理，检修实施单位在收到批准的通信检修申请票后，应按照批复的检修时间、计划方案和要求进行开工前的准备工作。在确认具备开工条件后，向检修工作受理单位申请开工。通信检修工作完成后，负责检修工作的单位在确认通信系统运行状态已恢复且具备竣工条件后，向检修工作受理单位申请竣工。15.6.3 影响电网调度生产业务的通信检修工作，相应通信检修申请票应经调控机构相关专业会签。通信检修申请票中应明确提出所影响的电网调度生产业务的具体内容和有关措施要求，业务名称应采用调度命名和规范用语。

15.6.4 各级信通公司、调控机构、运检管理机构应建立检修计划的月度沟通协调机制，涉及上级通信运行管理机构许可范围的电网检修和通信检修均应按要求上报月度通信检修计划，并提前组织相关单位召开协调会，明确相关检修工作联系人和检修计划申请、开竣工工作要求，认真组织相关单位编制“三措一案”，落实安全措施，制定应急预案。

15.6.5 现场开展巡视作业、检修作业、故障处置、方式执行工作时应严格按照Q／GDW 721《电力通信现场标准化作业规范》的要求实施规范化作业。16 水电调度管理

16.1 调度运行基本原则

16.1.1 按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，科学合理利用水能资源，充分发挥水库的综合效益。16.1.2 水电厂应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求，充分发挥在电网运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用。

16.1.3 水库防汛及汛期防洪库容运用须服从具有管辖权的政府防汛部门统一安排和指挥，当枢纽工程安全与发电或其它兴利要求发生矛盾时，应首先服从枢纽工程安全；以发电为主的并网水电厂，要兼顾各综合利用部门的用水需求；各综合利用部门用水要求有矛盾时，由政府能源主管部门裁定。

16.1.4 水库正常调度运行中，除冲沙、检修、泄洪、库区施工等特殊情况外，水库最低运行水位不得低于死水位。

16.1.5 应按照国家节能发电调度政策和水电站特性，结合水文预报及负荷预计成果，科学、合理安排水库联合运行方式，发挥各水库调节性能，提高全网水能利用率，减少弃水。16.1.6 相关调控机构及水电厂应建立水电调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行水库调度的相关规程、标准、制度。16.2 水库运用参数及资料

16.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，报调控机构作为水电调度的依据。水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。

16.2.2 水库调度运用的主要参数及指标应包括水库调节性能、正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率、利用小时、控制泄量等。

16.2.3 有季及以上调节能力的水库电厂，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图，并及时提交调控机构。16.2.4 正常情况下，水电厂应每隔5～10年对水库运用参数和指标进行复核，定期开展流域水文、气象、水库运行历史资料的整编，并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关调控机构。

16.2.5 新建水电厂应在首台机组并网90日前向调控机构上报水库调度基础参数、电站设计报告、电站设计运行说明书、流域气象水文历史数据、水库综合利用和初期蓄放水控制等资料。水库调度参数、指标及基本资料发生变化时，直调水电站应在7日内向调控机构汇报。16.3 水文气象预报

16.3.1 调控机构和水电厂应加强流域水文气象预报管理工作，结合水库调度运行实际工作需要，及时收集流域天气实况和预报信息，跟踪监视流域气象、水情变化。

16.3.2 水电厂应按照相关预报规范要求，根据水库流域情况、气象预报单位的预报结果、水库调度运行的需要，组织开展日、周、月、季、年、汛前、汛末、枯水期等特定时段的水文气象预报和评价工作。

16.3.3 在应用水文气象预报成果时，应充分考虑到预报偏差可能带来的影响，所编制的水库调度方案或水电计划应留有安全余地，必要时应对水情预测偏差可能带来的风险提出不同应对方案。

16.3.4 水电厂应开展洪水预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。在实际调度过程中，应及时收集气象预报成果，并组织开展短期气象预报。16.4 发电调度

16.4.1 调控机构及水电厂应编制、季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案。根据实际运行需要，编制迎峰度夏、迎峰度冬、检修施工等特殊运行方式下的水库控制和发电计划方案。

16.4.2 水库运行控制和发电计划方案宜采用70%～75%频率的来水编制，同时选用其它典型频率来水对比分析；季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。16.4.3 水库实际调度运行中，应充分利用水文气象预报成果，动态调整和优化各阶段水库运行控制和发电计划方案。实际来水与前期预测情况偏差较大时，水电厂应及时汇报调控机构，调控机构应结合电网运行实际情况及时进行计划方案调整。

16.4.4 季调节及以上性能水库发电调度应采用水库调度图与水文预报相结合的方法进行，充分发挥各水库调节性能；日、周调节水库应充分利用短期水文气象预报成果，在允许范围内采取提前加大出力、拦蓄洪尾等措施提高水能利用率；无调节性能水库或径流式水电按来水发电。并网水电厂应加强短期水文预报，提高申报建议计划精度。16.4.5 梯级水库群调度运行要在满足电网运行需求的基础上，以梯级综合利用效益最佳为准则，由调控机构根据各水库地理位置和特性，统一制定合理的梯级水库群的调度规则和水库蓄放水次序，科学协调各水库发电运行。当流域水情发生重大变化时，上游水电厂应及时向下游水电厂通报相关水情信息。

16.4.6 反调节水库电厂应按有关部门批准的设计要求保证最小下泄流量，加强与上游电厂的配合联系，合理控制水库水位。

16.4.7 运行过程中遇有综合用水、施工、通航、检修等临时特殊控制要求时，水电厂应提前3日与调控机构沟通，并提交书面申请和相关材料，必要时应编制专题分析报告。当发生重大突发事件影响到水库调度运行时，水电厂应立即向调控机构报告并提供相关依据。16.5 洪水调度

16.5.1 汛期承担下游防洪任务的水电厂，汛期防洪限制水位以上的洪水调度由有管辖权的防汛指挥部门指挥调度；不承担下游防洪任务的水电厂，其汛期洪水调度由水电厂及其上级主管单位负责指挥调度。

16.5.2 水电厂应根据水库设计防洪标准和洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，编制洪水调度方案，并按相关程序进行报批。16.5.3 汛末在确保水库防洪安全的前提下，水电厂应根据设计规定，参照历年水文气象规律及当年水情形势，科学把握蓄水时机，拟订合理的蓄水方案。

16.5.4 对于洪峰或洪量频率小于等于10%的洪水，以及对电网、电厂运行造成重大影响的洪水，水电厂应开展防洪调度专题总结分析。16.6 调度信息管理

16.6.1 调度信息主要包括：水库流域和坝址实时水雨情信息、闸门启闭信息、日常水务计算结果、水库调度指令信息、地区和流域气象及水文实况及预报成果、水库发电运用计划建议等。

16.6.2 水电厂每日6：30前向调控机构报送前一天气象水情实况及发电运行情况；每日9:00前报送次日气象水文预报结果、水库发电计划和有关需求建议。16.6.3 水电厂每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、水库运用计划。

16.6.4 水电厂每年3月底前应将已批准或申报的洪水调度方案报调控机构备案，9月10日前上报汛末水库蓄水方案,11月10日前报送枯期水库运用方案。

16.6.5 水电厂每月前2个工作日内、每年1月10日前向调控机构报送月度、水库运行总结。

16.6.6 日常运行中，当并网水电厂获悉影响本电站或相关电站正常发电运行的重要气象、水文、地质、基建施工、防洪、综合利用等信息时，应立即向调控机构及上、下游相关电厂通报。

16.6.7 直调水电装机容量大于200MW的地市级调控机构应定时向省级调控机构报送其调度管辖水电厂水情及发电运行情况。16.7 水调技术支持系统应用管理

16.7.1 水电厂水情自动测报系统及水调自动化系统应实现水库流域实时水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务。16.7.2 装机容量在100MW及以上的水电厂、流域集控中心应建设水调自动化系统子站并与调控机构主站联网，按规定向调控机构水调自动化系统传输气象水情数据、水库调度信息、水库调度资料和运行控制方案等信息，并确保传送信息的完整性、准确度和可靠性。16.7.3 水调自动化系统主要功能应包括数据采集及处理、安全监视、数据库管理、人机联系、水库调度应用、数据通信等。

16.7.4 调控机构和并网水电厂应加强水情自动测报及水调自动化系统运行维护工作，确保系统稳定、可靠运行，并按要求做好安全防护工作，系统接入、改造、升级必须报调控机构审查或备案。

16.7.5 水电厂水调自动化系统出现故障时，电厂应立即安排人员进行处理，同时向调控机构通报。系统恢复正常后，各水电厂应立即向调控机构补传故障期间缺失的数据。16.7.6 水电厂水调自动化系统接入调控机构主站以及改造、升级等工作实施前应报调控机构备案；系统检修、相关网络设备维护等可能影响数据接收时，应事先征得调控机构许可，并做好相关预案。17 新能源调度管理 17.1 基本资料

17.1.1 风电场、光伏电站应具备完整的风（光）资源和发电利用设计资料，掌握气象环境、场址地形和发电设备的基本情况，报调控机构作为新能源发电调度的依据。设计资料未经批准不得任意改变。

17.1.2 风电、光伏发电调度运行的主要参数及指标应包括：场址的多年平均气象观测资料、地形及粗糙度，发电设备的位置坐标、发电功率特性、光伏组件衰耗特性，电站设计年及各月利用小时数等。风电场、光伏电站应作好现场观测、试验，维护整编数据信息，确保资料完备和有效。

17.1.3 风电场、光伏电站建成投入运行后，因气象环境、场址地形、发电设备等发生变化，不能按设计指标运行时，应由运行管理、设计等有关单位对新能源发电参数及指标进行复核。如主要参数及指标需变更，应按原设计报批程序进行审批后方可执行。17.1.4 风电场、光伏发电站应向调控机构报送相关涉网信息，主要包括风电机组、光伏组件、逆变器和动态无功补偿装置的仿真模型、控制参数、电气量保护定值及软件版本号等，相关参数、定值调整或软件升级，应经调控机构许可并备案。17.1.5 风电场、光伏电站应按有关标准和规定要求通过发电功率预测系统，向调控机构提供新能源发电调度信息，主要包括：发电功率预测结果、发电设备可用容量、气象观测信息、样板机运行信息、单机有功功率、无功功率和运行状态（运行、待风或停运状态）、场内发电受阻原因和发电量等。17.2 并网管理 17.2.1 风电场、光伏电站应按照相关要求，向调控机构提交完备的技术资料和并网检测试验方案。

17.2.2 并网前风电场、光伏电站应向调控机构提供本站所有机型的风机（逆变器）的型式试验报告。

17.2.3 风电场、光伏电站应在并网后6个月内完成电能质量、有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等并网技术标准要求的现场并网检测，并提交检测报告，检测不合格的，须解网整改。有条件的单位还应尽快完成电网适应性检测和电气模型验证。17.2.4 风电场、光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合电网的技术要求，二次系统应当符

合《电力二次系统安全防护规定》和其它有关规定。17.2.5 风电场、光伏电站内汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，并配置相应保护快速切除汇集线路的单相故障。汇集线系统中的母线应配置母差保护。17.2.6 17.2.7 风电场、光伏电站的监控系统建设应满足相应技术规范的要求，具备安全、稳定、可靠向调度端上传信息的性能要求。17.3 运行管理

17.3.1 风电场、光伏电站应按照有关标准和规定要求，开展中长期（年、季、月）、短期、超短期发电功率预测，预测精度应满足相关标准要求。17.3.2 调控机构应开展调度端新能源中长期及短期、超短期发电功率预测，并按照有关标准和规定要求，对风电场、光伏电站发电功率预测结果和发电功率预测系统数据报送情况进行评价考核。

17.3.3 风电场、光伏电站应根据发电功率测结果，每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、发电计划建议；每日9:00前向调控机构上报次日96点发电计划建议。

17.3.4 风电场、光伏电站应每15分钟自动向调控机构上报未来15分钟--4小时的超短期发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15分钟。17.3.5 调控机构应根据风电场、光伏发电站报送的发电计划建议，综合考虑电网运行情况和预报误差编制下达风电场、光伏发电站发电计划。17.3.6 风电场、光伏电站应参与电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电压控制曲线．当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制风电场运行状态。

17.3.7 风电场、光伏电站应严格按照调控机构下达的调度指令参与电力系统运行控制，当电网需要时，应按调度指令调整出力或停运，参与电网调频、调峰、调压及系统稳定控制。17.3.8 当光伏电站多台光伏逆变器同时或相继故障解列停运后，未经调控机构许可不得自行恢复设备并网运行，光伏电站应做好事故信息记录并及时上报调控机构。

17.3.9 风电机组故障脱网后，未经调控机构许可不得自行恢复并网运行。发生故障后，风电场应及时向调控机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。

17.3.10 风电场、光伏电站应按照电网设备检修有关规定将、月度、日前设备检修计划建议报调控机构，统一纳入调度设备停电计划管理。

17.3.11 调控机构应根据相关标准、规范和相关单位的反事故措施，结合电网实际情况，定期开展风电场、光伏电站的并网运行特性评价，评价结果可用于编制优先调度序列。

17.3.12 调控机构及风电场、光伏电站应建立新能源调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行新能源调度的相关规程、标准、制度。18 设备监控管理 18.1 一般规定

18.1.1 调控机构按监控范围开展变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务。

18.1.2 设备监控管理主要包括变电站设备实时监控、设备监控信息管理、集中监控许可管理、集中监控缺陷管理和监控运行分析评价等内容。

18.1.3 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。

18.1.4 输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时，应服从值班监控员的指挥和协调。18.2 设备监控管理

18.2.1 设备监控信息管理

18.2.1.1 调控机构负责设备监控信息归口管理，组织制定设备监控信息技术规范和管理规定，参与涉及变电站设备监控信息的设计审查并提出专业意见，负责设备监控信息表的审核和发布。

18.2.1.2 电科院配合调控机构制定设备监控信息有关规范。

18.2.1.3 运维检修单位负责落实已投运变电站设备监控信息相关管理和技术要求，配合调控机构做好设备监控信息表管理工作，负责变电站已投产设备监控信息表编制。

18.2.1.4 建设管理部门负责落实新建（改、扩建）变电站建设阶段的设备监控信息相关管理和技术要求，负责协调设计单位依据《变电站典型信息表》要求编制设备监控信息表。18.2.1.5 设计单位负责设计变电站设备监控信息并出具设备监控信息表。

18.2.2 调控机构负责监控范围变电站设备监控信息接入（变更）及验收工作；运维检修单位配合做好相关工作，保证遥测、遥信、遥控、遥调信息的正确性；建设管理部门负责新建（改、扩建）变电站设备监控信息调试管理，确保监控信息与设计图纸（设备监控信息表）保持一致。

18.2.3 新建变电站纳入调控机构实施集中监控应执行自查、申请、现场检查、评估、批复、交接的许可管理流程，改、扩建变电站纳入调控机构实施集中监控可参照新建变电站许可管理流程执行。调控机构按监控范围实施变电站集中监控许可管理，并组织验收和评估工作。变电站纳入调控机构集中监控前，一二次设备及通信运维检修单位按相应职责对变电站是否满足集中监控条件进行现场检查自查，归纳总结形成自查报告，自查合格后附带相关资料向调控机构提交变电站集中监控许可申请，并配合调控机构开展集中监控许可相关工作。调控机构根据上送资料、现场检查、业务移交准备工作等情况进行分析评估，并形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。评估报告应包括以下内容： 18.2.3.1 变电站现场检查情况（含通信系统检查情况）。18.2.3.2 变电站试运行情况。18.2.3.3 调控机构监控业务移交准备工作情况。

18.2.3.4 需在报告中体现的其它情况（如遗留问题及缺陷等）。18.2.3.5 评估意见（明确是否具备集中监控条件）。18.2.4 集中监控缺陷管理

18.2.4.1 运维检修管理部门和运维检修单位负责及时消除输变配设备集中监控缺陷。18.2.4.2 信通公司负责及时消除通信通道类设备集中监控缺陷。

18.2.4.3 调控机构负责集中监控缺陷发起及缺陷分类，负责集中监控缺陷消缺验收，负责主站监控系统设备缺陷的消缺处理，负责督导运维检修管理部门和运维检修单位消缺并跟踪、考核及归档，负责对监控范围集中监控缺陷情况进行统计分析，建立缺陷档案。18.2.4.4 集中监控缺陷按紧急程度分为危急缺陷、严重缺陷、一般缺陷三类。

a.危急缺陷在4小时内处理，最长不超过24小时，其中直接影响电网、系统和设备安全的缺陷要求立即处理。

b.严重缺陷在1周内处理，最长不超过1个月。

c.一般缺陷在三个月内消除，需要停电处理的在下次计划检修完工前消除，最长不超过1个检修周期。

18.2.5 调控机构定期组织召开监控运行分析例会，对监控范围设备监控信息、运行数据、管理指标进行统计归纳，并逐级向上级调控机构报送。调控机构按月、季度和开展监控运行评价工作，对监控范围设备监控运行情况进行总结和分析评价，并按规定将报表和总结报送上级调控机构。18.3 监控运行管理 18.3.1 运行监视

18.3.1.1 调控机构负责监控范围内变电站设备监控信息、输变电设备状态在线监测告警信息的集中监视。

a.负责通过监控系统监视变电站运行工况。

b.负责监视变电站设备事故、异常、越限及变位信息。c.负责监视输变电设备状态在线监测系统告警信号。d.负责监视变电站消防、安防系统告警总信号。e.负责通过工业视频系统开展变电站场景辅助巡视。

18.3.1.2 设备集中监视分为全面监视、正常监视和特殊监视。

18.3.1.3 全面监视是指值班监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，500kV及以上变电站每值至少两次，220kV及以下变电站每值至少一次。

18.3.1.4 正常监视是指值班监控员对变电站设备事故、异常、越限、变位信息及输变电设备状态在线监测告警信息进行不间断监视。

18.3.1.5 特殊监视是指在某些特殊情况下，值班监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期查阅相关数据、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视：

a.设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。b.新设备试运行期间。

c.设备重载或接近稳定限额运行时。d.遇特殊恶劣天气时。

e.重点时期及有重要保电任务时。f.电网处于特殊运行方式时。g.其他有特殊监视要求时。

18.3.1.6 监控系统发出告警信息时，值班监控员应及时确认和处置，不得遗漏告警信息。18.3.1.7 运维站(班)应建立24小时有人值班机制，保证电网异常、设备故障时的应急响应，接到通知后应立即开展设备核查，规定时间内反馈检查和处理情况，不得迟报、漏报、瞒报和谎报。

18.3.1.8 输变电设备运维人员发现设备异常和缺陷情况，应按照有关规定处理，如异常或缺陷影响集中监控或电网安全运行，应及时汇报值班监控员和调度员。18.3.1.9 监控职责移交和收回

a.值班监控员无法对变电站实施正常监视时，应通知输变电设备运维单位，将监控职责移交至输变电设备运维人员。对于有人值守变电站，应将其监控职责移交至站端；对于无人值守变电站，应将其监控职责移交至该站所属运维站。

b.监控职责临时移交时，值班监控员应与输变电设备运维单位明确移交范围、时间、移交前运行方式等内容，输变电设备运维人员不得无故拒绝执行监控职责移交工作，应严格执行调控机构指令，迅速采取加强现场运维的措施，同时汇报运维管理部门。

c.输变电设备运维人员到达现场后或撤离前应告知值班监控员。监控职责移交完成后，值班监控

员应将移交情况向相关调度进行汇报。

d.因变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成

整站或某一电压等级设备所有遥测或遥信信息无法正常监视，并在5分钟内无法恢复时，调控机构应移

交全站监控职责，站端恢复有人值守。

e.发生下列情况时应移交对应设备的监控职责：

a)对一个及以上间隔所有或部分重要遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

b)对一个及以上间隔所有或部分重要遥测信息无法正常监视，且无直接替代的遥测信息进行正常监视，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

c)变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成值班监控员对部分重要监控数据无法正常监视时，站端恢复有人值守；

d)对单一设备某个遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施；

e)非操作或检修状态下，同一设备的信号频繁发出，一小时内达10次以上，或一小时内虽达不到10次，但一天内发出50次以上，且严重干扰集中监控工作，值班监控员屏蔽相应信号时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施。

f.监控员确认监控功能恢复正常后，应及时与输变电设备运维单位核对变电站运行方式、监控信息和监控职责移交期间故障处理等情况，收回监控职责，做好相关记录，并汇报值班调度员。

18.3.1.10 工作汇报要求

a.开展变电设备、通信设备、自动化设备检修工作，出现可能导致监控系统发出告警信息的情形，工作人员应在工作开始前和结束后汇报值班监控员。

b.发生地震、火灾、恶劣天气等突发事件，输变电设备运维人员赶赴现场后须尽快将站内相关情况汇报值班监控员，如现场突发事件对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员和监控员。

c.现场巡视中发现影响电网和设备安全运行的事故和异常情况，输变电设备运维人员须及时汇报值班监控员，如现场异常情况对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员。18.3.2 监控信息处置

18.3.2.1 调控机构负责对监控系统发出的事故、异常、越限、变位信息进行分析和处置，输变电设备运维单位负责告知类信息的分析和处置。

18.3.2.2 监控信息处置以“分类处置、闭环管理”为原则，分为信息收集、实时处置、分析处理三个阶段。

a.信息收集。值班监控员发现告警信息后，应迅速确认，根据情况对以下相关信息进行收集，必要时应通知运维单位协助收集：

a)告警发生时间及相关实时数据。b)保护及安全自动装置动作信息。c)开关变位信息。

d)关键断面潮流、频率、母线电压的变化等信息。e)监控画面推图信息。f)现场影音资料（必要时）。g)现场天气情况（必要时）。b.信息处置

a)值班监控员收集到事故或异常信息后应初步分析评估其危急程度及影响范围，按规定汇报值班调度员，通知输变电设备运维单位检查处理。输变电设备运维单位应及时组织现场检查，并向值班监控员汇报现场检查结果及相关处理措施，如异常处理涉及电网方式改变，输变电设备运维单位应直接向值班调度员汇报，同时告知值班监控员。处置过程中，值班监控员应对相关设备运行工况加强监视，跟踪处理情况。处置结束后，值班监控员应与输变电设备运维人员核对设备运行状态，并做好相关记录。

b)值班监控员收集到输变电设备越限信息后，应汇报值班调度员，并根据情况通知输变电设备运维单位检查处理。对于变电站母线电压越限信息，值班监控员应按照电压曲线及控制要求，采取措施调压，如无法将电压调整至合格范围内，应及时汇报值班调度员。

c)值班监控员收集到变位信息后，应确认设备变位是否正常。如变位信息异常，应根据情况参照事故或异常信息进行处置。

c.分析处理。值班监控员无法完成闭环处置的监控信息，应及时报告设备监控管理专业人员，由设备监控管理专业人员协调运检部门和输变电设备运维单位进行处理，并跟踪处理情况。

18.3.2.3 经输变电设备运维人员判断告警信息为误发或不影响设备正常运行的，输变电设备运维单位可结合工作计划安排人员现场检查和处理。

18.3.2.4 对于判定为设备或监控系统缺陷引起的事故或异常信息，应及时启动集中监控缺陷处置流程。

18.3.2.5 对于严重影响其他设备正常监视，已登记缺陷且无需实时监视的频发事故、异常信号，可采取抑制或封锁措施，并做好相关记录，待缺陷消除后恢复正常监视。18.3.3 缺陷处置

18.3.3.1 值班监控员负责对监控系统告警信息进行分析判断，发现缺陷及时通知输变电设备运维单位，跟踪缺陷处置情况，并做好相关记录，必要时通知设备监控管理专业人员。18.3.3.2 缺陷管理分为缺陷发起、缺陷处理和消缺验收三个阶段。

a.缺陷发起：值班监控员对告警信息进行初步判断，认定为缺陷后启动缺陷管理程序，报告值班监控长，经确认后通知相应设备运维单位处理。如缺陷可能会导致设备退出运行或电网运行方式改变时，值班监控员应立即汇报值班调度员。

b.缺陷处理：值班监控员收到输变电设备运维单位核准的缺陷定性后，应及时更新缺陷管理记录，对输变电设备运维单位提出的消缺工作需求予以配合。

c.消缺验收：值班监控员接到消缺单位缺陷消除的报告后，应与输变电设备运维单位核对监控信息，确认相关异常情况恢复正常，完成缺陷管理记录。

18.3.3.3 输变电设备运维单位应按缺陷管理要求在规定时间内消除监控缺陷；因故无法在规定时间内消除的，应说明原因并提交消缺计划，明确消缺时间。18.3.4 运行监视管理

18.3.4.1 值班监控员应对监控运行情况进行分析总结，并按年、月、周、日对监控运行情况、自动化系统运行等情况进行统计分析，并向相关专业提出运行改进意见。

18.3.4.2 值班监控员应每周对抑制及封锁信号进行清理，确保运行记录、抑制及封锁记录、缺陷记录和监控画面的一致性。

18.3.4.3 值班监控员应对运维单位故障响应及时率、消缺及时性、信息汇报等实时运行情况进行记录，对造成工作延误、影响电网安全的情况进行考核。19 备用调度管理

19.1 备用调度管理内容包括：备调场所及技术支持系统管理、备调人员管理、备调演练及启用管理。

19.2 备调场所及技术支持系统管理

19.2.1 备调场所设施及技术支持系统配备应满足调度实时运行值班和日前调度业务开展需求，并与主调同步运行。

19.2.2 主、备调系统应实现电网模型一致、信息自动同步。

19.2.3 主、备调调度电话应满足呼叫信息同步更新和共享的需求。19.2.4 主、备调电网运行资料应保持一致。

19.2.5 备调场所设施及技术支持系统的日常维护由所在地单位负责管理。19.3 备调人员管理

19.3.1 备调应按规定为主调配置相应的调度员（以下简称备调调度员）。

19.3.2 备调调度员应具备主调值班资格,并统一纳入主调调度员持证上岗管理。

19.3.3 备调调度员应定期赴主调参加业务培训，参与主调调控值班，熟悉系统运行方式、运行规定和工作要求。

19.3.4 主调调度员及相关专业人员应定期赴备调同步值守，开展部分主调业务。19.4 备调演练

19.4.1 调控机构应定期开展主、备调应急转换演练及系统切换测试。

19.4.2 调控机构应针对可能发生的突发事件及危险源制定备调应急预案，并滚动修编。19.4.3 调控机构值班运行人员应定期使用备调系统开展电网正常运行监视。

19.4.4 调控机构每年应至少组织一次涉及主、备调调度（监控）指挥权切换的综合演练，调控机构相关专业均应参加演练。19.5 备调启用

19.5.1 因环境、场所、设备等原因影响主调调控业务正常开展时，应按相关规定及时启用备调。

19.5.2 调度指挥权转移前后，值班调度员应及时汇报上级调控机构，并根据需要通知相关调控机构及厂站。

附件：术语和定义 1.电力系统 由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体。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.电力调度控制机构

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。4.电力调度控制

电力调度控制机构（简称调控机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行，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。5.电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。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。7.电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。8.电力调度控制系统

包括各级调控机构、厂站运行值班单位和输变电设备运维单位。其中厂站运行值班单位指发电厂、梯级电站集控中心、变电站（含开关站、用户站）等运行值班单位。9.电力调度控制管理

指调控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、电力调度控制系统及其人员业务活动所进行的管理。一般包括调度控制管理、设备监控管理、系统运行管理、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、水电及新能源管理、调度控制系统人员培训管理等。10.调度控制系统值班人员

包括各级调控机构的值班调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员。11.调度许可

下级调控机构在进行许可设备运行状态变更前征得本级值班调度员许可。12.授权调度

根据电网运行需要将调管范围内指定设备授权下级调控机构直调，其调度安全责任主体为被授权调控机构。13.调度关系转移

经两调控机构协商一致，决定将一方直接调度的某些设备的调度指挥权，暂由另一方代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方调度全权负责，直至转移关系结束。14.调度指令

值班调度员对其下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令。15.操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。16.单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。17.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。18.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，均由接受指令的调度控制系统值班人员按规程自行拟订。19.负荷备用容量

为平衡负荷预测误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。20.事故备用容量

为防止系统中发输变电设备故障造成电力偏差而预留的备用容量。21.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。22.计划检修

为检查、试验、维护、检修电力设备，调控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。23.临时检修

计划检修以外的所有检修。24.临时运行方式

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。25.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。26.强送

设备故障跳闸后，未经处理即行送电。27.试送

设备故障跳闸后，经检查处理后的送电。28.带电作业

对带电或停电未做安全措施的设备进行作业。29.安全自动装置

防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置，如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自动解列装置、按频率降低自动减负荷装置和按电压降低自动减负荷装置等。30.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、调控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。31.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、调控机构内具有分析、应用、管理、控制功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度控制管理服务的系统。32.自动化主站系统

在调控机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。33.自动化子站系统

在发电厂、梯级电站集控中心、变电站现场运行的各类自动化设备和应用系统。34.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）。

第五篇：《山东电力系统调度管理规程》定稿

山 东 电 力 系 统

调

度 管 理 规

山东电力集团公司 二OO九年九月

程

目 录

第一章 总 则....................................................................1 第二章 调度管理.................................................................3 第一节 调度管理任务.........................................................3 第二节 调度管理基本原则..................................................4 第三节 调度汇报制度.........................................................6 第四节 调度应急管理.........................................................8 第三章 调度设备管辖范围划分原则...................................9 第四章 系统运行方式编制和管理.....................................11 第一节 系统运行方式管理................................................11 第二节 运行方式编制................................................11 第三节 月、日调度计划编制............................................12 第四节 特殊时期保电措施编制.........................................13 第五章 设备检修调度管理................................................14 第一节 检修计划管理.......................................................14 第二节 检修申请管理.......................................................14 第六章 新设备启动投产管理............................................18 第一节 新建输变电设备启动投产管理..............................18 第二节 新建发电机组启动并网管理.................................19 第七章 系统频率调整及有功管理.....................................23 第一节 发电出力管理.......................................................23 第二节 负荷管理...............................................................24 第三节 频率（联络线）调整............................................25 第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理.....................25 第八章 系统电压调整及无功管理.....................................27 第一节 系统无功管理.......................................................27 第二节 系统电压调整.......................................................27 第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理.....................29 第九章 调度操作管理.......................................................31 第一节 操作一般原则.......................................................31 第二节 操作制度...............................................................34 第三节 基本操作规定.......................................................35 第十章 电力系统事故及异常处理.....................................41 第一节 事故处理一般原则................................................41 第二节 频率异常处理.......................................................44 第三节 电压异常处理.......................................................46 第四节 主要设备事故处理................................................47 第五节 电网解、并列事故处理.........................................54 第六节 系统振荡事故处理................................................54 第七节 通信、自动化系统异常时有关规定及事故处理....57 第十一章 机网协调管理....................................................59 第十二章 继电保护调度管理............................................61 第十三章 安全自动装置管理............................................64 第十四章 调度自动化系统管理............错误！未定义书签。第十五章 调度通信系统管理............................................69

附录一 调度术语示例.......................................................71 附录二 省调管辖设备编号原则.........................................77 附录三 输电线路持续允许电流、功率..............................79 附录四 省调调度员职责及相关制度.................................80

第一章 总则

第一章

总

则

第1条 为规范电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电、用电各方的合法权益，特制定本规程。

第2条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电网运行准则》及电力行业有关标准，遵照上级调度规程规定制定。

第3条 山东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。

第4条 山东电力调度中心接受国家电力调度通信中心（以下简称国调）和华北电力调度通信中心（以下简称网调）的调度管理。

山东电力系统设置三级调度机构，即省、地区（市）、县（市）调度机构（以下简称省调、地调、县调）。各级调度机构在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第5条 调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是职能管理机构，在电力系统运行中行使调度权。

第6条 凡并入山东电力系统的各发电、供电（超高压公司）、用电单位，必须服从调度机构的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内具体实施调度管理。

第7条 山东电力系统各级调度机构值班人员，变电站、操作队、监控中心运行人员（以下简称变电运行人员），山东电力系统调度管理规程

发电厂值长（单元长、机组长）及电气运行人员统称调度系统运行值班人员，必须熟悉并严格执行本规程；有关领导、技术人员也应熟悉并遵守本规程。

第8条 本规程的解释权属山东电力调度中心。

第二章 调度管理

第二章

调度管理

第一节 调度管理任务

第9条 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：

1、按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定、可靠、经济运行。

2、调整电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准。

3、遵循资源优化配置原则，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足经济社会和人民生活用电需要。

4、按照“公开、公平、公正”的原则，依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。

第10条 调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥。

2、对所辖电力系统实施专业管理和技术管理。

3、指挥调度管辖范围内设备的操作；指挥电网的频率、区域控制偏差（ACE）和电压调整；指挥电力系统事故处理。

4、负责组织编制、执行电网运行方式和月、日调度计划，并对执行情况进行监督、考核；执行上级调度下达的跨省联络线运行方式和检修方式。

5、负责电力系统的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制电力系统安全稳定控制方案，参与事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施。

6、负责所辖电力系统的继电保护及安全自动装置、自动

山东电力系统调度管理规程

化和通信系统的运行管理。

7、负责新建机组的并网管理，签订并网调度协议；负责机组退出调度运行管理。

8、负责发电厂的机网协调管理。

9、负责调度系统的应急管理；负责编制黑启动方案，并组织黑启动试验。

10、负责调度系统有关人员的持证上岗管理和业务培训工作。

11、负责电网经济调度管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施。

12、参与电网规划编制工作，参与电网工程设计审查工作。

13、参与编制本网年、月发供电计划和技术经济指标。

14、行使电力行政管理部门或上级调度机构授予的其他职权。

第二节 调度管理基本原则

第11条 下列人员需经培训、考试，并取得《调度运行值班合格证书》，方可上岗，进行电力调度业务联系：

1、发电厂值长（单元长、机组长）、电气（集控）班长。

2、变电站（操作队、监控中心）站（队）长、值班员。

3、各级调度机构值班调度员。

第12条 值班调度员必须按照规定发布各种调度指令。所谓调度指令，是指上级值班调度员对调度系统下级运行值班人员发布的必须强制执行的决定，包括值班调度员有权发布的一切正常操作、调整和事故处理的指令。

第13条 省调值班调度员在调度关系上受上级调度机4

第二章 调度管理

构值班调度员的指挥，并负责正确执行上级调度机构的调度指令。省调值班调度员为省调调度管辖范围内系统的运行、操作和事故处理的指挥人，所属地调值班调度员、发电厂值长、变电运行人员，在调度关系上受省调值班调度员的指挥。省调值班调度员直接对调度范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。地调值班调度员及厂站值班员对其执行指令的正确性负责。

第14条 任何单位和个人不得干预调度系统运行值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。当发生无故拒绝或延迟执行调度指令、违反调度纪律的行为时，应依据有关法律、法规和规定追究受令人和所在单位的责任。

第15条 各级领导人发布的指示如涉及到值班调度员的权限时，必须经值班调度员许可方能执行（现场事故处理规程中有规定者除外）。各级领导人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；值班调度员直接接受和执行指示时，应迅速报告调度机构负责人。

第16条 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

第17条 网调调度设备状态改变前后，现场运行值班人员应及时向省调值班调度员汇报。网调管理设备，在操作前应征得网调许可，操作后应及时向网调汇报。网调和省调双重调度设备，双方均可操作，操作前后均要通知对方。

第18条 对于地调代管设备、省调许可设备，地调在操作前应向省调申请，在省调许可后方可操作，操作后向省调

山东电力系统调度管理规程

汇报。

第19条 紧急需要时，省调值班调度员对地调负责操作的设备可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知地调值班调度员。

第20条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。

调度术语示例见附录一。

第21条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员坚持该指令时，接令运行值班人员应立即执行，但是执行该指令确将危及人身、电网或者设备安全时，运行值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第22条 厂站运行值班人员接到两级调度互相矛盾的调度指令时，应报告上级值班调度员，如上级值班调度员坚持该指令时应按上级调度指令执行，并向下级值班调度员说明。

第三节 调度汇报制度

第23条 各地调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向省调值班调度员汇报重要操作、重大设备异常、恶劣天气6

第二章 调度管理

情况等，同时省调值班调度员应将运行方式变化及重大异常运行情况告知有关单位。

第24条 省调管辖及许可设备发生异常或事故时，地调调度员、发电厂值长、变电运行人员，须立即汇报省调值班调度员。省调值班调度员应按照规定向上级调度和有关领导汇报。

第25条 遇下述情况之一者，省调值班调度员应立即报告网调值班调度员： 1、300MW及以上机组故障跳闸。

2、统调发电厂全停。

3、电网解列成两部分或多部分。

4、大面积停电或极重要用户停电。

5、发生稳定破坏事故。

6、重大人身伤亡事故。

7、重要设备严重损坏。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

第26条 地调、发电厂管辖设备遇下列情况之一者，应立即报告省调值班调度员：

1、重要发供电设备损坏或遭受较大的破坏、盗窃。

2、发生人身伤亡或对重要用户停电。3、220kV变压器、线路非计划停运或故障跳闸。4、220kV任一段母线故障跳闸。

5、电网损失负荷（包括事故甩负荷、安全自动装置动作切负荷和限电、事故拉路）。

6、地区电网发生功率振荡和异步振荡。

7、调度管辖范围内发生误调度、误操作事故。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

山东电力系统调度管理规程

9、预报有灾害性天气或天气突然变化。

第27条 调度员值班期间，不得离开调度室，如必须离开时，应经领导同意，由具有值班资格的人员代替。发电厂值长离开值班室时，应指定有调度联系资格的专人负责调度联系，并事先报告值班调度员。

第四节 调度应急管理

第28条 调度应急管理遵循预防为主、统一指挥、迅速响应、分级负责、保证重点的原则。

第29条 为了保证应急机制有效运转和应急预案有效执行，各级调度机构应成立相应的应急组织机构并明确职责。应急组织机构人员名单和联系方式报上级调度机构备案。

第30条 调度机构应建立应对突发事件的工作机制，编制相应工作预案，并报上级调度机构备案。预案内容包括组织机构、应急预案启动和解除条件的判定、工作流程、人员到位要求、向公司应急领导小组和上级调度机构的报告程序等。

第31条 调度机构应组织相关应急培训和应急预案演练，调度系统运行值班人员应熟悉有关应急预案的措施和要求。调度机构每年至少组织一次联合反事故演习，相关厂站按照调度机构要求参加联合反事故演习。

第32条 调度机构根据电网发展变化情况编制并及时修订黑启动方案。黑启动方案包括研究方案、试验方案和调度操作方案。黑启动方案必须得到电网经营企业的批准，并报上级调度机构备案。

第33条 调度机构按照规定编制并及时修订调度管辖范围内的典型事故处理预案。发电厂和变电站制定全厂（站）停电预案和保厂（站）用电方案并报所辖调度机构备案。第三章 调度设备管辖范围划分原则

第三章

调度设备管辖范围划分原则

第34条 山东电力系统设备按照调度管辖划分为网调调度、省调管辖、地调管辖、县调管辖设备。

第35条 网调调度设备为跨省联络线及相关设备。网调与省调调度分界设备定为网调与省调双重调度设备。

第36条 省调管辖设备划分原则

山东电力系统内，除上级调度机构管辖外的以下设备为省调管辖设备：

1、单机容量50MW及以上的发电机组。

2、主要发电厂的主要设备（500kV变压器、母线，单元接线的220kV升压变压器，接有600MW及以上单机的220kV母线，接有机组容量600MW及以上的重要220kV母线，无功补偿设备）。

3、装机容量超过10MW的并网风电场。4、500kV变电站的主要设备（主变、母线、无功补偿设备）。5、220kV变电站中存在稳定问题的220kV母线和出线6条及以上的重要220kV母线。6、500kV线路，跨地区（供电区）的220kV线路。

7、省调管辖设备配置的继电保护、安全自动装置以及有关的自动化、通信设备；机组涉网保护以及有关的调节控制系统。

省调管辖设备中，运行状态变化对华北主网或邻网的安全稳定运行和继电保护配合产生较大影响的设备，列为网调管理设备，山东电力系统内网调管理设备由网调规程确定。

省调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大的 山东电力系统调度管理规程

发、输电设备，可委托地调代管。如：部分发电厂设备，风电场，部分跨地区的220kV线路。

第37条 地调管辖设备划分原则

地区电网内非省调管辖的主要发、输、变电设备。地调管辖设备中，其操作对省调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，列为省调许可设备。

第38条 县调管辖设备原则在地区电力系统调度规程中明确。

第39条 发电厂厂用电设备及热电厂的供热设备，由各厂自行管理。第四章 系统运行方式编制和管理

第四章

系统运行方式编制和管理

第一节 系统运行方式管理

第40条 根据调度管辖范围，调度机构负责编制系统的运行方式、月度调度计划、日调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施。

运行方式、月度调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施须经相应公司分管领导批准，日调度计划由相应调度机构领导批准。

第41条 编制系统运行方式应遵循电网安全、优质、经济运行原则，并满足下列要求:

1、满足《电力系统安全稳定导则》的要求，当电网发生N-1故障时，能保证电网安全稳定运行。

2、能迅速平息事故，避免事故范围扩大，最大限度保证重要用户的连续可靠供电。

3、短路电流不超过开关的额定遮断电流。

4、具有足够的备用容量。

5、电能质量符合相关标准。第42条 发电厂、地区电网的正常结线应与主网的正常结线相适应。发电厂的正常结线应保证发电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。地区电网的正常结线应首先保证主网的安全。

第二节 运行方式编制

第43条 运行方式的主要内容包括：

1、上电网运行情况总结。山东电力系统调度管理规程

2、本新建及扩建设备投产计划。

3、本电网分月电力平衡分析（包括负荷预测，发电预测，外网受、售电计划），调峰能力分析。

4、本发输电设备检修计划。

5、电网结构变化、短路分析及运行结线方式选择。

6、电网潮流计算分析。

7、电网稳定计算分析。

8、无功电压和网损管理分析。

9、安全自动装置配置和低频、低压自动减负荷整定方案。

10、系统安全运行存在问题及措施。

第三节 月、日调度计划编制

第44条 月度调度计划的主要内容包括:

1、电力平衡方案。

2、发输变电设备检修计划。

3、新设备投产计划。

4、重大检修方式下的电网分析及措施。

5、联络线送、受电计划。

第45条 日调度计划的主要内容包括：

1、全网、地区电网预计负荷和负荷限额。

2、批复的设备检修申请。

3、联络线送、受电计划。

4、发电厂及电网出力计划（每日负荷备用容量不小于最大发电负荷的3%，事故备用不小于本系统一台最大机组的容量，上述备用容量应根据电网结构合理分布，调用应不受系统安全的限制）。

5、开停机方式安排，机组AGC投停计划。第四章 系统运行方式编制和管理

6、检修方式出现薄弱环节的潮流分析、反事故措施和有关注意事项。

第四节 特殊时期保电措施编制

第46条 电网特殊时期（含节假日）保电措施应包括电网日调度计划（含前后各1日）的全部内容，并制定保电预案。山东电力系统调度管理规程

第五章

设备检修调度管理

第一节 检修计划管理

第47条 电力系统内主要设备实行计划检修。设备年、月度检修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第48条 发电厂应在每年10月15日前，向省调报送下发电机组检修计划；省调根据电网负荷预测和电力平衡情况，对检修计划进行统筹安排，于每年11月15日前，批复下一发电机组检修计划。根据《发电企业设备检修导则》的规定，每台机组每年只安排一次A、B、C级计划检修，D级检修根据系统运行情况在月度计划中安排。

电网输变电设备的计划检修按照有关规定执行。第49条 各单位应在每月15日前将次月检修计划（包括新设备投产计划）报省调。省调批准后于月底前5天下达，属网调调度及管理的设备由网调批准。月度检修计划包括网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修。

第50条 发电厂的省调许可设备，其检修计划由发电厂报所属地调，地调安排后报省调。

第二节 检修申请管理

第51条 设备检修或试验虽已有计划，有关单位仍需在开工前履行申请手续。网调调度设备、网调管理设备，在开工前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前2个工14

第五章 设备检修调度管理

作日12时前向网调提出申请，省调在网调批复后通知有关单位。

省调管辖设备、省调许可设备，按管辖范围在开工前2个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前1个工作日17时前批复申请并通知有关单位。

超高压、发电厂的检修工作，涉及省调、地调管辖设备停电的，应向相应地调提交检修申请，再由地调向省调提出申请。

节日检修（含节后第一个工作日）应在节前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在节前1个工作日12时前批复。

第52条 对于网调调度设备的检修开工令，若网调值班调度员下达给厂站运行值班人员，厂站运行值班人员应立即汇报省调值班调度员，完工后由受令单位向网调值班调度员汇报，同时汇报省调值班调度员；若网调值班调度员下达给省调值班调度员，省调值班调度员向申请单位下达开工令，完工后申请单位向省调值班调度员汇报，省调值班调度员向网调值班调度员汇报。

第53条 网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修开工令，由省调值班调度员下达给提申请的发电厂值长、地调值班调度员、超高压公司生产调度值班员，完工后由受令单位向省调值班调度员汇报。

网调管理设备，在操作前须征得网调值班调度员的许可，在开竣工后省调值班调度员应汇报网调值班调度员。

第54条 地调管辖设备停电，需省调管辖设备配合停电、代用或需将负荷调其他地区电网供电时，也应按照第51条规定执行。

第55条 检修申请应包括以下内容：停电范围、检修性 山东电力系统调度管理规程

质、主要项目、检修时间、最高（低）出力、降出力数额及原因、紧急恢复备用时间以及对系统的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未履行申请及批准手续，不得在设备上工作。

地调代管、省调许可设备，地调在向省调提申请前要对地区电网进行分析，提出运行方式调整及需采取的措施，报省调审核、批准。

第56条 网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备检修工作到期不能竣工者，申请单位应按申请程序向省调值班调度员提出延期申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的延期申请。

输变电设备预计提前竣工的，应在竣工前3小时向省调汇报，延期申请应在批准竣工时间前3小时提出。机炉设备延期申请应在批准工期未过半时提出。

第57条 网调调度、网调管理、省调管辖的继电保护、自动装置和远动设备停用、试验、改变定值，影响发电厂出力的附属设备及公用系统检修、消缺等工作，也应按上述有关条款规定执行。

第58条 设备非计划停运，可随时向省调值班调度员提出申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的非计划停运申请。

第59条 省调值班调度员有权批准下列临时检修项目： 1、8小时内可以完工，且对系统和用户无明显影响的检修。

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第60条 省调批准的设备检修时间计算：

第五章 设备检修调度管理

1、发电机组检修时间从设备断开，省调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。申请时间包括停、送电操作及检修时间。

第61条 省调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报省调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。如带电作业需持续多日时，应遵循“当日工作，当日结束”的原则。

第62条 发电设备检修（计划检修、非计划停运及消缺）工作结束前一日12时前应向省调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。山东电力系统调度管理规程

第六章

新设备启动投产管理

第一节 新建输变电设备启动投产管理

第63条 调度机构应参与新建（含扩建或改建）输变电设备可行性研究、初步设计审查等前期工作。

第64条 对于需接入山东电力系统的220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，运营单位应在启动前3个月向省调上报新设备编号建议。省调在新设备启动前2个月明确调度名称、调度管辖范围划分、电力电量计量点等。

省调管辖设备编号原则见附录二。

第65条 对于网调调度、省调管辖及省调许可的新设备，运营单位应在启动前3个月向省调提供书面资料，同时提供有关电子文档。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数。

3、线路长度、导线规范、杆号、同杆并架情况等。

4、继电保护、安全自动装置配置及图纸（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

5、试运行方案、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。

在向省调提供资料的同时，也应将有关资料报相关地调。通信线路和通信设备的资料报通信管理部门。

第66条 对于220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，在启动前15天由运行单位书面向省调提出启动措施。其内容包括：启动日期、启动范围、接带负荷、对电网的要求等。

第六章 新设备启动投产管理

第67条 相关单位应在新设备启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产设备参数、母线联结方式等基础数据，并经省调审核。

第68条 省调应在新设备启动前5个工作日答复下列问题：

1、运行方式和主变分头位置，变压器中性点接地方式。

2、省调调度员名单。

3、继电保护及安全自动装置（调试）定值。

第69条 新设备启动申请应在启动前3个工作日12时前向省调提出申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第70条 提交新设备启动申请前必须具备下列条件：

1、基础数据已维护正确并经调度机构审核确认。

2、调度自动化信息接入工作已经完成，调度电话、自动化设备及计量装置运行良好，通道畅通，实时信息满足调度运行的需要。

3、启动、试验方案和相应调度措施已批准。第71条 新设备启动前必须具备下列条件：

1、设备验收合格。

2、所需资料已齐全，参数测量工作已结束。

第72条 新设备投入运行必须核相。设备检修改造后，如需核相由运行单位在申请中向相应调度机构提出。

第73条 地调管辖的220kV新设备，在向所属地调申请启动的同时，也需将设备规范、一次结线、主变分接头运行位置等主要资料报省调。

第二节 新建发电机组启动并网管理

第74条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体 山东电力系统调度管理规程

或产权归属，均应遵照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规的规定，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第75条 发电厂应在机组启动并网前3个月，向省调提供书面资料和有关电子文档（外文资料需同时提供中文版本），提出一次设备编号建议。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数（抽水蓄能电站应包括水库资料）。

3、继电保护、安全自动装置配置及图纸资料（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

4、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。省调应在机组启动并网前2个月确定调度名称，下达调度管辖范围和设备命名编号。

第76条 发电厂应在机组并网前45天，以公文形式向省调提交机组启动试运申请书。省调应在收到机组启动试运申请书后15天内进行批复，申请书至少应包括以下内容：

1、机组名称和参数。

2、预计机组总启动日期、要求的机组启动调试期。

3、调试项目及措施、调试负责人或工作联系人等。第77条 新建机组具备并网条件后，发电厂应在机组启动并网前15天提出并网条件验收申请。省调在收到并网条件验收申请书5个工作日内答复，验收工作应在机组启动并网前5个工作日完成。

第78条 发电厂应在机组启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产机组参数等基础数据，并经省调审核。

第79条 省调应在机组启动并网前5个工作日编制完成20

第六章 新设备启动投产管理

机组启动并网调度措施，下达启动调试方案和安全自动装置定值。

第80条 新建机组启动并网前应具备以下条件：

1、新建机组配套送出工程（一次和二次设备）的建设、调试、验收已完成，具备并网机组电力送出的必要网络条件。

2、发电厂与电网企业签订《并网调度协议》等相关合同协议书。

3、取得质检部门签发的《机组整套启动前质量监督检查报告》，并完成对相关问题的整改。

4、发电厂值长、单元长、电气班长取得上岗证书，名单已报调度机构。

5、现场规程、保厂用电措施和全厂停电应急预案等资料齐全，并报调度机构。

6、相关调度管理及应用系统安装完毕，并已接入调度机构。机组数据注册完毕。

7、新建机组调试大纲、电气试验方案、并网调试方案已报调度机构。

第81条 新建机组并网必备条件验收合格后，应在启动前3个工作日12时前向省调提出启动申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第82条 启动试运机组应视为并网运行设备，纳入电力系统统一运行管理。与电网运行有关的试验须经调度机构批准，调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。

第83条 启动试运机组进入和完成168（72＋24）小时满负荷试运，发电厂值长均应及时向调度机构值班调度员汇报。山东电力系统调度管理规程

第84条 新建机组移交生产前应完成以下调试试验项目：

1、发电机组励磁系统、调速系统、PSS试验。

2、发电机进相运行试验。

3、发电机组一次调频试验。

4、发电机组AGC试验。

5、发电机甩负荷试验。

6、电网要求的其他试验。

第85条 新建机组完成满负荷试运后1个月内，应完成第84条规定的所有试验。试验完成后，电厂应及时向调度机构提供试验报告，经调度机构审核确认符合要求，机组方可移交生产。第七章 系统频率调整及有功管理

第七章

系统频率调整及有功管理

第一节 发电出力管理

第86条 发电厂应按日发电调度计划曲线运行，并根据调度指令调整出力。

第87条 省调值班调度员根据系统情况或上一级调度指令，有权修改各发电厂调度计划曲线。

第88条 发电厂向省调上报月度检修计划的同时，应说明各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，经省调批准执行。当出力变化时，应于前2个工作日12时前向省调提出申请，并经批准。

第89条 运行设备异常等原因使机组最大连续出力和最小技术出力发生临时变化时，发电厂值长应向省调值班调度员报告改变原因并提出申请。

第90条 省调对非灵活调度发电机组实行计划管理。非灵活调度发电机组是指发电机组不在已经核定的最大、最小技术出力间灵活调整的，或者需连续运行而不能参与调峰的机组(新建机组并网调试期间、发电机组开停机过程除外)。

不超过30天的短期非灵活调度发电机组，发电厂每月15日前向省调报送次月计划申请书；超过30天的长期非灵活调度发电机组，发电厂提前3个月以公文形式报送计划申请书。

第91条 发电厂燃料供应不足时，应向省调提出降出力或停机申请，避免全厂低于最小运行方式或全厂停机。山东电力系统调度管理规程

第二节 负荷管理

第92条 各供电公司应做好本地区负荷预测工作，避免因实际用电负荷与预测负荷偏差较大而造成ACE（频率）越限、设备过负荷及低电压运行。

第93条 负荷预测分为负荷预测、月度负荷预测、日负荷预测、节日负荷预测。

地区负荷预测应包括每月最高、最低负荷，在每年10月底前报省调。月度负荷预测应在前1个月20日前报省调。日负荷预测曲线按96点进行编制，在前1个工作日的15时前报省调。

法定节假日3个工作日前上报地区负荷预测曲线，并可每日进行修改上报。节假日最高、最低负荷预测应在10天前报省调。

第94条 各供电公司应于每年一季度末向省调上报经政府主管部门批准的“地调限电拉路序位”、“地调事故拉路序位”和“省调事故拉路序位”。省调应每年修订“省调事故拉路序位”，并报政府主管部门批准。

第95条 若发电出力不能满足用电需求，或因发输电设备计划检修造成地区电网供电能力不足，省调在进行电力平衡时，应按照批准的方案分配地区用电限额，各地调按分配的负荷限额控制地区负荷。

第96条 电网实时运行过程中，因发输电设备故障导致不能满足用电需求时，省调应向相关地调下达限电或事故拉路指令，明确拉路数额、范围及执行时间。地调按照限电拉路序位或事故拉路序位立即执行。第七章 系统频率调整及有功管理

第三节 频率（联络线）调整

第97条 山东电网频率标准为50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下电网频率按50±0.1赫兹控制。

第98条 为监视电网频率，各级调度机构调度室、发电厂控制室、变电监控中心、110kV及以上变电站应装有数字式频率表。

第99条 电网频率及区域控制偏差（ACE）调整由省调值班调度员负责。发电厂值长、地调值班调度员对保证频率及ACE在规定范围，与省调值班调度员负有共同责任。

第100条 联网运行方式下，山东电网按联络线功率及频率偏差（TBC）方式控制。当山东电网与华北主网解列时，由省调负责山东主网的调频工作，山东电网按定频率控制（CFC）方式控制。

第101条 负责ACE调整的机组由省调指定，正常情况下由投入AGC功能的机组承担；特殊情况下可以指定有条件的机组进行人工调整。当机组失去调整能力时，发电厂值长应立即向省调值班调度员汇报。

第102条 省调应严格执行跨省联络线送受电计划。由于特殊情况，需要修改次日的联络线计划时，应于当日12时前向网调提出申请。

第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理

第103条 运行的200MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，新投产100MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，并满足山东电网机网协调技术要求。

第104条 机组的AGC功能正常投停方式按省调通知执行，值班调度员有权根据电网需要临时调整。未经调度许可 山东电力系统调度管理规程

（紧急情况除外）不得擅自退出功能或修改控制参数。

第105条 发电厂因设备消缺等原因不能按规定投入AGC功能时，由发电厂值长向值班调度员提出申请，经同意后方可退出。当AGC功能退出后，机组按调度计划出力曲线接带负荷。机组AGC功能因故紧急退出，发电厂值长应立即汇报省调值班调度员。

第106条 机组AGC装置的检修试验工作均应履行检修申请手续。

第107条 发电厂应编写AGC现场运行规程，并上报省调备案。第八章 系统电压调整及无功管理

第八章

系统电压调整及无功管理

第一节 系统无功管理

第108条 省调依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》，负责220kV及以上电网电压与无功功率的运行控制及管理。

第109条 为保证电网电压质量，220kV及以上电压等级发电厂、500kV变电站的500kV和220kV母线定为省调电压考核点。

第110条 220kV变电站的220kV母线为省调电压监测点。

第111条 未列入省调电压考核点的发电厂、220kV变电站各级母线为地调电压监测点。

第112条 省、地调按调度管辖分工，根据电网负荷变化和调压需要对发电厂电压考核点和电压监测点编制和下达电压曲线。电压考核点和电压监测点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求。

第113条 凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表等均应与相关设备同步投产。

第二节 系统电压调整

第114条 调整电压的原则：

1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。

2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，山东电力系统调度管理规程

避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。

3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功出力，保持电网稳定运行。

第115条 500kV变电站运行值班人员发现500kV母线电压低于500kV或高于550kV，220kV母线电压低于220kV或高于242kV时，应立即报告省调值班调度员。

网调确定的电压监测点，其运行电压范围依照网调规定执行。

第116条 220kV变电站220kV母线电压低于213.4kV或高于235.4kV时，变电站（或监控中心）运行值班人员应立即报告所属调度值班调度员。

第117条 发电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照调度下达的电压曲线自行调整无功出力，合格调压范围为目标值电压的98%-102%。

1、无功高峰负荷期间，发电机无功要增到考核点电压达到目标电压值或按发电机P-Q曲线带满无功负荷为止。

2、无功低谷负荷期间，发电机无功要减到考核点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98以上（或其他参数到极限）。

3、已执行上款规定但考核点电压仍高达目标电压值的102%及以上时，100MW以下容量发电机组功率因数要求达到1（自动励磁调节装置投运），100MW及以上容量发电机组功率因数要求达到省调规定的进相深度。

4、发电厂可投切的低压电抗器组，由发电厂电气运行值班人员根据母线电压和发电机功率因数按规定自行调整。第八章 系统电压调整及无功管理 5、500kV变电站电容器组、低压电抗器组的投切，有载调压变分接头的调整，由变电站运行值班人员根据母线电压按规定自行调整，但操作前后应向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应及时记录。

6、可单独投切的500kV高抗，省调值班调度员可根据有关规定及电网实际运行情况进行投停操作。

第118条 地调值班调度员要加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过采取调整机组无功出力、投退无功补偿设备等措施，保证220kV主变高压侧功率因数高峰时段不小于0.95，低谷时段不大于0.95。

如全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。

第119条 变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。

第120条 电压调整的主要方法：

1、改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器。

2、改变变压器分头。

3、改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配。

4、抽水蓄能机组调相运行。

5、开启、停运机组。

6、改变电网结线方式，投、停并列运行变压器。

7、限制电压过低地区的负荷。

第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理

第121条

省调根据电网安全运行需要确定AVC子站布 山东电力系统调度管理规程

点。

第122条 山东电网AVC系统主站和子站设备均属省调管辖。省调值班调度员负责AVC子站的投入或退出，发电厂值长负责每台机组AVC功能的投退。

第123条 安装AVC子站的发电厂，当子站投入且省调AVC主站处于闭环控制（遥调方式）时，考核点电压按主站下发的指令调整；当投入本厂就地闭环控制（就地方式）或AVC子站退出运行时，考核点电压要依照省调下达的电压曲线调整。

第124条 发电厂和变电站的AVC子站正常应投入运行（自动方式），由省调根据实际情况决定采用遥调或就地方式。

第125条 新（扩、改）建的AVC子站，投入运行前应进行试验和调试，并将调试试验报告、现场运行管理细则报省调备案。AVC子站设备定值需报省调审核后执行。

第126条 影响AVC功能的子站设备检修或更换后，应进行相关的试验。

第九章 调度操作管理

第九章

调度操作管理

第一节 操作一般原则

第127条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对省调管辖的设备有影响，操作前应通知省调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行，省调委托地调代管设备、省调许可设备的操作，地调值班调度员在操作前必须经省调值班调度员的同意，操作后汇报省调值班调度员。

第128条 地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。

第129条 3/2接线一串中的两个设备由不同调度管辖时，该串中任一开关、刀闸的操作需征得另一方的许可并经管辖母线的调度同意。

第130条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第131条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员下达给操作队（或监控中心）值班人员;对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员直接下达给变电站值班人员。

省调值班调度员将操作指令直接下达变电站（或监控中心），由变电值班人员实施操作，操作队值班人员应按计划到现场。

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第132条 值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第133条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要特别注意下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率（ACE）、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响。必要时，应对电网进行在线安全计算分析并做好事故预想。

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

3、操作顺序的正确性，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸和带地线合闸等。

4、继电保护、安全自动装置和变压器中性点接地方式的适应性。

5、线路“T”接线。

第134条 操作指令分逐项指令、综合指令和单项指令。涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。

2、投入或退出一套保护、安全自动装置。

第九章 调度操作管理

3、投入或退出机组AGC、AVC、PSS。

4、发电机组启停。

5、事故处理。

第135条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写倒闸操作票，根据值班调度员指令实施操作。

单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令。

第136条 省调值班调度员的操作指令，应由地调值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电运行人员接受，并汇报执行结果。

第137条 省调值班调度员为便利操作或在通信中断时，可以通过地调值班调度员、发电厂值长转达指令和汇报，也可委托地调值班调度员对省调管辖设备进行操作。

委托操作应在操作8个小时前通知受委托地调和受令单位（异常和事故处理不受此时间限制），同时将有关安全、技术措施一并下达。操作结束后，地调将调度权交还省调。

第138条 省调值班调度员应在前一工作日17时前，将操作任务通知有关单位。

第139条 接地刀闸（地线）管理规定：

1、凡属省调管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地线），由省调操作管理。

2、线路出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂站运行值班人员操作管理。

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3、检修人员在线路上装设的工作地线，由检修人员操作管理。

第二节 操作制度

第140条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。

3、现场根据调度预告的步骤，写出倒闸操作票，做好操作准备。

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修票中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想。

5、填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。

6、新设备启动送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第141条 复诵指令制：

接受操作预告、操作指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。

第九章 调度操作管理

第142条 监护制：

调度操作指令票一般由副值调度员填写，调度长（正值）审核。

发布操作指令和收听操作汇报，一般由副值调度员实施，调度长（正值）监护。

第143条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第三节 基本操作规定

第144条 变压器操作 1、110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

2、变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。500kV变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电。

3、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

4、变压器并列运行的条件：（1）结线组别相同。（2）电压比相同。（3）短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在

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任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

5、倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷，才允许停其他变压器。

6、并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后拉开要停用的中性点接地刀闸。

第145条 开关、刀闸操作

1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关分、合闸后，厂站必须检查确认开关三相位置。

2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

3、母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时则反之。

4、刀闸的操作范围：

（1）在电网无接地故障时，拉合电压互感器。（2）在无雷电活动时拉合避雷器。

（3）拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线。

（4）在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。（5）与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。

（6）拉合3/2接线的母线环流。其他刀闸操作按厂站现场规程执行。第146条 母线操作

1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。

2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，36

第九章 调度操作管理

现场应断开母联开关操作电源。

3、无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及安全自动装置二次回路的相应切换。

5、进行母线倒闸操作时应注意：（1）对母差保护的影响。

（2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。（3）主变中性点接地方式的适应性。（4）防止PT对停电母线反充电。

（5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。

第147条 线路操作

1、线路停电操作顺序：

拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。

线路送电操作顺序： 拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。

值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。

2、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其他事故。

山东电力系统调度管理规程 3、500kV、220kV双回线或环网中一回线路停电时，应先拉开送电端开关，后拉开受电端开关，以减少开关两侧电压差，送电时反之；如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环。有特殊规定的除外。

直配线路停电时一般先拉开受电端开关，后拉开送电端开关。送电时反之。

4、操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑：（1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。（2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。（3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。

第148条 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间，按有关规定或启动措施执行。

第149条 500kV高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

第150条 解、并列操作

1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率（ACE）、潮流、继电保护与安全自动装置的变化，并通知有关单位。

2、准同期并列的条件：（1）相序、相位相同。（2）频率相同。（3）电压相同。

3、并列时调整频率的原则：

（1）发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。

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（2）电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。

4、并列时调整电压的原则：

（1）发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。

（2）电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

5、电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。

凡有并列装置的厂站运行人员必须达到能操作并列的要求。

第151条 解、合环操作

1、值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、安全自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。

2、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

3、环形网络只有相位相同才允许合环。

4、合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第152条 零起升压操作

1、担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。零起升压前，发电机强励、自动电压调整装置、失磁保护退出，联跳其他非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

2、升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其他非

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零起升压回路开关压板退出。

3、对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

4、零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第十章 电力系统事故及异常处理

第十章

电力系统事故及异常处理

第一节 事故处理一般原则

第153条 省调值班调度员在事故处理时接受网调值班调度员指挥，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性和及时性负责。

第154条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第155条 电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：

1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。

2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距。

3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。

4、人身安全和设备运行异常情况。

第156条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。网调管理设备

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和网调省调双重调度设备发生故障时，省调在进行处理的同时报告网调。

第157条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施。

2、厂（站）用电全停或部分停电时，恢复送电。

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用。

4、将已损坏的设备隔离。

5、电源联络线（网调调度设备除外）跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或合环。

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。

7、本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第158条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第159条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断。

2、按照规定及时处理异常频率、电压。

3、防止过负荷跳闸。

4、防止带地线合闸。

5、防止非同期并列。

第十章 电力系统事故及异常处理

6、防止电网稳定破坏。

7、开关故障跳闸次数在允许范围内。

第160条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理告一段落，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。

第161条 在事故处理过程中，为缩小事故范围、防止设备损坏、解救触电人员以及对电网的紧急调整等进行的操作称之为应急处理操作。是否为应急处理操作，由值班调度员认定。

值班调度员发布应急处理操作的调度指令称为应急指令。

第162条 应急指令的执行

1、受令单位接到值班调度员发布的应急指令后，在保证安全的前提下，应尽可能提高应急处理操作的速度。

2、执行应急指令时可不用操作票，但应做好记录。

3、对于无人值守变电站，操作单位执行应急指令时，能遥控的设备必须用遥控操作。

4、应急处理过程中，现场可采取一切通信方式尽快与调度联系。

5、执行应急指令需要解锁操作时，可由操作队或变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具，发电厂由当值值长下令紧急使用解锁工具，操作完毕后应及时向防误闭锁专责人汇报。

6、执行应急指令优先于执行正常操作指令。

第163条 事故处理时，要全部录音并做好记录。对重大事故当值调度员应在3日内写出事故报告。

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第164条 重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。

第165条 交接班时电网发生事故，应停止交接班。由交班调度员（运行人员）进行处理，接班调度员（运行人员）协助，待事故处理告一段落后，再进行交接班。

第二节 频率异常处理

第166条 电网发生事故导致跨省联络线送受电偏离计划时，省调值班调度员应立即报告网调，按照网调要求采取措施尽快恢复联络线计划。

第167条 当电网频率低于49.8赫兹时，省调值班调度员按照网调值班调度员指令立即调整发电厂出力，解列抽水工况运行的抽水蓄能机组，启动抽水蓄能机组发电工况运行。当电网备用出力不足时，省调值班调度员立即对地调值班调度员下达限电或事故拉路指令。地调接到指令后，应在15分钟内完成。

当频率低至49.5赫兹且有继续下降趋势或低于49.8赫兹持续时间超过15分钟以上时，省调值班调度员按照省调事故拉路序位直接拉路，使频率低于49.8赫兹的持续时间不超过30分钟。

第168条 当电网频率低于49.25赫兹时，各发电厂、变电站（或监控中心）运行值班人员应主动迅速地将装有低频自动减负荷装置应动而未动的线路拉闸；抽水蓄能电站值班人员将抽水工况运行的机组解列，自行启动机组发电工况运行。

当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调度员应立即自行按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第十章 电力系统事故及异常处理

当频率低于48.5赫兹时，发电厂运行人员按本厂“事故拉路序位”立即拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。

当频率低于48.0赫兹时，省调值班调度员、地调值班调度员、发电厂值长可不受事故拉路序位的限制自行拉停负载线路或变压器，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第169条 当电网频率低于46.0赫兹时，按所管辖调度机构批准的“保厂用电方案”，发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其他机组自行从电网解列(如现场规程有明确规定，按现场规程执行)。

第170条 当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动联系值班调度员将解列的发电机并入电网。

第171条 电网低频率运行时，对拉闸和低频自动减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的设备由省调下令恢复送电。

第172条 当电网频率持续偏高且无法调整时，省调值班调度员可令各厂采取措施降低出力或让部分机组滑减出力直至停机。

第173条 下级调度机构未按上级调度机构指令或有关规定及时限电或拉闸，所引起的一切后果由其负责。

第174条 一般情况下，电网频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±0.5赫兹的持续时

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间不得超过15分钟。

第175条 局部电网解列时，装机容量小于3000MW的电网正常频率为50±0.5赫兹。一般情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过20分钟;频率超过50±1赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±1赫兹且持续时间不得超过15分钟。

第三节 电压异常处理

第176条 一般情况下，220kV及以上母线电压超出规定电压±5%的持续时间不应超过1小时；超出规定电压±10%的持续时间不应超过30分钟。任何情况下，电压超出规定电压±5%的持续时间不得超过2小时；超出规定电压±10%的持续时间不得超过1小时。

第177条 当220kV及以上母线电压低于规定电压的95%时，省调值班调度员采取措施使电压恢复正常，必要时在低电压地区限电。

当电压低于规定电压的90%时，省调值班调度员应立即在低电压地区事故拉路，直至电压恢复正常。

第178条 当发电机电压降至额定电压90%以下时，现场运行值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉路顺序自行拉路，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。

第179条 当220kV及以上母线电压高于规定电压的105%时，现场运行值班人员应及时汇报省调值班调度员。省46