新疆电网调度规程

第一篇：新疆电网调度规程

新 疆 电 网 调 度 规

2006年5月1日实施 2006年3月10日发布

程

批准：洪连忠 审核：姚秀萍编制：郝红岩

李晓君 安志刚 杨永利孟兴刚 赵明君 王晓斌 周天一左成磊 王 琳

王成刚 旷瑞明 孙谊媊 田小壮 张绍波

目

录

一 调度管理规程

1总则

2调度管理的任务和职责

3调度管理的形式和调管范围的划分原则 4调度管理制度

5运行方式编制和管理 6设备检修管理

7电网频率调整及调度管理 8电网电压调整和无功控制 9电网稳定管理

10新建、改建和扩建设备投入系统运行管理 11自动发电控制（AGC）管理 12水库及水电站调度管理

13继电保护与安全自动装置调度管理 14调度自动化调度管理 15电力调度通信管理 16电网情况汇报 二 事故处理规程

1事故处理的一般原则 2频率异常的处理

3电压异常的事故处理 4系统解列的事故处理

5发电厂、变电站母线电压消失的事故处理 6线路、变压器过负荷处理 7线路事故处理

8变压器及高压电抗器事故处理 9系统振荡的事故处理 10通信中断时的事故处理 三 调度操作规程 1总则 2操作制度 3基本操作原则

4通信中断时的操作规定 四 值班调度员服务规程 1调度员的主要职责 2值班制度 3交接班制度 4培训制度

五 继电保护及安全自动装置调度运行规程 1纵联保护的运行 距离零序保护的运行 3母线保护的运行

4旁路（母联）保护的运行 5变压器保护的运行

6故障录波及测距装置管理 7自动重合闸

8低频率、低电压自动减负荷装置 9备用电源自投装置 10电网解列装置 附录一 调度术语

1调度管理 2检修管理

3设备状态及变更操作术语 4操作指令 5发电机组 6原动机 7水电

附录二 调度调管范围划分明细表 1 发电厂调管范围划分明细表 220KV变电站调管范围划分明细表 3 110KV变电站调管范围划分明细表 附录三 输电线路一览表 1 220KV线路明细表 2 110KV线路明细表

一 调度管理规程

1总则

1.1为加强新疆电网的调度管理工作，维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度规程》、国家有关文件以及现行有关法规、规程、规定，结合新疆电网的实际情况，制定本规程。

1.2新疆电网是指覆盖在新疆区域内的所有电网。电网调度管理坚持“统一调度，分级管理”的原则，所有并网运行的发、输、变、配、用电单位都对维护电网的安全、优质、经济运行负有相应责任。

1.3本规程适用于新疆电网内调度运行、设备操作、事故处理和调度业务联系等涉及电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、调度自动化、电力通信专业的各项业务活动。网内各级调度机构、各发电厂和输、变、配、用电单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。1.4各类发电厂、用户变电站、地区电网在并入新疆电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网经营企业签订并网协议，否则不得并网运行。

1.5各级电网经营企业、电力调度机构和并入新疆电网的各类发电厂及输、变、配、用电单位的有关人员，都应熟悉和遵守本规程。1.6本规程由新疆电力调度中心（简称省调）负责解释。1.7本规程自2006年5月1日起施行。

2调度管理的任务和职责 2.1调度管理的主要任务：

电网调度管理的主要任务是组织、指挥、指导和协调全网的调度运行和操作，保证实现下列基本要求：

2.1.1按照电力系统客观规律及有关规定，使电网安全、可靠运行和连续供电，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.1.2根据电网的实际情况，按照资源优化配置的原则，实现优化调度，充分发挥电网内发、输、变电设备的能力，最大限度的满足经济社会发展及人民生活对电力的需求。

2.1.3坚持“统一调度，分级管理”和“公开、公平、公正”的调度原则，依据有关合同或协议，维护各方的合法权益。2.2省调的主要职责：

2.2.1组织编制和执行新疆电网的年、月（季）、日运行方式，核准主网架与地区电网相联部分的运行方式。

2.2.2指挥调管范围内设备的运行操作和事故处理。2.2.3指挥、协调新疆电网的调峰、调频和电压调整。

2.2.4平衡调管范围内发、输、变电设备的月、季度检修计划，负责受理并批准调管设备的检修申请。2.2.5参与编制电网的年度计划和技术经济指标；依据有关规定和协议，负责编制全网的月（季）、日发、供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并进行督促、调整、检查和考核。

2.2.6负责调管范围内的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的建议，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水、排沙等方面的要求。

2.2.7负责调管电网的安全稳定运行管理，提出并组织实施完善安全稳定运行的措施；编制全网低频率、低电压自动减负荷方案；负责调管范围内的无功电压调整和网损管理；参与电网事故的调查分析，并提出相应的分析结果。

2.2.8负责调管范围内的继电保护及安全自动装置定值整定和管理，负责电力通信和调度自动化设备的管理。

2.2.9参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的设计审查。

2.2.10根据调管范围划分原则，负责确定调管范围；负责签订调管范围内的并网调度协议。

2.2.11受理并批复调管的新（改、扩）建设备投入运行的申请，编制新（改、扩）建设备启动并网方案。

2.2.12履行新疆电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理职能；组织本网内有关电网调度管理方面的专业培训和经验交流。2.2.13组织和参与提高电网安全、优质、经济运行的试验以及新技术的推广应用。

2.2.14负责贯彻上级部门制定的有关标准和规定，行使上级主管部门赋予的其他职权。

3调度管理的形式和调管范围的划分原则

3.1新疆电网的各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分。既是生产运行单位，又是电网调度运行等的职能机构，依法在电网运行管理中行使调度权。

3.2新疆电网设置三级调度机构，即：

新疆电力调度中心（简称省调）地区级电网调度机构（简称地调）县级调度机构（简称县调）

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

3.3并入新疆电网的所有发、输、变、配、用电设备均应纳入电网统一调度，并按其装机容量、电压等级及电网运行的需要，划归相应一级电网调度机构调管。

3.4调管范围的划分原则： 3.4.1主网架中的输、变电设备及其继电保护和安全自动装置，电网中的骨干发电厂、对电网运行有重要影响的地区发电厂及其相关的继电保护和安全自动装置，与调度业务有关的调度自动化、电力通信设施，属省调调管。3.4.2地区电网中重要的输、变电设备及其继电保护和安全自动装置，非省调调管的发电厂及其相关的继电保护和安全自动装置，与调度业务有关的调度自动化、通信设施以及上述厂、站的消弧线圈，属地调调管。

3.4.3除省调和地调调管范围外的电网其他输、变、配、用电设备，由县调调管。

3.4.4除省调、地调和县调调管的设备外，其余附属设备由各发电厂和电业局安排调度管辖。

3.4.5属地调调管的设备，若其运行方式的改变将影响省调调管设备的安全运行或电力电量平衡、电能质量、继电保护和安全自动装置的运行，则定为省调许可范围的设备。

3.4.6属省调调管的设备，因调度手段受限或安全运行的需要，省调可委托有条件的地调代为调管，地调应接受。3.4.7有关调管范围的具体划分详见附录二。

4调度管理制度

4.1省调是新疆电网的最高调度指挥机构，在其调管范围内行使调度权。4.2省调值班调度员是新疆电网调度运行操作和事故处理的指挥者，值班调度员必须按照规定发布各种调度指令，并对其正确性负责。4.3下级调度机构的值班调度员和厂、站运行值班人员在电网调度业务方面受省调值班调度员的指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

4.4进行调度业务联系时，必须使用普通话和调度术语，互报单位、姓名。发、受令时，双方应严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令人应复诵调度指令并与发令人核对无误，指令执行完毕后必须立即向发令人汇报执行情况。

4.5下级调度机构和厂、站的运行值班人员接到省调值班调度员发布的调度指令，认为该指令不正确时，应立即向省调值班调度员报告，由发布指令的值班调度员决定该调度指令的执行或撤销。如省调值班调度员重复其指令时，接令的运行值班人员必须迅速执行，如执行该指令将危及人身、设备或电网安全时，接令的运行值班人员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令的内容报告发令的值班调度员和本单位领导人。

4.6省调调管的设备，未接省调值班调度员的指令，发电厂、变电站的运行值班人员或地调值班调度员均不得自行操作或自行改变设备状态，但在电网出现紧急情况，对人身和设备安全构成威胁时，发电厂、变电站的运行值班人员应按现场规定处理，处理后立即向省调值班调度员报告。

4.7对省调许可设备，各地调值班调度员只有得到省调值班调度员的许可后才能进行操作，操作后即向省调汇报。在出现紧急情况时，允许地调值班调度员不经省调值班调度员许可即对应经省调许可的设备进行操作，但必须及时报告省调值班调度员。4.8不属省调调管的设备，但操作后对系统运行方式有影响或需要省调进行相应的配合操作时，发电厂、变电站的运行值班人员和地调值班调度员应在得到省调值班调度员的同意后才能进行操作。

4.9各级调度机构所调管电网的运行方式发生重大变化，包括发电厂、变电站全停等对电网安全运行或用户供电产生严重影响的工作，下级调度机构必须征得上一级调度机构的许可后，方可安排进行上述工作。

4.10省调调管设备的操作若涉及地调调管范围的安全供电或电能质量时，应预先通知有关地调考虑相应措施并已做好安排后，方可进行操作，操作结束后，即通知有关地调值班调度员。

4.11在事故和紧急情况下，为防止系统瓦解和事故扩大，省调值班调度员可直接指挥系统内各级调度机构调管发电厂和变电站的操作（包括拉闸限电），但事后应立即通知有关下级调度机构，并及时向有关领导汇报。4.12厂、站运行值班人员同时接到省、地调相互矛盾的指令时，应立即向省调报告，由省调值班调度员协调决定。厂、站运行值班人员应按省调指令执行，执行后应分别报告省调和地调。

4.13发、输、变电设备发生异常和事故时，有关运行值班人员应立即向所属调度机构的值班调度员报告；在事故处理完毕后，相应调度机构的值班调度员应向有关厂、站通报事故情况；若地调调管的设备发生事故，在事故处理告一段落后，应向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应做好记录。4.14任何单位和个人不得非法干预电网调度，不得干预调度指令的发布和执行。现场运行值班人员如不执行、延迟执行或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行指令的运行值班人员以及不允许执行调度指令的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

4.15电网经营企业发布的一切有关电网调度业务的指示，均应通过调度机构负责人转达给电网值班调度员，调度机构负责人应对指示的执行情况负责。非调度机构负责人，不得直接要求电网值班调度员发布任何调度指令。4.16对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下情形之一者，省调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理： 4.16.1不执行省调下达的发、供电调度计划。4.16.2不执行省调下达的检修计划。

4.16.3不执行省调调度指令和不落实省调制定下达的保证电网安全的措施。4.16.4不如实反映调度指令的执行情况。4.16.5其他违反调度纪律的情况。

4.17电网调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核取得合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。

5运行方式编制和管理

5.1各级电网调度机构应按年、月（季）、日（包括节日）编制各自调管范围内的电网运行方式，并应满足调度管理任务的要求。5.2凡由调度机构统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发、输、变电设备，不论其产权归属和管理形式如何，均必须纳入电网调度计划的范围。5.3调度计划原则上应服从上级调度计划和运行方式的安排。

5.4各级电力调度机构编制的运行方式须报送上一级电力调度机构。每年12月10 日前报送下年度运行方式，每月20日前报送次月运行方式（遇节假日相应提前）。

5.5省调调管范围的年、月（季）、日预计负荷由省调编制，各地调编制的地区次年和次月预计负荷，每年9月底前和每月20日前报省调。5.6年度运行方式的编制：

5.6.1年度运行方式是在负荷预计、水情预测和发、输、变电设备检修及新（改、扩）建设备投产计划等信息的基础上，编制电网全年电力、电量平衡方案，制定电网安全、优质、经济运行的各项措施。省级电网年度运行方式由新疆电力公司审批后执行。5.6.2年度运行方式的内容： 5.6.2.1编制的依据和原则。5.6.2.2上年度系统运行情况分析。5.6.2.3新（改、扩）建项目投产计划。5.6.2.4电网生产调度计划。5.6.2.5电网主要设备检修计划。5.6.2.6电网结构及运行接线方式。5.6.2.7水电厂水库运行方式。5.6.2.8潮流计算及N-1静态安全分析，静态电压稳定分析。5.6.2.9系统稳定分析及安全约束。5.6.2.10无功电压和网损分析及对策。5.6.2.11系统短路容量。5.6.2.12系统调峰、调频。

5.6.2.13安全自动装置及低频率、低电压减负荷装置配置情况及整定方案。5.6.2.14提高现有电网输电能力方案。

5.6.2.15本年度电网运行中存在的问题、改进措施和建议。5.6.3年度运行方式编制程序：

5.6.3.1各发电厂应于每年9月底之前向所属电力调度机构报送次年新（改、扩）建项目计划和设备技术参数，炉、机大、小修进度计划，全厂分旬可调出力表。

5.6.3.2各供电单位应于每年９月底前向所属调度机构报送次年新（改、扩）建项目计划和设备技术参数，主要输、变电设备的检修计划，地区最大有功、无功负荷及电量需求，无功补偿装置的容量以及地区电压监视点的电压偏差范围和安全自动装置的型号、装设地点及功能等，并向相应调度机构提供其调管范围内的断路器实际遮断容量。5.7月度运行方式的编制：

5.7.1在年度分月计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、设备检修情况、月度水情、购售电合同、机组供热情况和电网输送能力等因素后编制月度运行方式。5.7.2月度运行方式的内容：

5.7.2.1系统及各地区预计最大、最小负荷，电量计划和出力平衡表。5.7.2.2发、供电设备检修进度表。

5.7.2.3系统各监视点的电压曲线和允许的偏差值。5.7.2.4发电厂主要运行方式与调峰、调频安排。

5.7.2.5系统重大检修方式的潮流、稳定、电压水平计算和保证电网安全运行的措施。5.7.2.6限电安排。

5.7.2.7水电厂水库运行方式。5.7.2.8存在的主要问题及要求。5.7.3省调月度运行方式的编制程序：

5.7.3.1各直调发、供电等单位，应于每月23日前后召开的调度计划会议上，向省调书面申报下月发、输、变电设备检修计划。

5.7.3.2省调根据年度计划、各单位检修计划、水库用水计划、机组供热情况、系统用电情况等，经综合平衡后，编制月度运行方式，并于上月28日前印发各有关单位。

5.8省调日运行方式的编制和执行：

5.8.1日运行方式在月运行方式的基础上，综合考虑日用电负荷需求、近期水情、设备检修、机组供热情况、电网输电能力等约束条件后进行编制。5.8.2日运行方式的内容： 5.8.2.1系统和各直调发电厂次日每15分钟的负荷和有功出力分配曲线；各发电厂的机炉开停计划及系统旋转备用率。

5.8.2.2已批准的设备检修安排，继电保护及安全自动装置和系统接线变动说明、稳定措施及注意事项。

5.8.2.3地区日供电曲线（或联络线传输功率曲线）。5.8.2.4特殊方式下的反事故措施。

5.8.2.5新（改、扩）建设备投运计划及重大试验方案。5.8.2.6其他和电网运行有重大关系的事项说明。5.8.3日运行方式的编制程序：

5.8.3.1日负荷预测是编制日发、供电调度计划的基础。

电网次日的预计负荷由各供、用电企业指定专人于每日13:00前向省调上报；双休日及双休日后上班第一日的负荷预计，应于双休日前一日13:00前报省调。

5.8.3.2国家法定节假日（连续放假不少于3日的）期间及节后第一个工作日的预计负荷，各供、用电企业（含有源用户）应在节前12日向省调报送，内容应包括地区电网运行方式、负荷情况、机组可调出力、设备检修情况，以便省调安排节日运行方式及制定保电方案，如有变动，有关单位应于节前8日重新报省调；如连续放假不多于3日，上述情况应于放假前2日13:00前报省调。

5.8.3.3日供电调度计划编制： 5.8.3.3.1新疆电力公司所辖供电单位、其他有源地区电网和用户，均应编制用电总负荷和联络线交换电力曲线[用电总负荷=地调（或用户）调管电网内的发电总出力+交换电力（下网为正值、上网为负值）]。

以上曲线每日均由96个点构成，每间隔15分钟一点。编制单位应对其准确性负责。

5.8.3.3.2有源地区电网和各大用户发现当日报送的预计次日负荷将增减10MW及以上时，应在当日17:00前重新报省调日运行方式编制部门。5.8.3.3.3根据各供、用电企业的用电总负荷曲线、下网用电负荷曲线，省调综合考虑电网及各地区用电情况后，编制日供电曲线。5.8.3.4日发电调度计划编制：

5.8.3.4.1水电厂（站）每日13:00前应向省调报送前一日水库24小时水位及最大、最小（或平均）进库流量、出库流量、泄流量、发电量、用水量和弃水损失电量，预计次日平均进库流量、发电量及电厂（站）96个点（每间隔15分钟一点）的可调出力，省调综合考虑后确定水电厂（站）次日的发电调度计划。双休日及双休日后上班第一日的出力预计，应于双休日前一日13:00前报省调。

5.8.3.4.2风力发电厂（场）每日13:00前应将预计次日24个点（每间隔1小时一点）的可调出力报省调。双休日及双休日后上班第一日的出力预计，应于双休日前一日13:00前报省调。5.8.3.4.3新疆电网的旋转备用容量一般为发电最高负荷的3%～5%，重要节日和重要保电时取上限，且要满足网内单机容量最大的发电机组跳闸不限电的需要。

5.8.3.4.4在各供、用电企业编制的日用电总负荷曲线和上、下网功率曲线的基础上，省调综合考虑各地区用电情况、设备检修和月度发电量计划以及电网约束条件、机组供热情况、运行备用等因素后编制日发电调度计划。5.8.4省调根据日发、供电调度计划进行全网平衡和对有关检修项目进行安全校核后制定出次日电网运行方式，于当日22:00前下达至各有关单位。5.8.5日调度计划的执行：

5.8.5.1各地调因天气或设备临时缺陷等原因造成负荷预计偏差可能超过规定范围时，应至少提前1小时将欲修改的曲线报省调值班调度员（每日可修改三次，每个点可修改一次），经省调值班调度员确认后作为考核依据。5.8.5.2因天气原因造成负荷预计偏差超过允许范围的，有关地调应查明当时的温度、湿度、风力、降水量的大小和降水范围、天气变化时受影响的负荷类型和负荷数量，在3日内报省调。

5.8.5.3有源地区电网和各大用户出现异常情况，造成负荷变化较大时，应立即报告省调值班调度员，内容包括负荷变化的大小、变化原因、负荷变化开始及恢复时间。

5.8.5.4各发、供、用电企业均应严格执行省调下达的机炉运行方式和发、供、用电计划曲线。正常情况下，各发电厂应按所属调度机构下达的日调度计划安排机炉运行方式和接带负荷，除第一调频厂外，其余发电厂的发电出力不得偏离调度机构下达的发电曲线。因实际情况变化需变更机炉开、停方式时，须经值班调度员同意，改变机炉运行及备用状态前后，必须报告值班调度员。

各地调值班调度员应严格控制联络线交换功率的偏差值在规定的范围内，如偏差超出允许范围应及时调整地区电网内地调调管的机组出力。

5.8.5.5电网值班调度员应根据系统的实际情况及时修改发、供、用电负荷曲线(含联络线的功率曲线)和机炉开停计划，并向有关单位及时下达，有关单位应按修改后的计划和曲线调整发电出力、机炉方式和使用电力。5.8.5.6计划限电时，省调将查对各有关单位的负荷情况，并按照批准的限电方案进行限电。

6设备检修管理

6.1编制设备检修计划的原则：

6.1.1设备检修的间隔与工期应符合电力行业标准和新疆电力公司发、输、变电设备检修管理制度的规定。属省调调管的设备，设备检修时间超过规定标准工期的，必须报新疆电力公司生产技术部核准后，再向省调申请。6.1.2设备检修应做到相互配合，即发、输、变、配、用电设备要同步检修，一次和二次设备要同步检修。

6.1.3检修计划应严格执行，否则按有关规定考核。6.2设备检修计划的编制、执行及要求： 6.2.1年度检修计划由新疆电力公司生产技术部组织编制。属省调调管的设备，月（季）度检修计划由省调在每月（季）度的调度计划会议后编制。6.2.2地调调管设备的检修对系统有影响的项目，应事先将安排的检修计划报省调同意。

6.2.3凡省调调管设备拟进行节日检修的，有关单位应在法定节日前12日向省调提出节日检修计划，并于节日前4日提出正式申请；正常休息日期间及休息后上班第一天的检修工作申请，应在休息前一日13:00前向省调提出。

6.2.4凡属省调调管的设备，虽有批准的月度检修计划，但设备运维单位仍须在检修前一日13:00前向省调提出申请（遇有节假日按6.2.3执行）。

基建施工单位要求生产设备退出运行的，也应纳入该设备运维单位的检修计划中，并由设备运维单位办理申请手续；电力调度机构不受理未纳入调管范围的设备检修申请。

6.2.5设备检修包括计划检修和非计划检修。

计划检修是指包括大修、小修、公用系统检修等列入月（季）度电网运行方式检修计划的检修项目及电力调度机构批准的节假日检修、低谷消缺等（包括由于断路器多次切断故障电流后进行的内部检查）。

非计划检修是指发生在计划检修以外的设备检修。非计划检修结合计划大、小修安排时，若设备提前60天以上计划大修，或提前30天以上计划小修，则检修时间仍按非计划检修计算。机组低谷消缺是指在日负荷低谷期间（每日晚高峰之后至次日早高峰之前，且时间不超过8小时），电力调度机构批准进行的维修或消缺。省调调管的发电机组，在省调批准的时间内进行低谷消缺不算作非计划检修，但超过省调批准的时间算作非计划检修。

省调调管的发电机组节日检修，未超出省调批准工期完工的不算作非计划检修，超过省调批准的工期算作非计划检修。

省调调管的设备，若由于执行单位自身的原因，造成其设备检修不能按照月（季）度调度计划日期进行，即使其设备于当月检修完毕，仍视作非计划检修。

发电设备非计划检修必须至少提前6小时提出申请。未提申请或虽提前6小时提出申请，但在电力调度机构批准停运的时间以前就已被迫停运的，一律视为非计划停运设备。

6.2.6省调调管设备的计划检修因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前向省调办理延期申请手续，延长的工期由新疆电力公司生产技术部核定。若工期过半后提出申请，延长期按非计划检修对待。

计划检修工期未超过24小时的（包括每天都需要恢复送电的检修），由于气候突然变化、影响人身和设备安全，不能继续进行计划检修者，可以同意延期一次。

所有发、输、变电设备的检修只能申请延期一次。6.2.7电力调度机构已批准的设备检修，在退出运行（或备用）前仍须得到电网值班调度员的许可方可进行操作。电网值班调度员鉴于系统运行情况的变化和天气等特殊情况的影响，有权变更已安排的检修工作。

未办理检修申请手续或申请未获批准，均不得擅自将设备退出运行或由备用转入检修。

6.2.8输、变电设备的带电作业，无需提出书面申请，但必须得到电网值班调度员的批准后方可工作，工作结束后应及时报告电网值班调度员。

输电线路的带电作业，工作负责人（即工作申请人，下同）除必须在带电作业前向电网值班调度员提出带电作业的口头申请外，还应明确线路停用重合闸及线路跳闸后不能试送电等事项。电网值班调度员应将线路的带电作业工作通知与该线路有关的厂、站运行值班人员；退出线路重合闸的带电作业，电网值班调度员应在指令有关厂、站的运行值班人员退出该线路重合闸后，方可允许带电作业工作负责人进行带电作业。值班调度员及有关厂、站的运行值班人员应做好记录。

6.2.9计划外的临修和故障性的检修申请，检修单位可随时向电网值班调度员提出，电网值班调度员应批准当日可以完工的设备检修。对已停电检修的设备增加检修项目或进行配合性的工作，新增工作虽超过当日时间，但在日调度计划已批准的原设备停电检修时间内可以完工，且无需其他设备停电并与该已停运检修设备可同时进行检修的工作申请，电网值班调度员应予以批准。6.2.10从断开设备到投入运行（包括备用）所进行的一切操作（包括启动、试验及投运后的试运行）时间均应计算在申请检修停电时间内。6.2.11已停电的设备，在未得到电网值班调度员许可开工的指令前，不得进行检修；严禁未经申请和未履行批准手续在已停电的设备上进行工作。严禁约时停送电。

6.2.12设备检修如不能按批准时间开工或撤消申请时，应提前通知所属电力调度机构的有关人员。对系统安全供电有重大影响时，应提前24小时通知所属电力调度机构，以便重新安排系统运行方式。不允许自行改变检修期限。

6.2.13申请检修的单位，凡设备在重新投运时，有核相、冲击合闸、带负荷检验和进行与系统有关的试验等工作时，事前必须得到电网值班调度员的同意。

6.2.14各发电单位的设备检修（包括影响出力的辅助设备检修）申请，应由发电厂的值班值长向电网值班调度员申报，双方必须互报姓名、单位名称，并记录、复诵、录音。

6.2.15各供电单位，每年年初应将有权提出设备检修申请的人员名单报所属电力调度机构。年内发生变更的，应及时向所属电力调度机构报告。6.2.16日运行方式编制人员在受理供电单位的检修申请时，应核实申请人资质，互报姓名、单位，并执行复诵、录音和书面记录制度。

7电网频率调整及调度管理

7.1新疆电网频率的标准是50.00Hz，按50±0.10Hz控制，按50±0.20Hz考核；电钟与标准钟的时间差按±15秒控制，任何时候不得超过±30秒。

禁止升高或降低频率运行。

7.2所有并入新疆电网的发电机组均应参与系统的一次调频，其性能、参数整定必须满足行业标准以及新疆电网的有关规定。未经省调同意，严禁退出一次调频或更改发电机组的一次调频特性。

7.3新疆电网的频率调整由省调和发电厂共同负责。调频顺序由省调指定，第一调频厂一般由投入AGC的发电厂担任，第二调频厂由调节性能良好的其他发电厂担任。新疆电网的AGC控制策略和发电机组的控制模式由省调确定。当发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常情况下频率由AGC来调整。

7.4正常情况下，新疆电网内各省调直调发电厂除第一调频厂外应严格按省调下达的有功出力曲线发电，地区电网和用户自备发电厂与电网联络线的传输功率不得偏离省调给定的曲线，调频厂应认真监视电网频率并主动调整，保证系统频率正常。

7.5第一调频厂负责在50±0.10Hz的频率范围内调整，使系统频率保持在50.00Hz，当第一调频厂已接近规定的出力调整范围时，应立即报告省调，第一调频厂的调整范围为设备的最小技术出力至最大出力。当系统频率超出50±0.10Hz时，第二调频厂应立即参与调整，努力使频率不超出50±0.15Hz。当系统频率超出50±0.15Hz时，各发电厂应主动调整出力协助电网调频，使频率不超出50±0.20Hz。

7.6各发电厂在调整出力时，应同时监视电网频率。当频率已超过50±0.15Hz时，直调发电厂应及时报告省调值班调度员，省调值班调度员可根据电网运行需要修改发电厂的计划发电曲线和机炉运行方式，有关发电厂必须按修改后的调度计划执行。

7.7省调值班调度员根据安装在调度值班室内的频率表计监控系统频率，使其保持频率标准。系统频率值以调度值班室的频率显示为准。各直调发电厂每月15日白班应与省调核对频率显示值和电钟时差，其他发电厂和所属电力调度机构定期核对。

发电厂值班值长和省调值班调度员在监视和调整频率方面负有同等责任。

7.8因联络线停运，造成地区电网与新疆电网解列运行时，在地区电网内运行的装机容量最大的发电厂原则上为所在地区电网的第一调频厂，负责地区电网的频率调整。其间，地区电网频率的标准是50.00Hz，可按50±0.20Hz控制，按50±0.50Hz考核，地区电网时差可按±30秒控制，任何时候不得超过±60秒。

省调值班调度员应协调地区电网值班调度员根据地区电网的频率和负荷情况，及时调整地区电网内第一调频厂和其他发电厂的发电出力和机组运行方式，以维持地区电网频率标准。7.9当用户自备电厂与新疆电网解网运行时，其频率控制由相应的发电厂值长负责。

7.10省调调管范围内为保证系统频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自启动、高频切机等均应按省调的要求投入，其定值的整定、改变和装置的投入或停用，均应事先得到省调值班调度员的同意。

7.11为防止电网发生频率崩溃事故，系统内应配置足够数量的低频率自动减负荷装置，在系统频率因故下降时自动切除部分负荷。低频率自动减负荷装置的配置按《新疆电网年度运行方式》的要求执行。

8电网电压调整和无功控制

8.1电网的无功补偿实行“分层分区、就地平衡”的原则。新疆电网各级电压的调整和控制，由各级电力调度机构按调管范围分级负责。8.2省、地调调管范围内的电网电压调整和控制内容包括：

8.2.1确定电压考核点和电压监视点（地区电网内电压考核点及监视点由地调设置并报省调备案）。

8.2.2编制月度电压曲线（各级电网内电压监视点的电压曲线由相应电力调度机构编制，按月下达并报上一级电力调度机构备案）。电压曲线的编制应保证设备的安全运行和使电力用户获得合格的电压。

8.2.3指挥系统内无功补偿装置的运行及发电机组无功出力的调整（包括机组进相运行）。

8.2.4确定和调整变压器分接头位置。8.2.5统计考核电压合格率。

8.3各级电力调度机构应负责所管辖系统的无功平衡分析工作，提出改进措施，并报上一级电力调度机构。省调负责组织进行全疆电网无功平衡的分析工作和制定改进措施。

8.4各级电力调度机构调管范围内的厂、站运行值班人员，负责监视各级母线等运行电压，发现异常及时向所属电力调度机构汇报。

8.5各级电网值班调度员，应按照调管范围监视相应电压监视点的运行电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级电力调度机构在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级电力调度机构协助调整。各级电力调度机构在调整电压时要互相配合，以保证电网电压质量。

8.6电压调整可采取以下措施：

8.6.1调整发电机无功出力，包括采用进相运行方式。8.6.2投入或退出并联电容器、电抗器。

8.6.3调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。8.6.4使用调相机。8.6.5开、停机组。8.6.6调整变压器分接头。

8.6.7利用其他无功调节装置调整电压。8.7发电厂要严格按照电力调度机构下达的电压曲线中间值运行。当其母线电压超过曲线中间值时，应不待电网值班调度员指令自行调整无功出力（采取进相运行措施时，应事先征得电网值班调度员同意），使电压符合给定的曲线范围。如因调整能力所限无法达到时，应立即报告电网值班调度员。8.8发电机的自动调节励磁装置和失磁保护等参数、定值应符合国家标准和省调规定，并投入运行，这些设备的停用、试验，应按调管范围经相应电力调度机构的值班调度员批准。发生故障需停运时，应立即报告相应电力调度机构的值班调度员。

8.9各发电厂和变电站的运行值班人员，未经所属电力调度机构同意，不得自行改变其调管范围内的变压器分接头位置。

8.10为防止电网发生电压崩溃事故，系统内应配置足够数量的低电压自动减负荷装置，在电压因故下降时能快速自动切除部分负荷。低电压自动减负荷装置的配置按《新疆电网年度运行方式》的要求执行。

9电网稳定管理

9.1电力调度机构应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的要求对电网进行稳定分析、管理。9.2电网稳定分析计算按照调管范围分级进行。省调对其调管范围内的电网进行稳定计算分析，按分析结果确定电网正常及检修运行方式，并对电网的运行方式、继电保护、安全稳定措施提出要求，上报新疆电力公司批准后实施。9.3地调应根据本地区电网的结构特点，进行系统主电源失去、解网后的安全稳定分析，为防止电压和频率崩溃，提出相应的稳定控制措施，经省调审核后，由各供电单位实施。省调应为地调提供系统年度典型方式的参数，指导地调进行地区电网的稳定计算。

9.4省调调管范围内的快速保护退出运行前，应进行安全稳定校验，采取相应的措施，当采取措施仍无法满足系统稳定要求时，应报新疆电力公司批准后执行。

9.5各级电网值班调度员和现场运行值班人员应熟悉相关设备的稳定运行极限，并负责监控所调管的设备在稳定限额内运行，当发现超过稳定限额时应迅速处理。

厂、站运行值班人员和电网值班调度员在设备稳定限额的监控方面负有同等责任。

9.6按频率、电压减负荷，远方、就地联锁切机、切负荷，低频自启动，高频切机，失步、振荡解列等安全自动装置均是保证电力系统安全稳定的重要措施，应保证能正常投运，未经相应电力调度机构的值班调度员同意不得擅自改变其运行状态。

9.7发电机组的调速系统、励磁系统（含稳定控制器）、汽门快关装置及水轮机的自动控制装置对系统稳定有重要影响，正常运行均应投入在自动响应状态。有关定值由各发电厂按电力调度机构下达的定值整定，未得到相应电力调度机构的定值单，不得擅自更改定值。9.8新（改、扩）建的发、输、变电设备投运前，由相应电力调度机构根据运维单位提供的参数，对系统稳定情况进行校核，并提出提高稳定水平的相应措施，落实后方可接入系统。

9.9电力系统安全稳定措施的调度管理与设备调管属性应该一致，保证主网架稳定的措施由省调负责落实，保证地区网架稳定的措施由地调负责落实，保证发电厂设备稳定运行的措施由发电厂负责落实。

10新建、改建和扩建设备投入系统运行管理

10.1并网运行的发电厂（机组）、地区电网、变电站均必须纳入相应一级电力调度机构的调管范围，服从电力调度机构的统一调度。

10.2需要并网运行的发电厂（机组）、变电站和电网，必须满足国家法律、法规和国家电力监管委员会、新疆电力公司关于并网管理的有关规定。根据规定签订有关并网协议的，有关各方必须严格执行所签协议。

10.3需要并网运行的发电厂（机组）、变电站和电网，在并网运行前必须具备以下基本条件：

10.3.1向相关电网经营企业和电力调度机构提交齐全的技术资料。10.3.2新（改、扩）建设备已通过分步试运和启动验收。10.3.3接受电网统一调度的技术装备和管理设施齐备。

10.3.4与有关电力调度机构间的通信通道应能满足继电保护、安全自动装置、调度自动化数据以及调度电话等电力调度通信业务的要求，且满足通信并网条件。10.3.5自动化分站已按电力行业标准、规程设计建成，自动化信息具备送入有关电网调度机构调度自动化系统的条件。

10.3.6按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，保证电网安全运行所需的措施已落实。

10.3.7与并网运行有关的计量装置安装齐全并经验收合格。10.3.8具备正常生产运行的其他条件。

10.4拟并入新疆电网运行的发电厂（机组）、变电站或地区电网及企业自备电网至少于并入新疆电网90日前向新疆电力公司提交并网运行申请书，同时，必须按有关规定向省调提供相关资料。并网申请书的内容包括： 10.4.1工程名称及范围。 10.4.2计划投运日期。

10.4.3试运联络人员、专业管理人员及运行人员名单。10.4.4安全措施。10.4.5调试大纲。

10.4.6现场运行规程或规定。10.4.7数据交换及通信方式。10.4.8其他应该提供的资料。

10.5新疆电力公司对并网申请书予以确认，并在首次并网60日前向拟并网方发出确认通知后，省调应完成下列工作：

10.5.1 15日内下发调管范围和设备命名、编号，回复接口归算阻抗，确定自动化设备传送的自动化信息、通信速率及所采用的规约。10.5.2首次并网30日前向工程单位提交调度运行的技术组织措施。10.5.3 投运前根据启动委员会审定的调试大纲和调试方案，编制并下达调试调度方案。

10.5.4首次并网15日前向拟并网方提供继电保护定值单，并在收到实测参数7日后，确认是否更改定值。

10.5.5 依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于并网30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。

10.5.6首次并网7日前与拟并网方共同完成自动化系统与拟并网方自动化设备的联调。

10.5.7与拟并网方根据平等互利、协商一致的原则和《并网调度协议》（示范文本）格式，签订《并网调度协议》。

10.5.8新疆电力公司按有关技术导则和法律、法规、规范的要求，确认工程满足并网条件后，省调应及时编制该工程的启动方案送达拟并网方。10.5.9省调负责的其他与新设备投运相关的工作。

10.6拟并网方应于系统联合调试7日前向省调报送其调试方案和新设备启动方案。

10.7拟送电设备的接火工作应在送电前的3日内进行，不得提前。

10.8根据省调编制的启动方案，拟并网方及相关厂、站按照省调值班调度员的调度指令完成并网运行操作。

10.9新设备未经申请批准或虽经批准但未得到电网值班调度员的指令之前，不得接入系统运行。启动试运行的带电设备，其断路器、隔离开关、继电保护及安全自动装置的一切操作指令均由电网值班调度员下达，其他人员不得擅自下达操作指令。

10.10新（改、扩）建工程投运后属地调调管的厂、站（设备），地调亦应于投运前，按有关规定将计划投运的新（改、扩）建设备主要参数及投运计划报省调备案；110kV及以上电压等级的厂、站及其相关设备的命名和编号须经省调同意，其启动方案须报省调备案。

11自动发电控制（AGC）管理 11.1 AGC的管理和控制原则：

11.1.1新疆电网内单机容量在25MW及以上的发电机组均必须具备自动发电控制功能，其性能应满足电网运行的需要。

11.1.2凡参与新疆电网AGC的机组，必须由省调组织调试合格、经省调以文件形式确认后才可正式将AGC投运。

11.1.3新疆电网AGC采用“定频率+校正时差”控制模式。11.2省调值班调度员在自动发电控制运行方面的职责： 11.2.1监督AGC功能的正确使用。

11.2.2电力系统运行条件满足AGC运行时，启动AGC到运行状态。11.2.3启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号，并与现场进行核对。

11.2.4厂、站远方控制的投、停，由省调值班调度员下达调度指令，厂、站运行值班人员根据调度指令严格执行AGC功能的投、停。11.2.5电网发生异常时，省调值班调度员有权将发电厂AGC功能退出远方控制。

11.3发电厂在自动发电控制运行方面的职责： 11.3.1负责AGC自动调节装置的运行维护。

11.3.2因发电厂机组的辅机或相关设备停用而需要AGC装置退出远方控制时，须事先征得省调值班调度员的同意。

11.3.3因辅机或相关设备故障，需要紧急将AGC功能退出远方控制时，有关发电厂可先将AGC功能退出远方控制，但退出后必须立即向省调值班调度员报告。

11.3.4因电网事故危及机组运行安全时，有关发电厂可将AGC功能退出远方控制，事后立即报告省调值班调度员。

11.3.5在AGC功能投入运行期间，由于倒换制粉系统、辅机，需停、投AGC远方控制功能时，有关发电厂值长应事先征得省调值班调度员的同意。11.3.6当发电厂机组负荷超出核定的机组最低和最高技术出力而造成AGC功能退出远方控制时，有关发电厂值长应及时报告省调值班调度员。

12水库及水电站调度管理 12.1水库调度的原则：

12.1.1依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等法律、法规和有关规定，在确保水库安全的前提下，发挥水库的综合利用效益，做好水库调度工作。12.1.2水库防汛工作，其汛期防洪限制水位以上防洪库容的运用，必须服从流域内有管辖权的防汛指挥机构的统一领导和指挥。

12.1.3水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则是指导水库运行调度的依据，不得任意改变。12.2水库调度管理的基本要求：

12.2.1当水库安全与兴利发生矛盾时，兴利应服从安全。

12.2.2在非防汛期间水库库容应由水电站负责调度，并服从所属电力调度机构的指挥。

12.2.3 水电站应编制水库运行规程，并不断修改完善，水库运行规程须报所属电力调度机构备案。

12.2.4水电站应及时向所属电力调度机构提供本流域内雨情、水情。当水库发生弃水时应立即报告所属电力调度机构。在溢洪期间，要及时汇报溢洪道闸门启闭、调整情况，弃水开启闸门孔数、开度、泄流量和机组发电状况、发电流量等。

12.2.5水电站必须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。同时，应按照电力调度机构的要求提供水电站设计资料和相关运行资料。

12.2.6水电站应建设水情自动测报系统和水调自动化系统，并加强管理，制定相应的运行管理规则，保证水库安全、可靠运行，并向所属电力调度机构传送实时信息。12.2.7水电站应做好短期洪水预报工作，并按规定及时向所属电力调度机构报告；当遇到重大汛情或灾害性天气时，应随时向所属电力调度机构汇报。水电站出现下列情况，水库值班人员应立即按照规定处理，处理完毕后，立即向所属电力调度机构汇报：

12.2.7.1汛期降雨量剧增，有发生洪水预兆。12.2.7.2上游已爆发洪水。

12.2.7.3因特殊情况需加大泄水流量。

12.2.7.4防汛期间，遭遇重大汛清，危及电力设施安全时。12.2.7.5出现各种危及水库安全及正常发电的情况。12.2.7.6水库的水工建筑及任何附属设施不能正常运行时。

12.2.8水电站制定的次年度、供水期和次月度水库运用计划，应分别在每年10月15日前、蓄水期末和每月20日前报所属电力调度机构。12.3水库及水电站的防洪调度：

12.3.1水电站负责其水库的防洪及大坝安全，是水库大坝安全的第一责任单位。

12.3.2 水库洪水调度的任务：根据设计确定的水利枢纽工程设计洪水，校核洪水和下游防护对象的防洪标准，按照经过设计部门论证、流域内防汛主管部门批准的洪水调度原则，在保证枢纽工程安全的前提下，拦蓄洪水、削减洪峰和按照规定控制下泄流量，尽量减轻或避免上、下游洪水灾害。12.3.3水库洪水调度原则：大坝安全第一，防汛期间要按照流域内防汛主管部门批准的洪水调度原则进行洪水调度，遇下游防洪形势出现紧急情况时，在枢纽工程安全可靠的前提下，充分发挥水库的调洪作用；遇超标准洪水，采取保证大坝安全的非常措施时应尽量减少损失。

12.3.4水库洪水调度的职责分工：在汛期，汛限水位以上的防洪库容以及洪水的调度运用，应服从有管辖权的人民政府防汛指挥部的统一调度指挥。防洪限制水位以下的库容，由水电站负责调度并服从所属调度机构指挥。已蓄水运用的在建水电工程，其洪水调度应以工程建设单位为主，会同设计、施工、水库调度管理等单位组成的工程防汛协调领导小组负责指挥调度。

12.3.5水电站应根据设计的防洪标准和水库洪水调度原则，结合水利工程的实际情况，制定年度洪水调度计划和防洪预案，并负责按相应的程序到流域内有管辖权的防汛主管部门报批。已批准的年度洪水调度计划和防洪预案须于每年4月底前报所属电力调度机构备案。

12.3.6水电站每次洪水过后一周内，应做出该次洪水调度分析并报所属电力调度机构；每年10月底前完成年度防汛工作总结，报所属电力调度机构和相关部门。

12.4发电及经济调度：

12.4.1水库发电调度的主要任务：根据水利工程设计的开发目标、参数、指标，并结合灌溉等综合利用和电量计划的要求，经济合理地安排发电运行方式，充分发挥水库的发电效益。12.4.2 发电调度的原则： 12.4.2.1在确保水电站大坝安全和水电站设备安全的前提下，充分发挥水电站的综合效益以及在电网中的调频、调峰和事故备用作用。

12.4.2.2保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象的安全要求。12.4.2.3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。12.4.3发电经济调度：

12.4.3.1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，并充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。

12.4.3.2调节能力差的水库，应充分利用短期水文气象预报，在允许的范围内采取提前预泄和拦蓄洪尾的措施。对于日调节或无调节能力的水库，应更重视短期水文气象预报，制定日运行计划，尽量维持水库水位在合理位置运行。

12.4.3.3 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在不低于年消落水位。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的枯水段时，才允许降至死水位。

12.4.3.4梯级水库群的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，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。实施中应正确掌握各水库蓄、放水次序，协调各水库的运行。12.4.3.5应积极采取各种措施为节水增发电量创造条件，如加强水库及水利工程管理，合理安排水库运用方式，及时排漂清污，合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，尽量减少机组空载损耗等。

12.4.3.6应根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式或发电方式，除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。

12.4.3.7电力调度机构应根据水电站的特性，结合水文情况及负荷预计结果，合理安排运行方式。当水库弃水或将要弃水时，应提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。

13继电保护与安全自动装置调度管理 13.1 调度管理的一般原则：

13.1.1各级电力调度机构及各发电厂、变电站必须严格执行原部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置技术规程》等有关规程、规定。

13.1.2继电保护和安全自动装置的运行操作原则上按调管范围进行。13.1.3 凡属电力调度机构调管的继电保护及安全自动装置（包括涉及这些装置所有的电压互感器、电流互感器），未经所属电力调度机构值班调度员许可，任何人不得擅自将其投入、退出、检验或更改其定值。现场继电保护及安全自动装置的定值调整和更改，必须按定值通知单规定的时间完成。13.1.4继电保护及安全自动装置的整定值，应以所属电力调度机构下达的整定通知单为准，当保护及安全自动装置按上述通知单改变定值后，现场运行值班人员应及时与电网值班调度员核对定值通知单编号，并向电网值班调度员汇报定值改变结果与所属电力调度机构下达的整定通知单是否一致，无误后方可投入运行，并严格执行定值回执单制度。

13.1.5发电厂主设备（发电机、发变组、高备变）的保护由各发电厂负责整定计算，与电网保护有配合关系的接口阻抗由所属电力调度机构下达。影响电网安全的机组保护定值（如频率保护、失磁保护、失步保护等）应报所属电力调度机构批准后执行。

13.1.6涉及到不同电网之间的接口定值应兼顾各方利益，发生争议时，有关各方应按局部利益服从整体利益，下级电网服从上级电网以及技术经济合理的原则协商解决。

13.1.7 各级电力调度机构值班调度员在改变运行方式或事故处理时，应根据继电保护和运行方式的有关规定，对继电保护及安全自动装置作相应的改变，使一、二次系统相互协调。

13.1.8继电保护及安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同步进行，特殊情况下的临检工作应按有关规定办理申请手续。

13.1.9继电保护及安全自动装置在运行中发现缺陷或异常时，现场运行值班人员应及时向所属电力调度机构的值班调度员汇报，并通知本单位继电保护、安全自动装置专业人员。紧急情况下，可先将故障的继电保护或安全自动装置退出，然后立即报告所属电力调度机构的值班调度员。13.1.10系统故障后，发电厂、变电站的运行值班人员必须迅速将继电保护及安全自动装置动作情况准确向所属电力调度机构的值班调度员汇报。事故录波图和事件记录应及时传至所属电力调度机构并做好必要的注释。13.1.11发电机的励磁系统和调速系统在改造、更换前必须报所属电力调度机构，在得到所属电力调度机构认可后方能进行。

在励磁系统和调速系统新建、改造、更换工作完成后，应向所属电力调度机构提供调试报告、传递函数框图和各项计算参数，相应电力调度机构同意后方可投运。

励磁系统（含PSS）、调速系统的整定参数由所属电力调度机构下达或批准。

13.1.12运行中的一次设备，其所有继电保护及安全自动装置均应按规定投、退，现场必须有有效的运行规程。规程由设备运维单位编制，并报所属电力调度机构备案。禁止带电设备无保护运行（包括对母线充电时）。13.2 各级电力调度机构的调度员、保护人员、各厂（局）保护人员及发电厂、变电站的运行人员对继电保护及安全自动装置运行的一般职责： 13.2.1 电网值班调度员对所调管的继电保护和安全自动装置应能做到： 13.2.1.1 能按规程规定正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行。

13.2.1.2 能按继电保护和安全自动装置的动作情况，分析、判断系统故障及异常情况。13.2.1.3 能按通知单掌握继电保护、安全自动装置实际运行定值的含义及允许的最大负荷电流和运行注意事项。

13.2.1.4 熟悉继电保护及安全自动装置基本原理和典型接线。13.2.1.5 熟悉继电保护及安全自动装置整定方案及控制策略。13.2.1.6 熟悉继电保护及安全自动装置调度运行规程。

13.2.2 厂、站运行值班人员对继电保护和安全自动装置应能做到：

13.2.2.1 能按规程规定对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查。

13.2.2.2 能对继电保护和安全自动装置以及二次回路工作的安全措施进行监督。

13.2.2.3 能及时发现继电保护和安全自动装置以及二次回路的缺陷和异常状况。

13.2.2.4 熟悉继电保护及安全自动装置基本原理和典型接线。13.2.2.5 熟悉继电保护、安全自动装置及二次回路。13.2.2.6 熟悉继电保护及安全自动装置现场运行规程。

13.2.3 电力调度机构值班调度员在系统继电保护及安全自动装置运行方面的职责：

13.2.3.1 批准和监督调管范围内各种继电保护及安全自动装置的正确使用和运行。13.2.3.2 根据继电保护及安全自动装置调度运行规程和其他有关规定，在处理事故或改变系统运行方式时，对继电保护及安全自动装置作相应变更；指挥系统操作时，应包括对继电保护及安全自动装置的有关操作。

13.2.3.3 根据定值通知单切实掌握继电保护和安全自动装置的整定值，调管范围内继电保护和安全自动装置更改定值或新装置投入运行前，值班调度员必须按整定值通知单与厂、站运行值班人员核对更改结论及通知单编号后，在通知单上签字和注明更改定值时间，并及时将回执交整定部门。13.2.3.4 根据保护装置的最大允许电流，监督调管范围内各线路的负荷值。13.2.3.5 掌握影响系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置问题，根据缺陷管理办法通知有关部门解决，并督促投运。

13.2.3.6 在系统发生事故和不正常情况时，值班调度员应根据断路器及继电保护和安全自动装置动作情况进行分析并处理事故；对事故时继电保护和安全自动装置的动作情况进行详实记录，并及时通知有关人员。

13.2.3.7根据系统稳定、运行方式和负荷情况，提出对系统继电保护和安全自动装置的要求和改进意见。

13.2.4 发电厂、变电站运行值班人员在继电保护及安全自动装置运行方面的职责：

13.2.4.1 按调度指令正确退出或投入继电保护及安全自动装置，许可二次回路的工作。

13.2.4.2 在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前，现场运行值班人员必须审核工作人员的工作票及安全措施，变更定值和接线必须有定值通知单和经领导批准的图纸才能允许工作。在工作完毕时，运行值班人员要对工作内容及现场进行检查验收，并由工作人员将工作项目、接线和定值改变情况及结论记录在记录本内，运行值班人员核对验收无误，工作人员和运行值班人员双方签字后方具备投运条件。

13.2.4.3 调度机构调管的继电保护及安全自动装置，在新投入或经过更改时，运行值班人员必须和相应调度机构的值班调度员进行定值更改结论、定值通知单编号及有关运行注意事项的核对，无误后方可投入。

13.2.4.4 运行值班人员必须按规程对继电保护和安全自动装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试，监视交、直流回路。继电保护和安全自动装置及其二次回路存在缺陷及不正常情况时，应做好记录，联系并督促有关部门处理。按定值监视电气设备和线路的电流。

13.2.4.5 继电保护或安全自动装置动作时，必须按规定做好相关记录，并及时打印装置动作报告、故障录波报告和向所属调度机构汇报（包括电话汇报及传真形式）。

13.2.4.6 按值班调度员的指令及现场规程规定，切换微机保护定值区。13.2.5 电力调度机构继电保护和安全自动装置专业人员在继电保护及安全自动装置运行方面的职责：

13.2.5.1 对调度人员和基层继电保护、安全自动装置管理部门以及基建部门下达继电保护和安全自动装置定值通知单和业务通知单，并回收定值通知单回执。

13.2.5.2 按调度操作范围确定系统继电保护和安全自动装置配置及其方式。13.2.5.3 对调度人员书面交待继电保护和安全自动装置的投、退注意事项。13.2.5.4 对调度人员在继电保护和安全自动装置投、退的正确性方面负有监督和检查的职责。

13.2.5.5 对调度人员有关继电保护和安全自动装置方面的技术问题负责解释。

13.2.5.6 对基层继电保护和安全自动装置管理部门关于继电保护和安全自动装置运行方面存在的问题负责解答和处理。

13.2.6发电厂和供电单位继电保护和安全自动装置专业人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责：

13.2.6.1 按调度部门的定值通知单要求正确的整定定值，并填写上报定值回执单。

13.2.6.2 对定值的更改、继电保护和安全自动装置的消缺、整改等项目，如实填写在现场有关记录本上。

13.2.6.3 根据继电保护和安全自动装置定值通知单的要求，书面交待现场具体压板的投、退方式。

13.2.6.4 二次回路更改或继电保护、安全自动装置调试完毕，应校对投、退状态是否与方案一致。

13.2.6.5 负责继电保护及安全自动装置现场运行规程的编制。

13.2.6.6 协助有关部门对运行值班人员进行继电保护及安全自动装置运行方面的技术培训。

14调度自动化调度管理

14.1电网调度自动化系统是一个整体，必须坚持统一领导、分级管理和下级服从上级、局部服从整体的原则。

14.2电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。

14.3省调调管范围内的自动化信息采集后直送至省调，非省调调管范围但关系到省调自动化系统应用软件正常运行的自动化信息，由地调转发。14.4本规程所指厂、站调度自动化设备主要包括：

14.4.1厂、站计算机监控（测）系统及自动化专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与调度自动化信息采集有关的交流采样等测控单元，自动化通道专用测试柜及通道防雷保护器相关设备。14.4.2电能量远方终端。

14.4.3电力调度数据网络设备（路由器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆。

14.4.4自动化装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆。

14.4.5自动化装置、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆。14.5调度自动化设备的运行维护由设备所在单位负责。自动化设备维护单位应配合所属调度机构进行自动化设备的安全检查、自动化信息核对等工作。

14.6省调调管厂、站的电力调度数据网络设备，其技术参数的设定、设置由省调负责，其他人员不得擅自更改；由于情况变化需要改变时，须提前报省调，经批准后方可进行，并做好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报省调批准后实施。

14.7省调调管计量关口电能表计的运行管理及其与电能量远方终端的计量监督，按新疆电力公司的有关规定执行。关口电能表计的日常巡视和电能量远方终端及其附属设备的运行维护，由各厂、站相关部门负责。

14.8调度自动化设备的运行维护单位，应保证设备的正常运行及传送信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到现场处理，并将故障处理情况及时报告所属调度机构的值班调度员或自动化值班人员。

省调根据有关规程、规定，对省调调管范围内调度自动化设备的运行维护单位进行考核。

14.9省调调管厂、站调度自动化设备的计划停运，应提前1天报省调；厂、站调度自动化设备的临时停运，应及时报省调值班调度员，经值班调度员许可后方可进行相关工作。

调度自动化设备的运行维护单位应按要求对其进行遥信传动试验工作。14.10值班调度员或运行值班人员发现调度自动化系统信息异常时，应及时通知相应自动化值班人员进行处理，并做好记录。

14.11当一次设备检修时，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。运行维护单位应把检查相应远动输入、输出回路的正确性及检验有关的变送器准确度列入检修工作任务。一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢复正常，同时应通知调度自动化设备的运行管理部门，并由该部门通知省调和其他相关调度部门。

14.12 新（改、扩）建厂、站的调度自动化部分，必须与厂、站的一次设备同步投入运行。

14.13调度自动化系统中采用的设备，均应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证书，且必须符合省调所规定的通信规约及接口技术条件。

15电力调度通信管理

15.1电力调度通信系统是全程全网的一个整体，必须实行统一通信调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体的原则。各级电力通信管理部门和各专业通信维护单位必须认真贯彻执行有关电力调度通信管理的规程、规定，坚持电力通信为电力生产服务的基本原则，确保调度通信电路的畅通。15.2各级电力调度机构应设置相应的通信管理部门，负责各级电力调度通信管理和各专业通信维护部门间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、指挥通信电路的故障处理、通信资源的管理和调配。

15.3各级电力调度通信管理部门和各专业通信维护单位在调度通信业务方面应遵循局部服从整体、支线服从干线、其他通信业务服从电力生产业务的原则，确保电力调度通信系统的正常运行。

15.4新疆电力通信设备运行维护的范围，按二次设备跟一次设备和属地化管理的原则划分，特殊情况按省调有关文件确定运行维护范围。15.5各专业通信维护单位负责所辖范围内通信设备的运行维护。

15.6省调负责全疆干线通信电路的统一管理及通信资源调配。负责新疆电力调度通信系统的电力线载波、继电保护和安全自动装置的频率管理和分配，负责新疆电力公司无线电管理委员会的日常工作。

15.7各级调度机构至直调厂、站间应具有两种不同路由或不同方式的通信通道。

15.8省调设通信调度、配置实用有效的通信电路运行监视和管理系统，确保通信电路发生故障时，告警信息能准确、及时上传。

15.9在电力专用通信网尚不能满足电力调度通信业务的情况下，可以采用租用电信营运商的通信电路作为传输通道，但继电保护、安全自动装置等业务，应采用电力专用通信电路传输。15.10凡通信人员需在复用继电保护、安全自动装置、电力系统自动化信息的通信线路和设备上工作时，必须事先以书面方式向相应调度机构提出申请，经批准后，按新疆电力公司相关规定执行。

15.11通信系统出现故障时，各级通信运行管理部门应立即组织人员进行抢修，并采用相应迂回或转接措施，保障调度通信的畅通，同时应通知相应的电网调度机构，并在3日内将故障处理结果以书面形式报上一级通信主管部门。

15.12通信系统的计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当通信检修对电力调度业务有影响时，所辖通信设备的运行管理部门应提前1日将安排的检修计划报相应调度机构批准，同时提出拟采用的通信业务相应迂回或转接方案。检修检束后，需办理复役手续。

15.13通信系统进行临时检修对电力调度业务有影响时，所辖通信设备的运行管理部门应将安排的临时检修内容报相应调度机构值班调度员，同时提出拟采用的通信业务相应迂回或转接方案。检修检束后，需办理复役手续。15.14通信系统进行检修对电力调度生产业务没有影响时，所辖通信设备运行管理部门应将安排的检修内容报相应调度机构备案。

15.15输、变电线路和电力设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、调度自动化电路时，通信管理部门应在相应的工作申请上，提出受影响的用户和业务情况，经主管领导批准，并在通道停用前和恢复后通知相关专业部门或相应的电网调度机构。

第二篇：新疆电网调度规程

新疆电网调度规程2 新、改和扩建设备并入系统管理1.10 3电网频率调整和调度管理(1.7P26)1电网无功调整和无功控制(1.8P29)2新疆电网调度规程

水电站调度管理(1.12 P40)4 电网情况汇报(1.16 P66)53电网频率调整和调度管理

电力系统中的电能生产是一个动态平衡的过程，由于电能

不能大量贮存，电网中发电功率和用电负荷是相等的，稳态时，供电频率与汽（水）轮机组的转速对应相等，也就是电网的频率 是基本保持稳定的。若总发电功率>总用电功率，则电网频率增 加，机组转速也增加，若总发电功率<总用电功率，则电网频率 降低，机组转速也降低。

必须通过控制系统使电网中并网发电机组的总发电出力，来适应电网总用电负荷的要求，才能保证供电频率正常。4电网频率调整和调度管理

我国电力系统在正常运行情况下，额定频率为50Hz,对额定频率的偏离程度一般不超过±0.20Hz,一般情况下，频率都在50±0.10Hz范围内运行，交流同步电网中频率任何两点都是基本相同的，如果不同，则会处于“失步”状态，系统就会出现异步振荡，这是正常运行所不允许的。

因此，并入电网的发电机组需要及时根据负荷变化调整机组出力，使得发电和用电维持平衡，维持额定的电网频率。5电网频率调整和调度管理

当前新疆电网的频率调整和控制主要由西北网调负责调整，新疆电网发电厂根据网调要求按联络线交换功率调整。

新疆电网的频率标准为50.00Hz，按50±0.10Hz，控制，按50±0.20Hz考核，当系统频率在50±0.10Hz，表明新疆电网基本运行正常，若系统频率超限，应加强重要联络线的监控，及时了解站内保护稳控的运行情况和动作信息，由于新疆电网网架薄弱，若频率异常通常表明电网发生了较严重故障，应当迅速了解相关设备情况，发现异常情况及时汇报相应调度。

6电网频率调整和调度管理

并列运行机组在电网负荷变化引起电网频率变化时，根据各自的静态特性，承担一定的负荷变化，阻止电网频率的变化，这个特性称为机组的一次频率调整，又称一次调频。

一次调频的频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,调整量不大,电厂运行人员和调度员难以控制。

一次调频特性是由机组调节系统的静态特性确定的，直接的影响因素是机组调节系统的调速不等率，另外一个影响因素就是调节系统的调频死区，实际上就是不灵敏区的大小。7电网频率调整和调度管理 一次调频的参数

死区：一次调频的频率偏差死区是指在此频率偏差范围内，频率变化时，负荷不随频率变化。死区的设置是为了防止机组频繁进行调整，避免频繁调整可能引起的振荡。

调速不等率： 机组空载转速与满载转速之差与平均转速之比称为调节系统的调速不等率即速度变动率，一般用额定转速代替平均转速。当机组跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为“动态飞升”。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4～5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分，则动态飞升在120～150转/分之间。速度变动率越大，危险也越大。在实际汽轮机在骤然甩掉全负荷时，转速升高约为速度变动率的1.5倍，如果速度变动率大于7％，则由计算结果7％×1.5＝10.5％可见，已接近危急保安器动作值10％～12％的范围了。所以不能过份地用调高δ的方法来满足稳定性的要求。8电网频率调整和调度管理 并列运行时，假定只有两台机组，调速不等率分别为δ1和δ2(其他机组的等效不等率），负荷变化使转速变化 Δn，并列运行机组的调节系统均使得其功率发生变化。如下图所示。9电网频率调整和调度管理 一次调频的特点

1.所有并列运行机组在电网频率变化时，承担一定的负荷变化，各机组负荷变化量之和等于电网总的负荷变化量。

2.调速不等率越大，电网负荷变化时承担的功率变化量越小；调速不等率越小，承担的功率变化量越大；有可能使得δ小的机组寿命受到严重的影响；

3.所有并列运行机组的调速不等率应该相近，以使得各机组在电网中运行时，其负荷均能够随电网频率的变化而发生变化；

4.电网越大，电网的频率越容易维持稳定。因为此时电网负荷扰动量占电网总容量的百分比将随着电网容量的增加而减小，从而引起电网频率较小的变化。5.一次调频是有差调频，调整后频率恢复不到原来的频率值。10电网频率调整和调度管理 并网机组一次调频要求：

并网机组均应参与一次调频，对机组一次调频性能要求如下： 1.死区

电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机 为±0.033Hz 机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机 为 ±0.10Hz 水电机组为小于 ±0.05Hz（2转/分钟、6转/分钟、3转/分钟）2.转速不等率

火电机组和燃机 为4% ～ 5% 水电机组 为小于3% 3.最大负荷限幅

火电机组加负荷方向为机组额定有功出力的6%；减负荷方向不加限制。水电机组不加限制。

11电网频率调整和调度管理 并网机组一次调频要求： 4.投用范围

机组一次调频投用范围为机组核定的有功出力范围，即机组在核定的最低和最高有功出力范围内。

5.响应行为要求

当电网频率变化超过机组一次调频死区到机组负荷开始变化所需的时间应小于3秒。

当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响应目标完全响应。在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±0.3%内。12电网频率调整和调度管理 并网机组一次调频管理要求：

1.所有并入新疆电网的发电机组均应投入一次调频功能，其性能、参数（死区、转差不等率、负荷调节限制和影响速度）必须满足电力行业标准和新疆电网的有关规定。2.一次调频的试验应在进入商业运行之前进行，试验的结果必须满足新疆省调关于一次调频性能的要求。

2.机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员应按现场运行规定退出，并立即汇报值班调度员。

3.未经同意，运行机组不得擅自退出一次调频功能或更改一次调频特性和参数。4.运行机组的一次调频都要按电监会的要求接受省调的监督和考核。5.运行机组有义务配合省调进行的一次调频性能测试。

13当前新疆电网的频率调整和控制主要由西北网调负责调整，新疆电网发电厂根据网调要求按联络线交换功率调整。

新疆电网的频率标准为50.00Hz，按50±0.10Hz，控制，按50±0.20Hz考核，当系统频率在50±0.10Hz，表明新疆电网基本运行正常，电网频率调整和调度管理 14电网频率调整和调度管理 AGC控制模式：

15电网频率调整和调度管理

新疆电网与西北电网分列运行控制原则：

1、频率由省调和发电厂共同负责，各厂应按要求投入AGC

2、指定调节速度快，调节范围大的电厂作为第一调频厂。

3、值班调度员可根据系统运行需要指定或变更调频厂

4、其他电厂按（修改）计划曲线接带，自备电厂联络线按（修改）计划曲线接带。调频厂认真调频

5、第一调频厂在50±0.10Hz内调频，当频率变化超过50±0.15Hz，所有发电厂按高频减出力，低频加出力的原则配合电网调频（调度特殊要求的除外）。

6、各电厂调整出力时，应注意频率，当频率超过50±0.10Hz范围，应停止与调频反方向的调整，并汇报调度。

7、地区电网独立运行，装机容量少于3000MW，按50±0.50Hz控制，自备电网解网频率自行控制

8、为了防止频率崩溃，应配置足够自动低频减载负荷（50%和高频切机功能（49-47.5HZ/0.3 6轮，49、48.7/15秒）。

16电网电压调整和无功控制管理

电网的无功补偿实行“分层分区、就地平衡”的原则，并能随负荷和电压变化进行调整，应当避免无功功率的长距离传输。新疆电网各级电压的调整和控制，由各级电力调度机构按调管分级负责

省调确认调管范围内的电压监视点和考核点，制定电压曲线，指挥无功补偿设备运行和发电机组的无功调整,对电压完成情况进行统计和考核。

各厂站发现电压异常应及时汇报各级调度。当超过本厂站正常调压能力，电压仍越限时，应及时汇报相关调度，各厂站不得自行调整变压器分接头档位。17电压调整的主要措施有：

1.调整发电机无功出力，包括进相运行方式 2.投入或退出并联电容器或电抗器 3.调整电网接线方式、改变潮流分布，包括转移或控制负荷 4.使用调相机、开停机组、5.调整变压器分接头，利用其他无功调节装置调压(AVC)发电厂要严格按调度机构下达的电压曲线运行，若超过调整能力无法满足电压曲线要求，应立即汇报当值调度员

电网电压调整和无功控制管理

18顺调压：如负荷变化甚小，或用户处于允许电压偏移较大的农业电网，在最大负荷时允许中枢点电压低一些，在最小负荷时允许中枢点电压高一些，在无功调整手段不足时，可采取这种调压方式，但一般应避免采用。

逆调压：逆调压是指在电源允许偏差范围内，供电电压的调整使高峰负荷时的电压值高于低谷负荷时的电压值。在最大负荷时提高中枢点电压以补偿因线路最大负荷而增大的电压损耗，在最小负荷时将中枢点电压降低一些以防止负荷点的电压过高。220kV 及以下电网的电压调整，宜实行逆调压方式。常调压：如果负荷变动较小，即将中枢点电压保持在较线路额定电压高（2%--5%）的数值，不必随负荷变化来调整中枢点的电压仍可保证负荷点的电压质量，这种调压方法叫恒调压或常调压。

电网电压调整方式 电网的调压方式：

19发电厂无功调整管理：

1.发电机的自动调节励磁装置和失磁保护等参数、定值应符合国家标准和省调规定并投入运行；此类设备的试验和停用需得到相应调度机构值班调度员的批准。发生故障退出或停用，应立即汇报值班调度员。

2、省调调管发电机组应做进相试验，其进相能力应达到行业标准和新疆电网的要求。电厂应绘制指导进相运行的P-Q曲线和进相运行规程，并报所属调度备案。

为防止发生电压崩溃，电网和部分自备电厂，应配置足额的低压减载装置.（%85-%65UN/4轮0.5S)（%85-%75UN)/2轮45S)电网电压调整和无功控制管理 20 并网运行的发电厂、电网、变电站均应纳入相应一级电力调度机构的调管范围，服从电力调度机构的统一调度。

需并网运行的发电厂（机组）、变电站和电网，必须满足国家法律、法规、行业标准和国家电力监管委员会、新疆电力公司关于并网管理的有关规定，并签订有关并网协议，有关各方必须严格执行所签协议。

拟并网厂、站、电网应与并网前一年8月31日前，上报省调启动计划和并网参数，以便进行方式计算。

新建、改建和扩建设备并入系统管理 21并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站并网需满足以下条件： 1.向相关电网经营企业和电力调度机构提交齐全的技术资料 2.设备已通过分步试运和启动验收

3.接受电网统一调度的技术装备和管理设施齐备

4.与有关调度机构的通信信道能够满足继电保护、安自装置、调度自动化数据以及调度电话等电力调度通信业务的要求，且满足通信并网条件。

5.自动化分站已按电力行业标准、规程设计建成，自动化信息接入调度机构调度自动化系统正常。新建、改建和扩建设备并入系统管理 22 并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站并网需满足以下条件：

6.按电力行业标准、规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，保证电网安全运行所需措施已落实。

7.与并网运行有关的计量装置安装齐全并经验收合格。8.具备生产运行的其他条件。

新建、改建和扩建设备并入系统管理 23拟并网运行的发电厂（机组）、电网、变电站，应至少于90日前，向省调提供以下资料：

1.工程名称及投运范围，计划投运日期。

2.试运联系人员名单，包括（管理人员和运行人员）。3.调试大纲及安全措施。4.现场运行规程或规定 5.数据交换及通信方式 6.其他应该提供的资料

新建、改建和扩建设备并入系统管理

24新疆电力公司对并网申请书发出确认通知后，省调应完成以下工作：

1.下发调管范围、设备命名和编号，回复接口归算阻抗，确定需传送的自动化信息、通信速率及所采用的规约。

2.向工程单位提交调度运行的技术组织措施

3.根据启委会审定调试大纲和方案，编制下达调试调度方案。

4、提供继电保护定值单，收到实测参数后，确认是否更改定值

5、完成并网通信方式下达，完成通信、自动化系统联调和开通 新建、改建和扩建设备并入系统管理

25新疆电力公司对并网申请书发出确认通知后，省调应完成以下工作：

6、按照平等互利、协商一致、确保电网安全稳定运行的原则，依据并网调度协议范本，签订并网调度协议。

7、电力公司按有关技术导则和法律、法规、标准、规范的要求，确认工程满足并网条件后，省调应及时编制该工程的启动方案送达拟并网方。

8、省调负责的其他与新设备投运相关的工作。新建、改建和扩建设备并入系统管理

26拟并网方应于系统联合调试前向省调报送其调试方案和新设备启动方案。拟送电一次设备的接火工作应在送电前3日内进行（GIS设备可适当提前），二次设备接火工作应同步进行，主要包括母线保护、失灵保护接火及出口传动试验、旁路保护代路及其出口传动试验，直流电源接火、交流电压接火等公用系统接入工作。首检式验收报告和工程会签单

新建、改建和扩建设备并入系统管理

27依照省调编制的启动送电方案，拟并网方相关厂站应按省调调度命令完成并网操作。二次设备接火及其实验合格后投入母差保护、失灵保护，同时拟送电设备间隔正式交付运行单位，此后如需在已完成接火、交付运行的二次设备及回路上工作时，均须按规定向运行单位办理申请手续，严禁未经申请、申请未获批准、未经许可私自开工。一次接火、二次接入、二次核相，主变调档，冲击5次都应提前考虑，新建、改建和扩建设备并入系统管理 28拟并网方应于系统联合调试前向省调报送其调试方案和新设备启动方案。

新设备未经批准，或虽经批准但未得到值班调度员指令前，不得接入系统，拟投运的发电机组（含锅炉、汽机、发电机、水轮机、燃气轮机、风电机组、光伏电站）及其他带电设备，其断路器、隔离开关、继电保护及安全自动装置一切操作由调度员下达，其他人员不得擅自操作。

运行间隔退役，退出的间隔与运行设备的一二次物理连接须断开，再次投运按新设备启动考虑。

新建、改建和扩建设备并入系统管理

29新投产或改建后的线路，必须进行相位、相序核对，与并列有关的二次回路检修时如有改动，也必须核对相序、相位。

新（改、扩）建工程投运后属地调调管的厂、站（设备），地调也应在投运前将参数及投运计划报省调备案，110kV及以上设备命名和编号须经省调统一，送电方案应于投运前3个工工作日报省调备案。

。新建、改建和扩建设备并入系统管理 30水电站调度管理 依据： 《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》

目标：按照设计的综合利用目标、任务、参数、指标及有关运行 原则，在确保水库安全的前提下，发挥水库的综合效益。

水库调度原则：1.保持大坝和水工设施安全 2.保证水库兴利用水（灌溉、航运）3.发电量最大化

4.兼顾旅游、养殖等方面 31水电站调度管理

水电站应满足以下要求：

1、保证大坝和水库安全

2、向调度部门报送水库运用计划

3、编制水库运行规程并报调度机构备案

4、应向调度机构汇报本流域雨情、水情、凌情及弃水情况

5、按要求向调度机构提供水电站设计资料和相关运行资料

6、建立水情测报系统，并向调度上传，系统检修应报调度同意

7、做好洪水预报，遇有重大汛情和灾害天气，及时汇报调度如： 汛期降雨量剧增，可能发生洪水；上游已发生洪水； 特殊情况下加大泄水流量；遇重大汛情，危害设备安全；水工建筑或附属设施不能正常运行；其他危急水库安全和正常发电的情况

8、每年10月15日前报水库运用计划，每月18日前报月度水库运用计划

32水电站调度管理

洪水调度：

1、保证大坝和水库安全的前提下拦蓄洪水、消减洪峰，减少对上下游洪水的灾害影响

2、下游防洪出现紧急情况，应充分发挥水库调洪功能

3、汛期汛限水位以上由有管辖权的当地政府防汛指挥部统一指挥，汛限水位以下，水电站由电网调度机构指挥

4、水电站每年应制定洪水调度计划，和防洪预案，并报流域防汛主管部门批准，每年4月底前，将已批准的计划和预案报相应调度机构备案。发电调度原则：在确保大坝安全和设备安全的前提下，充分发挥水电站综合效益和电网中调频、调峰、事故备用的作用。用水上有矛盾时，应坚持：保证重点，兼顾其他，充分协商，顾全整体利益的原则。33水电站调度管理

发电经济调度：

1、有调节能力的水库，应根据开发目标，绘制水库调度图，实际应用应采用水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度，充分利用水文气象预报，修正优化水库调度。

2、调节能力差的水库，应利用短期水文气象预报，重视提前预泄和拦蓄洪尾。

3、多年调节水库，年末水位应控制在年消落水位，只有遭遇大于设计保证率的枯水年，才允许动用多年调节库容。

4、梯级水库群，应以梯级整体利用效益最佳为原则，制定梯级调度规则和调度图。

5、反调节水库应保证最小下泄流量，与上游联系，保持高水位运行。

6、正常情况下，不得低于死水位运行，调度应当结合负荷预测和水文情况，合理安全运行方式，多发水电，少弃水。34电网情况汇报

为何要对电网情况汇报？

电网发生事故、自然灾害、突发事件、重大事件时，为了加强应对突发事件的能力，最大程度减少事件影响，防范各种风险，国务院、电监会、国家电网公司、新疆电力公司都对电网情况汇报多次作出要求。电网情况汇报的原则：

1.快速性，对汇报的时限作出了要求

2.准确性，对漏报、瞒报、误报、不报的要求，国务院599号令对上述情况，针对一般及以上事故，作出严格和明确的规定。

3.规范性，对汇报的范围、内容作出的要求 35电网情况汇报

省调对电网汇报的一般要求：

新疆电网发生重大以上事件，应在10分钟内，将事故汇报当值调度； 新疆电网发生一般以上事件，应在20分钟内，将事故汇报当值调度； 新疆电网发生六级以上事件，应在30分钟内，将事故汇报当值调度。

汇报的内容，包括事件发生的时间、地点、单位、气候和环境情况、事件经过、保护及安全自动装置动作情况以及事件的影响，事件发生的原因或对原因的初步判断，针对事件采取的措施和目前电网的情况。36电网情况汇报

发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

1.省调调管发、输、变电设备（包括许可设备）及相应二次设备发生异常、障碍、事故。2.发生误操作事故。

3.发生与电网运行有关的人身伤亡事故。4.发生与电网运行有关的设备火灾事故。

5.发生水电站垮坝事故，水淹厂房事故，火电厂漫灰坝事故。6.发生大面积停限电事故，对重要用户停限电或停止供热等。7.发生对电网运行造成重大影响的自然灾害。8.发生违反调度纪律的事件。

9.发生其他与电网运行有关的重大事件。37电网情况汇报

发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

地区电网电力调度机构和并入新疆电网运行的兵团、石油系统等用户调管电网运行重大故障信息应及时汇报省调，地调详细情况可与次日7:00前报送省调。

1.地区电网主力发电厂和110kV及以上变电站发生全停或主设备损坏事故。2.地区电网发生振荡或解列、大幅功率波动。3.地区电网频率和电压严重超标准运行。

4.地区电网发生6kV及以上输变电设备跳闸。5.地区电网发生与电网运行有关的人身伤亡事故。

6.地区电网发生与电网运行有关的生产设备火灾事故。38电网情况汇报 发生以下情况应及时向省调值班调度汇报

地区电网电力调度机构和并入新疆电网运行的兵团、石油系统等用户调管电网运行重大故障信息应及时汇报省调，地调详细情况可与次日7:00前报送省调。7.地区电网发生误操作事故。

8.地区电网发生大面积停、限电事故，对重要用户停、限电或停止供热。9.电网发生水电站垮坝事故，水淹厂房事故，火电厂漫灰坝事故。10.地区电网调度自动化系统、通信系统发生全停事故。11.地区电网发生对电网运行造成重大影响的自然灾害。12.地区电网发生违反调度纪律的事件。

13.地区电网发生其他与电网运行有关的重大事件。39电网情况汇报

发电厂燃煤情况汇报 1.每日发电厂应将燃煤情况，按规定格式于每日1:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 2.每周4各发电厂应将周燃煤情况，按规定格式于每日1:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 3.每日各地调应将电网运行情况，按规定格式于每日7:00前，通过自动化系统报送至省调，各发电厂应认真核对数据，确证无误； 4.若报送系统故障，应尽快通知省调，并及时通知有关人员处理。40电网情况汇报

考核分别针对地调、变电运行人员、发电厂运行人员。1.按照新疆电力公司的管理规定对地调进行考核； 2.按照《新疆电网变电站运行专业调度考评办法》，对变电运行人员考核； 3.按照两个细则，对发电厂运行人员考核； 蒋建军 ***

第三篇：电网调度规程

电网调度规程》

第一章 总则

第1条 电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

第2条 电网调度机构是电网运行组织、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，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。

第3条 各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第4条 凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，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实施电网调度管理。

第5条 电网各级调度人员、变电监控中心、操作队运行人员、各发电厂值长及电气运行人员、直供大用户的变电运行人员，必须熟悉并严格执行本规程；各级有关领导、技术人员也应该熟悉、遵守本规程。

第二章 调度管理

第一节 调度管理的任

第6条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：

1、按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；

2、按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；

3、按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。按电力市场调度规则，组织电力市场运营。

4、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

第7条 电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

3、负责组织编制和执行电网年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；

4、参入编制电网的、月发供电计划和技术经济指标；监督发、供电计划执行情况；执行上级调度下达的跨区联络线送、受电计划；

5、负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参入事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

7、负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施；

8、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；

9、指挥调度管辖范围内设备的操作、电网事故处理和电压调整，根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

15、行使上级电网管理部门及上级调度机构授予的其它职责 第二节 调度设备管辖范围划分的原则 第10条 地调许可设备划分原则

县调（或大用户）管辖设备，其操作对地调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，为地调许可设备。

第11条 地调管辖委托县调代管设备划分原则

地调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大，但对县电网运行方式有较大影响的发、输电设备，可委托县调代管。如：部分发电厂设备、部分县间输电联络线路。

第12条 县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

第13条 发电厂厂用电设备、热电厂的供热设备及变电站的站用电设备，由发电厂值长及操作队值班员自行管理。

第三节 调度管理制度

第14条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体或产权归属，均应遵照《电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规的规定，在并网前向电网经营企业提出并网申请，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第16条 任何单位和个人不得干预电网调度系统的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。

第19条 对于代管设备、许可设备，下级调度机构在操作前应向地调申请，经地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。

第20条 电网紧急需要时，地调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。

第21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：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

第22条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人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人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，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24条 各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。

第26条 县调、发电厂管辖设备发生重大事故（如设备损坏、无操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。

第28条 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。对不执行或延迟执行调度指令者，在报告领导调查处理后，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施。

第四节 检修管理

第31条 电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小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34条 地调管辖设备、地调委托县调代管设备、地调许可设备检修或试验虽已有计划，仍需在开工前一天十时前（遇公休日提前至周五），由设备检修单位调度工作联系人向地调值班员提出申请，利用调度MIS传递检修审批单的同时必须电话和地调值班调度员核对无误，地调在十七时前批复。节日检修在节前三天提出申请，地调在节前一天十一时前批复。设备的检修开工，必须得到值班调度员的指令。

第38条 提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请和批准手续，不得在设备上工作。

第39条 设备临故修、消缺，可随时用检修审批单向地调值班调度员提出申请。但申请人应根据工作内容提出相关设备的状态要求（停电、运行、某保护及自动装置投入、停用），并对要求的正确性负责。地调值班调度员有权批准下列检修（对故修时间不予批复）：

1、八小时以内可以完工的检修；

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42条 地调批准的设备检修时间计算：

1、发电机组检修时间从设备断开，地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。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX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。

第43条 申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。35kV及以下线路停、送电操作一般规定各为30分钟。如线路配合变电站全站停电时还应预留全站停送电时间。

第44条 地调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报地调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动设备的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。带电作业需停用重合闸时，应于作业开始两小时前向地调提出申请。

第45条 发电厂的地调委托县调代管设备，其检修计划由发电厂报所属县调，县调安排后报地调。

第46条 发电设备检修（计划检修、临故修及消缺）工作结束前一天的12时前（遇公休日提前）应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。

第48条 已批准的计划工作，由于天气等原因确定不能工作时，工作单位应于批准的操作时间前，向地调撤消申请。

第五节 出力管理

第49条 发电厂向电网经营企业报月度检修计划的同时，报出各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，顶峰出力，经电网经营企业审查批准，地调按批准的出力进行调度管理。当出力变化时，应于前一天十时前向地调提出申请，并经批准。

第50条 各地方电厂及企业自备发电厂应严格按照地调下达的负荷曲线发电，电网发生故障或异常时，发电厂应遵照地调值班调度员的指令调整有、无功出力。

第51条 运行设备异常而使机组最大连续出力和最小技术出力变化时，值长应向地调值班调度员报告改变原因并提出申请，预计超出本值的降出力，应提出书面申请。（代管电厂由所属县调值班调度员提出）

第六节 负荷管理

第52条 公司各供电营销单位按《电网负荷预测管理办法》向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。

第53条 地调、县调应有经本级人民政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。县调的事故限电序位表和超计划用电限电序位表要报地调备案。

第54条 各县、区供电营销单位要做好本县区负荷预计工作，负荷预计应准确。对因实际用电负荷与预计负荷偏差较大而造成电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位责任。

第55条 当发生事故或其它原因发电厂出力降低时，地调值班调度员可根据省调的通知，按照批准的限电方案分配县（区）临时用电限额，各县调应按分配的负荷限额控制负荷，对未经地调同意超限额用电而迫使省调、地调拉闸限电者，要追究超用电单位责任。

第七节 运行方式的编制和管理

第56条 编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条 编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项 第三章 调度操作

第一节 操作的一般规则

第123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。如对地调管辖的设备有影响，操作前应通知地调值班调度员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令进行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。

第124条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员直接下达给变电站值班员。操作指令直接下达变电站，由操作队（或变电站）值班员实施操作，操作队值班员应按计划到现场。无人值班变电站设备操作完毕，操作队值班员在汇报地调值班调度员的同时通知监控中心值班员。当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，地调值班调度员可下令电网监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。

第126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127条 为了保证调度操作的正确性，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128条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、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；

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、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条 调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个及以上单位的配合操作或者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指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作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、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

第130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，现场填写具体操作票，实施操作；

即时指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向值班人员发布指令，但应做好记录。

第二节 操作制度

第135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、站主结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二十四小时下达操作预告；

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，写出具体操作票，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申请单中的内容、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，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，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、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第138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139条 已经录音的微机硬盘，一般保存三个月，复杂操作和事故处理的录音保存期限由领导决定。调度电话录音内容具有严格的保密性。调度电话录音只有公司领导、生产总工、安监部主任、调度所主任、调度班长有权提取。

第三节 变压器操作

第140条 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。

第141条 变压器充电时，应先合装有保护的电源测开关，后合负荷侧开关。停电时则反之。

第142条 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。

第143条 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，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

第144条 倒换变压器时，应检查并入之变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。

第145条 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，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

第四节 母线、刀闸操作规定

第146条 母线的倒换操作，必须使用母联开关。

第147条 备用母线和检修后的母线，充电时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，现场应断开母联开关操作电源。

第148条 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。

第149条 母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条 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、拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但220kV以上应使用户外三联刀闸）；

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节 开关操作

第151条 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。

第152条 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定运行进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

第153条 交流母线为3/2接地方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

第六节 线路操作

第155条 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，以免引起过负荷掉闸或其它事故。

第159条 联络线停送电操作，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；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。

第七节 解、并列操作

第160条 值班调度员在解、并列操作前，应利用PAS系统进行潮流计算，认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。操作后，进行电网安全检查计算，制定预防措施，通知现场值班人员记录并执行该措施内容。

第161条 准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条 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；

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。第163条 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%。

第164条 电网解环时，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，无功调整至最小的情况下解列。

第165条 值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，并通知有关单位。

第166条 解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条 闭式网络只有相位相同才允许合环。

第168条 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169条 合环调电，现场值班人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行解环操作。

第九节 零起升压操作

第170条 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。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

第171条 升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。

第172条 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。

第173条 零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章 电网事故处理

第199条 调度值班员在事故处理时受上级调度值班员指挥，是管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对管辖范围内电力系统事故处理的正确和迅速负责。

第200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、设备和电网安全的威胁，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201条 电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况：

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、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202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汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。

第203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204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、站用电全停或部分全停时，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、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动操作；

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205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和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

第206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，调度班长、方式、继保人员、调度主任等有关人员应主动协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故汇报上级值班调度员、调度所领导、生技部、安监部主任或专工、公司总工程师及分管生产的副总经理等。

第二节 线路的事故处理

第209条 单电源线路故障开关掉闸时的处理：

1、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场（监控中心）值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，再向调度汇报（发现明显故障点、空载线路、电缆除外）；

2、线路重合不成或重合闸停用时，分段强送。若一段强送不成，则强送另一段；若强送成功，另一段不再强送。

第211条 两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条 两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

第213条 带电作业期间线路故障掉闸，无论重合闸投停，在未查明原因前，不得强送。

第214条 强送线路时，现场有人值班的的厂、站应先停用该线路的重合闸，然后再强送。

第215条 线路跳闸时伴有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，待查明原因后再考虑能否强送。

第216条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，强送或试送前监控中心值班员应利用图像监控系统对现场设备运行情况进行检查。发现明显故障，禁止进行强（试）送。并立即汇报值班调度员。

第217条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，在现场设备情况不明，保护动作情况不清的情况下，一般不能遥控强送，特殊情况下需经有关领导同意。

第218条 电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

第219条 无人值班变电站发生开关跳闸，无论重合闸重合成功与否，操作队值班人员必须到现场对设备运行情况、保护及自动装置动作情况进行检查。

第220条 线路故障跳闸，开关切除故障已达到规定次数，由厂、站（监控中心）运行值班员向调度提出。当开关允许遮端故障次数少于两次时，应停用该开关的重合闸。少于或等于一次时，应用旁路代路，无旁路或无法倒电时，应请示总工联系停电处理或作出能否允许增加遮断故障次数的批示。

第221条 恶劣天气，线路连续两次故障掉闸应停用重合闸，再次故障掉闸不再强送，待天气好转时决定是否强送。恶劣天气，10kV农业线路故障掉闸，一般不立即强送，待天气好转时强送一次。

第222条 线路故障开关掉闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线，并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即拉开该线路所有开关、刀闸、合上接地刀闸（挂好地线），通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。

第三节 小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条 接地故障的处理的一般规定

1、值班调度员接到系统发生单相接地故障的报告后，应作好记录：三相对地电压值、信号动作情况、消弧线圈接地系统应记录消弧线圈的残流、残压。根据变电站（监控中心）值班人员汇报的系统接地指示信号和数据应进行全面正确分析：是系统单相接地还是PT一次熔丝熔断、是线路断线还是消弧线圈补偿不当引起电压不平衡、谐振过电压引起的虚幻接地，经分析判断确定属哪一种情况，再进行处理。

2、无人值班变电站发生系统单相接地故障时，监控中心值班员在汇报值班调度员后，通知操作队值班人员立即到现场对接地系统的设备情况细致巡查，将现场接地故障情况和巡查结果汇报值班调度员和监控中心值班员，并根据值班调度员指令进行处理。

3、当变电站内装有选测馈线接地指示的，测寻故障时应充分应用它作为判断故障线路的依据，但在没有取得运行经验前，选测出的故障线路再使用“拉合法”进行缺证。

4、当接地线路发生断线或断线直接接地的报告时，应立即将故障线路切除，以免危害人身设备安全。

5、无论发生何种形式的接地故障，均应通知运行单位进行巡线检查，用户管理单位对用户进行查询、检查。

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

1、为缩小受影响的范围，如果系统可分割为电气上不直接连接的几部分，则尽可能进行分割，以确定故障区域。进行分割时，应考虑分割后的线路或变压器是否过负荷，并注意保护及自动装置的动作条件有无变更。

分割电网的方法：

1）如有两台变压器，而其10kV母线通过分段开关并列运行者，可先断开分段开关，检查出哪一母线系统接地；若一台变压器运行带10kV两段母线运行，另一台变压器备用，可先投入备用变压器，将10kV母线分列运行，检查出哪一段母线系统接地。

2）有发电厂并网运行的系统，应调整联络线潮流，将发电厂与系统解列，查出是哪一系统接地。

2、在判断系统有单相接地、操作队值班人员检查后没有发现站内设备接地故障点，应按下列顺序查出故障设备：

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；

3）试拉有并联回路或有其它电源的线路；

4）试拉分支多、线路较长、负荷较轻的一般用户线路；

5）试拉分支较少、线路较短、负荷较重和较重要用户线路；

6）用倒换变压器、母线等方法检查电源、母线系统。

第五节 变压器的事故处理

第234条 变压器的故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

第235条 变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

第236条 由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器可不必检查，即可送电。

第237条 由于人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。

第238条 变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

第239条 变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定

第七节 线路过负荷的处理

第247条 线路过负荷时，应采取下列措施：

1、向省调汇报，受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；

2、提高受、送端运行电压；

3、改变电网运行方式，使潮流强迫分配；

4、将受电地区负荷调出；

5、在受电地区限电或拉闸。

第248条 在正常或事故情况下，发电厂与电网单回联络线过负荷时，发电厂可不必等待调度指令，视具体情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。

第249条 线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：

1、线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过20分钟。

2、线路过负荷超过15%时，立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。

3、继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

1、变压器事故处理原则？

（1）变压器故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

（2）变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

（3）由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器不必检查，立即送电。

（4）由于人员误碰使变压器跳闸，变压器不必检查，立即送电。

（5）变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

（6）变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。

第四篇：电网调度管理规程（精选）

电网调度管理规程

目 录

第一章 总则

第二章 调度管辖范围及职责 第三章 调度管理制度

第四章 运行方式的编制和管理

第五章 设备的检修管理

第六章 新设备投运的管理

第七章 电网频率调整及调度管理

第八章 电网电压调整和无功管理 第九章 电网稳定的管理 第十章 调度操作规定

第十一章 事故处理规定

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理

第十三章 调度自动化设备的运行管理 第十四章 电力通信运行管理

第十五章 水电站水库的调度管理

第十六章 电力市场运营调度管理 第十七章 电网运行情况汇报

附件：电网调度术语

第一章 总则

1.1 为加强全国互联电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电

力法》、《电网调度管理条例》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称全国互联电网是指由跨省电网、独立省电网、大型水火电基地等互联而形成的电网。

1.3 全国互联电网运行实行“统一调度、分级管理”。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内的厂站的运行值班单位等。电网调度机构是电网运行 的组织、指挥、指导和协调机构，电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构（即国家电力

调度通信中心，简称国调），跨省、自治区、直辖市电网调度机构（简称网调），省、自治区、直辖

市级电网调度机构（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县

调）。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调 度。

1.5 本规程适用于全国互联电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相 关的各专业的活动。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵 触。

1.6 与全国互联电网运行有关的各电网调度机构和国调直调的发、输、变电等单位的运行、管理人员

均须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及全国互联电网调度运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.7 本规程由国家电力公司负责修订、解释。第二章 调度管辖范围及职责 2.1 国调调度管辖范围

2.1.1 全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统； 2.1.2 对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 2.1.3 有关部门指定的发输变电系统。2.2 国调许可范围：

运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统(以下简称国调管辖系统)运行影响较大的

非国调调度管辖的设备。

2.3 网调（独立省调）的调度管辖范围另行规定。2.4 调度运行管理的主要任务

2.4.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，以

最大限度地满足用户的用电需要；

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

2.4.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.4.4 按电力市场调度规则，组织电力市场的运营。2.5 国调的主要职责：

2.5.1 对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督；

2.5.2 依据计划编制并下达管辖系统的月度发电及送受电计划和日电力电量计划； 2.5.3 编制并执行管辖系统的年、月、日运行方式和特殊日、节日运行方式； 2.5.4 负责跨大区电网间即期交易的组织实施和电力电量交换的考核结算；

2.5.5 编制管辖设备的检修计划，受理并批复管辖及许可范围内设备的检修申请； 2.5.6 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作；

2.5.7 指挥管辖系统事故处理，分析电网事故，制定提高电网安全稳定运行水平的措施并组织实施；

2.5.8 指挥互联电网的频率调整、管辖电网电压调整及管辖联络线送受功率控制；

2.5.9 负责管辖范围内的继电保护、安全自动装置、调度自动化设备的运行管理和通信设备运行协调 ；

2.5.10 参与全国互联电网的远景规划、工程设计的审查； 2.5.11 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；

2.5.12 参与签订管辖系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.5.13 编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系；

2.5.14 负责全国互联电网调度系统值班人员的考核工作。2.6 网调、独立省调的主要职责： 2.6.1 接受国调的调度指挥；

2.6.2 负责对所辖电网实施专业管理和技术监督； 2.6.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.6.4 负责本网电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.6.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及电压调整；

2.6.6 负责组织编制和执行所辖电网年、月、日运行方式。核准下级电网与主网相联部分的电网运行

方式，执行国调下达的跨大区电网联络线运行和检修方式；

2.6.7 负责编制所辖电网月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责

督促、调整、检查、考核；执行国调下达的跨大区联络线月、日送受电计划；

2.6.8 负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参与

事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施； 2.6.9 负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促 实施；

2.6.10 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； 2.6.11 负责调度管辖的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的意见

；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系； 2.6.12 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；

2.6.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计的审查；

2.6.14 参与签订所辖电网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.6.15 行使上级电网管理部门及国调授予的其它职责。2.7 其他各级调度机构的职责由相应的调度机构予以规定。

第三章 调度管理制度

3.1 国调值班调度员在其值班期间是全国互联电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定 的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确 性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上

级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员应对其执行指令的 正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录

音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确

认指令已执行完毕。

3.4 如下级调度机构的值班调度员或厂站运行值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向国调

值班调度员提出意见，如国调值班调度员重复其调度指令时，下级调度机构的值班调度员或厂站运行

值班员应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将威胁人员、设备或电网的安全时，运行值班

员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位 领导汇报。

3.5 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。

3.6 对于国调许可设备，下级调度机构在操作前应向国调申请，在国调许可后方可操作，操作后向国

调汇报, 当大区电网或独立省网内部发生紧急情况时，允许网调、独立省调值班调度员不经国调值班

调度员许可进行本网国调许可设备的操作，但必须及时报告国调值班调度员；

3.7 国调管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向

相关调度通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，国调

值班调度员可直接（或通过下级调度机构的值班调度员）向电网内下级调度机构管辖的调度机构、厂

站等运行值班员下达调度指令，有关调度机构、厂站值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调度

机构的值班调度员。

3.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班员，应立即向管辖该设备的值班调度员汇 报情况。

3.9 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行

上级值班调度员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。

3.10 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有

关法律、法规和规定处理。

第四章 运行方式的编制和管理

4.1 国调于每年年底前下达国调管辖系统的次运行方式。国调管辖系统所涉及的下级调度、生产

及运行等单位，在11月20日以前向国调报送相关资料。4.2 国调编制的运行方式主要包括下列内容： 4.2.1 上管辖系统运行总结；

4.2.2 本管辖系统运行方式安排及稳定运行规定； 4.2.3 本管辖系统新设备投运计划；

4.2.4 本管辖系统主要设备检修计划； 4.2.5 本管辖系统分月电力电量计划。

4.3 国调依据运行方式，以及有关的运行单位对月、日运行方式的建议等，编制国调管辖系统的

月、日运行方式。

4.4 所涉及有关调度依据运行方式和国调下达的月、日运行方式以及本电网实际运行情况，编制

相应的月、日运行方式，并将月运行方式报国调备案，月运行方式修改后，影响国调管辖系统运行方

式的修改内容要及时报国调。

4.5 国调管辖系统有关运行单位每月20日前向国调提出次月运行方式建议，国调于每月25日前向有关

运行单位下达次月月度运行方式。

4.6 国调编制的月度运行方式主要包括以下内容： 4.6.1 上月管辖系统运行总结； 4.6.2 本月管辖系统电力电量计划； 4.6.3 本月管辖系统运行方式安排；

4.6.4 本月管辖系统主要设备的检修计划。

4.7 国调管辖系统有关单位应于每日10时前向国调提出次日国调管辖系统的运行方式的建议，国调应

于12时前确定下达次日运行方式。

4.8 国调编制的日运行方式主要包括以下内容： 4.8.1 国调管辖系统日电力计划曲线； 4.8.2 国调管辖系统运行方式变更； 4.8.3 有关注意事项。

第五章 设备的检修管理

5.1 电网设备的检修分为计划检修、临时检修。

计划检修是指电网设备列入、月度有计划进行的检修、维护、试验等。

临时检修是指非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等检修。5.2 计划检修管理：

5.2.1 计划检修：每年11月底前，直调厂站负责编制下一的设备检修计划建议，报送国调，国调于12月25日前批复。与国调管辖系统相关的各网省调的下一设备检修计划在每年12月10日前 报国调备案，国调可在必要时对有关内容进行调整。

5.2.2 月度计划检修：国调根据管辖系统设备检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修 计划。有关运行单位应在每月20日前向国调报送下一月度检修计划建议，国调于25日前随次月运行方 式下达。

5.2.3 已纳入月度计划的检修申请须在检修开工前1天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于当天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。5.2.4 未纳入月度计划的检修申请须在检修开工前2天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于开工前1天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日于休息日前2个工作日相应

提前申请和批复。

5.2.5 节日或重大保电时期计划检修：有关网省调等应于保电时期前4天将设备检修计划报国调，经平

衡后国调于保电时期前2天正式批复下达。

5.2.6 计划检修申请应逐级报送到国调，国调的批复意见逐级通知到检修单位。检修工作内容必须同

检修票项目一致。临时变更工作内容时，必须向国调值班调度员申请，对调度员无权批准的工作项目 应重新申请。检修工作在国调值班调度员直接向厂站运行值班员或下级调度值班员下开工令后方可开

工，完工后厂站运行值班员或下级调度值班员汇报国调值班调度员销票。

5.2.7 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告国调值班调度员。

计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向国调申请办理延期申请手续，如遇节

假日应提前申请。5.3 临时检修规定：

5.3.1 遇设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修，可以随时向调度管辖该设备的值班调

度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

5.3.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

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

5.3.1.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。

5.3.2 临时检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.4 检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要

求以及其它注意事项等。其中设备检修时间为从值班调度员下开工令时开始，到检修工作完工并汇报

可以恢复送电时为止。第六章 新设备投运的管理 6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入国调管辖系统，该工程的业主必

须在新设备启动前（交流系统3个月，直流系统4个月）向国调提供相关资料，并于15天前提出投运申 请。

6.2 国调收到资料后，进行有关的计算、核定和设备命名编号，应于新设备启动前2个月向相应网（省）调及有关单位提供相关资料。

6.3 新设备启动前必须具备下列条件：

6.3.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向国调已提出新设备投运申请；

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测

量参数者，应在投运申请书中说明）；

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制

度等均已完备）；

6.3.4 与有关调度部门已签订并网调度协议，有关设备及厂站具备启动条件；

6.3.5 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪； 6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.4 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规 定等。

6.5 新设备启动调试后，经移交给有关调度及运行单位后方可投入运行。

6.6 新投产设备原则上不应降低已有电网稳定水平。网省调新投产设备启动调试期间，影响国调管辖

系统运行的，其调试调度方案应报国调备案。

第七章 电网频率调整及调度管理

7.1 互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50 ±0.1Hz控制。

7.2 根据电网实际运行情况的需要，国调值班调度员可改变直调电厂或有关网省调的区域控制模式；

直调电厂或有关网省调因所辖电网运行需要变更区域控制模式须经国调许可。

7.3 有关网省调值班调度员负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内，同时监控网间联

络线潮流不超稳定限额。联络线计划送受电曲线由国调下达；国调值班调度员可根据电网需要修改联

络线计划送受电曲线。

7.4 国调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.15Hz时，应及时汇 报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改管辖发电厂的计划出力曲线。

7.5 国调管辖系统内为保证频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自起动、高频切机等均应由国调统一制定整定方案；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到国调值班

调度员的许可后方可进行；当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，运行值班员应立即

进行相应操作，并汇报值班调度员。

7.6 有关网省调在平衡日发用电时，应安排不低于网内运行最大机组出力的旋转备用容量。7.7 为防止电网频率崩溃，各电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第八章 电网电压调整和无功管理

8.1 电网的无功补偿实行分层分区就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由国调、各

网（省）调和各地区调度按调度管辖范围分级负责。8.2 国调管辖范围内500kV电网的电压管理的内容包括： 8.2.1 确定电压考核点，电压监视点； 8.2.2 编制每季度电压曲线；

8.2.3 指挥管辖系统无功补偿装置运行； 8.2.4 确定和调整变压器分接头位置； 8.2.5 统计考核电压合格率。

8.3 国调负责国调管辖系统的无功平衡分析工作以及在相关各网（省）电网的无功分区平衡的基础上

组织进行全国互联电网无功平衡分析工作，并制定改进措施。

8.4 国调管辖系统各厂、站的运行人员，负责监视各级母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线 限值内。

8.5 国调、各网（省）调值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行

电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格

范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

8.5.1 调整发电机、调相机无功出力、投切电容器、电抗器、交流滤波器达到无功就地平衡； 8.5.2 在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头

时，可以带负荷调整主变分接头运行位置；

8.5.3 调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

8.6 国调负责国调管辖系统和汇总各网（省）一次网损情况，并定期进行全网性分析，提出改进意见。

第九章 电网稳定的管理 9.1 电网稳定分析，按照调度管辖范围分级负责进行。网（省）调按分析结果，编制本网（省）稳定 规定，对影响国调管辖系统运行的报国调批准。

9.2 电网稳定分析，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，国

调、网（省）调各自负责所辖电网安全稳定计算分析和制定稳定措施，并承担相应的安全责任。

9.3 国调管辖系统运行稳定限额由国调组织计算。由各级调度下达相应调度管辖范围内设备稳定限额。

9.4 国调、相关网（省）调和生产运行单位应及时组织落实保证电网稳定的具体措施。9.5 有关网（省）调和生产运行单位因主网架结构变化或大电源接入，影响国调管辖系统安全运行的，需采取或改变安全自动控制措施时，应提前6个月向国调报送有关资料。

第十章 调度操作规定

10.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。国调调度管辖设备，其操作须由国调值班调度员下达 指令方可执行，国调许可设备的操作应经国调值班调度员许可后方可执行。国调调度管辖设备方式变 更，对下级调度管辖的电网有影响时，国调值班调度员应在操作前通知有关网省调值班调度员。

10.2 调度操作应填写操作指令票，下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。10.2.1 合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 10.2.2 投入或退出一套保护、自动装置； 10.2.3 投退AGC功能或变更区域控制模式； 10.2.4 更改电网稳定措施； 10.2.5 发电机组启停；

10.2.6 计划曲线更改及功率调整； 10.2.7 事故处理。10.3 操作指令票制度

10.3.1 填写操作指令票应以检修票、安全稳定控制定值通知单和继电保护定值通知单和日计划等为依 据。

10.3.2 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动

装置、安全措施等）。

10.3.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。

拟票人、审核人、预令通知人、下令人、监护人必须签字。

10.3.4 计划操作指令票必须经过拟票、审票、下达预令、下令执行四个环节，其中拟票、审票不能由 同一人完成。操作票必需经审核后方可下达给受令单位，受令单位如无疑问应尽快准备好厂站操作票，待接到正式下令时间后方可执行。

10.3.5 临时操作指令可不经下达预令直接执行，值班调度员必须认真拟票、审票和监护执行。10.4 操作前应考虑以下问题：

10.4.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的 对策；

10.4.2 操作时所引起的输送功率、电压、频率的变化。潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正

常范围等情况；

10.4.3 继电保护、安全自动装置配置是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防

止引起操作过电压；

10.4.4 操作后对通信、远动、计量装置等设备的影响。10.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行: 10.5.1 交接班时；

10.5.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 10.5.3 电网发生异常及事故时； 10.5.4 电网高峰负荷时段。10.6 并列条件： 10.6.1 相序相同；

10.6.2 频率偏差在0.1Hz以内；

10.6.3 机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5% 以内。

10.7 并列操作必须使用同期并列装置。解列前调整电网频率和有关母线电压，尽可能将解列点的有功

功率调至零，无功功率调至最小。

10.8 解、合环操作：必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在

正常范围。合环操作必须经同期装置检测。10.9 500kV线路停送电操作规定：

10.9.1 互联电网500kV联络线停送电操作，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；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解

合环；有特殊规定的除外； 10.9.2 应考虑电压和潮流转移，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，应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值； 10.9.3 任何情况下严禁“约时”停电和送电；

10.9.4 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。10.10 开关操作规定

10.10.1 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均 已接通；

10.10.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不

得进行分相操作；

10.10.3 交流母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开

中间开关，后拉开母线侧开关。10.11 刀闸操作规定：

10.11.1 未经试验不允许使用刀闸向500 kV母线充电；

10.11.2 不允许使用刀闸切、合空载线路、并联电抗器和空载变压器；

10.11.3 用刀闸进行经试验许可的拉开母线环流或T接短线操作时，须远方操作； 10.11.4 其它刀闸操作按厂站规程执行。10.12 变压器操作规定：

10.12.1 变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电，必要时可以在220kV侧停电或充电。10.12.2 变压器并列运行的条件： 10.12.2.1 结线组别相同； 10.12.2.2 电压比相同； 10.12.2.3 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，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列 运行。

10.13 零起升压操作规定：

10.13.1 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，联跳其它非零起升压

回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入；

10.13.2 升压线路保护完整，可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用；

10.13.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接 地；

10.13.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关

误合造成非同期并列。

10.14 500kV串联补偿装置的投退原则上要求所在线路的相应线路刀闸在合上位置。正常停运带串补装

置的线路时，先停串补，后停线路；带串补装置线路恢复运行时，先投线路，后投串补；串补装置检

修后，如运行值班员提出需要对串补装置充电，可以先将串补装置投入，再对带串补装置的线路充电。

10.15 国调负责的直流输电系统操作如下：

10.15.1 直流输电系统从冷备用转为热备用状态； 10.15.2 直流输电系统从热备用转为冷备用状态； 10.15.3 直流输电系统转为空载加压试验状态； 10.15.4 执行国调直流输电系统继电保护定值单； 10.15.5 直流输电系统启动或停运；

10.15.6 直流输送功率调整和控制方式变更。

10.16 直流输电系统启动操作为从直流输电系统热备用状态操作至输送功率达到整定值；停运操作为

从直流输电系统由稳定运行操作至直流输电系统热备用状态。直流输电系统运行时间从换流阀解锁至

换流阀闭锁的时间。

10.17 在进行直流输电系统启停操作前，两侧换流站应相互通报。操作完成后，换流站及时将操作完

成时间、换流阀解（闭）锁时间等汇报国调调度值班员。10.18 直流输电系统单极运行时，进行由一极单极大地回线方式运行转为另一极单极大地回线方式运

行的操作，应在不中断输送功率的原则下进行。10.19 空载加压（TLP）试验

10.19.1 空载加压试验可采用以下方式： 10.19.1.1 降压空载加压试验； 10.19.1.2 额定电压空载加压试验。

10.19.2 空载加压试验一般在接线方式为GR方式下进行。

10.20 直流输电系统主控站转移操作或单极大地回线与单极金属回线方式转换操作时，由国调值班调

度员下令给两侧换流站，主控站运行值班员应联系对端换流站运行值班员，两换流站相互配合进行。

10.21 在遇有雾、细雨等恶劣天气致使直流输电系统设备放电严重时，国调值班调度员可下令将直流

输电系统改为降压方式运行。如相应极系统输送功率高于降压运行额定功率，须调整功率后再进行降 压操作。

第十一章 事故处理规定

11.1 国调值班调度员是国调管辖系统事故处理的指挥者；网（省）调按调度管辖范围划分事故处理权

限和责任，在事故发生和处理过程中应及时互通情况。事故处理时，各级值班人员应做到： 11.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 11.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； 11.1.3 电网解列后要尽快恢复并列运行； 11.1.4 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 11.1.5 调整并恢复正常电网运行方式。

11.2 当有关电网发生影响国调管辖系统安全运行的事故时，网（省）调值班调度员应尽快将事故简要

情况汇报国调值班调度员；事故处理完毕后，值班调度员应及时提出事故原始报告并向国调值班调度 员汇报详细情况。

11.3 国调管辖系统发生事故时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员应立即向国调汇报事故 概况，在查明情况后，应尽快详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间及现象、跳闸开关、继电保

护动作情况及电压、潮流的变化等。

11.4 当国调管辖系统发生事故，造成互联电网解列时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员

应保持本系统的稳定运行，尽快将频率调整至合格范围内。国调负责指挥国调管辖系统联络线的并列

操作，有关网（省）调和厂站应按国调要求调整电网频率和电压，尽快恢复并网运行。11.5 网省调值班调度员在处理事故时，对国调管辖系统运行有重大影响的操作，均应得到国调值班调

度员的指令或许可后才能执行。

11.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作： 11.6.1 对人身和设备安全有威胁的设备停电； 11.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

11.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 11.6.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

11.7 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按厂站规程规定进行处理，并

向有关值班调度员汇报。

11.8 事故处理时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在调度室内，其他无关人员应迅速离开

；非事故单位不应在事故处理当时向当值调度员询问事故原因和过程，以免影响事故处理。11.9 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。11.10 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。11.11 频率、电压异常处理

11.11.1 当国调管辖系统有关电网发生事故，电网频率异常时，应利用本网内发电机的正常调节能力，平衡网内负荷。若需国调配合，可向国调提出调整建议；

11.11.2 当国调管辖系统任一厂站母线电压低于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、增加机组无功出力、调整联络线潮流等）使电压恢复至限额以内；

11.11.3 当国调管辖系统任一厂站母线电压高于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、机组进相、停运轻载线路等）使电压恢复至限额以内，11.12 线路事故处理

11.12.1 线路跳闸后，为加速事故处理，国调值班调度员可进行强送电，在强送前应考虑： 11.12.1.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在

规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，有关网省调应积极 配合；

11.12.1.2 厂站运行值班员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报国调。

若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

11.12.1.3 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护；

11.12.1.4 应对强送前强送端电压控制和强送后首端、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

11.12.2 线路故障跳闸后，一般允许强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产 的中心领导同意。

11.12.3 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有

关调度提出要求。

11.12.4 当线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查

明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障

线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

11.12.5 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电的规定如下：

11.12.5.1 带电作业未要求线路故障跳闸后不得强送者，可以按上述有关规定进行强送； 11.12.5.2 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，在未查明原因之前不得强送。

11.12.6 在线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应说明是否为带电巡线。

11.13 互联电网联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，有关网省调可不待国调调度指令迅速采取

措施使其降至限额之内。处理方法一般包括：

11.13.1 受端电网发电厂增加出力，包括快速启动水电厂备用机组，调相的水轮机快速改发电运行，并提高电压；

11.13.2 受端电网限电；

11.13.3 送端电网的发电厂降低出力，并提高电压； 11.13.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。11.14 发电机事故处理

11.14.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

11.14.2 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，以便

使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。11.15 变压器及高压电抗器事故处理

11.15.1 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理：

11.15.1.1 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不得进行强送电；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，确认变压器内部无故障者，可以试送一次，有条件时 应进行零起升压；

11.15.1.2 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.15.2 高抗保护动作停运时，根据其保护动作情况作如下处理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不能进行强送电；在检查高抗外部无明显故

障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认高抗内部无故障者，可以试送一次。有条件时可进行 零起升压；

11.15.2.2 高抗后备保护动作，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.16 母线事故处理

11.16.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的

开关全部断开。

11.16.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班

调度员，调度员应按下述原则进行处理：

11.16.2.1 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； 11.16.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；

11.16.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能

用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

11.17 开关故障处理

11.17.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班员立即拉开该开关。开关在运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即

将该开关拉开；

11.17.2 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

下令拉开此开关；

11.17.3 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，并按厂站规程进行

处理。仍无法消除故障，则可用刀闸远方操作解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并

有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。11.18 串联补偿装置故障处理

11.18.1 因线路等其它原因导致带串补装置的线路停运时，如需对线路强送，需将串补装置退出，再 进行强送。

11.18.2 因串补装置故障停运，未经检查处理，不得投运。11.19 电网振荡事故处理 11.19.1 电网振荡时的现象： 发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，振荡中心的电压表波动最大，并同期

性的降到接近于零；失步的两个电网间联络线的输送功率则往复摆动；两个电网的频率明显不同，振

荡中心附近的照明灯随电压波动而一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡－嗡声。11.19.2 电网稳定破坏时的处理办法：

11.19.2.1 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，防止扩大事故；

11.19.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提

下可以不解列，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通过发电机，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； 11.19.2.2.2 电网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；

11.19.2.2.3 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行者，若

调节无效则应予解列。

11.19.2.3 电网发生稳定破坏，又无法确定合适的解列点时，也只能采取适当措施使之再同步，防止

电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理办法是：

11.19.2.3.1 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到

49.5Hz为止；

11.19.2.3.2 频率降低的发电厂应立即采取果断措施使频率升高，直至49.5Hz以上。有关调度可下令

在频率降低的地区进行拉闸限电；

11.19.2.3.3 各发电厂或有调相机的变电站应提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。

11.19.3 在电网振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。在频

率或电压下降到威胁到厂用电的安全时可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。11.19.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，厂站运行值班员应立即将失磁的机组解列。11.20 通信中断的事故处理

11.20.1 国调与有关网省调或调度管辖的厂站之间的通信联系中断时，各方应积极采取措施，尽快恢

复通信联系，如不能尽快恢复，国调可通过有关网省调的通信联系转达调度业务。11.20.2 当厂站与调度通信中断时：

11.20.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按调度规程中有关规定协助调

频。各发电厂或有调相机的变电站还应按规定的电压曲线进行调整电压； 11.20.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

11.20.2.3 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。

11.20.3 当国调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国调值班调度

员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经国调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。国调值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告

前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

11.20.4 凡涉及国调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

与国调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。11.20.5 通讯中断情况下，出现电网故障时: 11.20.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

11.20.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过

稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

11.20.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。11.20.6 与国调失去通信联系的有关网省调或调度管辖的厂站，在通信恢复后，应立即向国调值班调

度员补报在通信中断期间一切应汇报事项。11.21 直流输电系统事故处理

11.21.1 直流线路故障，再启动失败致使直流系统某极停运，根据情况允许对该极线路进行一次降压

空载加压试验。若试验成功，可再进行一次额定电压空载加压试验。试验成功后，可以恢复相应极系 统运行。

11.21.2 因换流阀、极母线、平波电抗器等直流500KV设备故障引起直流输电系统某极停运，未经检查

处理不得恢复该极运行。在重新启动前，如条件许可，可在发生故障的换流站进行空载加压试验。

11.21.3 运行的交流滤波器因故障需退出运行时，换流站在确认备用交流滤波器具备运行条件后，经

国调值班调度员许可，可以进行手动投切交流滤波器（先投后切），交流滤波器的投切顺序按站内有 关规程执行。

11.21.4 换流阀和阀冷却水系统在运行中发生异常时，按站内有关规程处理。当发生换流阀冷却水超 温、换流变油温高等影响直流输电系统送电能力的设备报警时，换流站运行值班员可向上级调度汇报

并提出降低直流输送功率等措施，国调值班调度员根据电网情况处理。11.21.5 换流变压器故障或异常处理按站内有关规程执行。11.21.6 无功减载保护动作的故障处理

11.21.6.1 在升功率操作过程中出现无功减载保护报警信号，在自动或手动投入备用交流滤波器后可 继续进行升功率操作；如投入不成功时，由主控站值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并

向国调值班调度员汇报。

11.21.6.2 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护报警信号时，换流站运行值班员应手动投入相应 的备用交流滤波器；如投入不成功时，由主控站运行值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并向国调值班调度员汇报。

11.21.6.3 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护动作使直流系统输送功率降低时，在有备用交流

滤波器的情况下，由国调值班调度员下令恢复原输送功率。在升功率过程中如再出现无功减载保护报

警信号时，按11.21.6.1的规定处理。

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理 12.1 继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。

12.2 国调组织或参加新建工程、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、继电保护配置选型等）。

12.3 国调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。

12.4 国调负责修编调度管辖范围“继电保护整定方案及运行说明”，并配合新建或技改工程予以补充、修改。

12.5 国调负责调度管辖继电保护装置动作情况的分析、评价和运行总结，动作统计由相关网、省调统一统计，并报国调。

12.6 继电保护的定值管理

12.6.1 国调负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，国调与相关网、省调间以书面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等，以满足整定计算的需要。

12.6.3 国调与相关网、省调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由国调确定。

12.6.4 国调继电保护定值单下达至直调厂、站。国调与相关网、省调互送整定分界点的定值单，用作 备案。

12.6.5 国调继电保护定值单须经国调值班调度员与厂站运行值班员核对无误后方可执行，并严格遵守

定值单回执制度。

12.7 继电保护装置的运行管理

12.7.1 继电保护装置应按规定投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按规 定处理。

12.7.2 国调调度管辖的继电保护装置的投退以及定值单的执行由国调下令。12.7.3 国调调度管辖的继电保护装置的正常运行操作，由国调值班调度员按照国调中心“继电保护整

定方案及运行说明”的规定下达调度指令，运行值班员按照厂站继电保护运行规定执行具体操作。

12.8 继电保护装置的维护与检验 12.8.1 继电保护装置的维护与检验，由继电保护装置所在单位负责。继电保护装置维护单位（简称维

护单位，下同）应按照检修计划和有关检验规程的规定，对继电保护装置进行维护检验。12.8.2 国调负责制订继电保护装置的反事故措施，维护单位负责具体实施。

12.8.3 运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，厂站运行值班员应立即向国调值班调度员汇报，按有关运行规定处理，并通知维护单位进行异常（或缺陷）处理工作。

12.8.4 当继电保护装置动作时（电网发生故障或电网无故障而保护装置本身发生不正确动作），厂站

运行值班员记录保护动作情况，立即向国调值班调度员汇报，并通知维护单位。维护单位应及时收集

保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动

作原因。必要时，由国调中心组织进行调查、分析和检验工作。

12.9 调度员应掌握继电保护的配置和“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定，新设备投运时，继

电保护人员应向调度员进行技术交底。

12.10 运行值班员应熟悉“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定和继电保护装置的回路接线，掌

握厂站继电保护运行规定。

12.11 国调管辖系统安全自动装置由该设备所属电力公司负责厂站运行维护管理，国调负责定值下达

和指挥装置投退，有关网（省）调和生产运行单位各自执行具体操作。未经国调许可，不得更改装置

定值和装置的运行状态。凡影响安全自动装置正常运行的工作，应及时报国调；装置缺陷应在停运后 及时处理。

12.12 国调管辖范围内安全自动装置定值单由国调下达至相应网（省）调及厂站。厂站接到定值单后，必须与国调调度员核对无误后方可执行定值。需改变后备保护定值时，各自按预定整定方案执行并

提前3天通知国调。

12.13 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应根据厂站规程及时报告国调和相关网省调值班 调度员。

12.14 国调调度管辖范围内的安全自动装置运行及动作统计情况由运行生产单位报国调，国调统一进 行统计评价。

第十三章 调度自动化设备的运行管理

13.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先

进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。13.2 本规程所指厂站调度自动化设备主要包括： 13.2.1 远动装置（远动终端主机）；

13.2.2 厂站计算机监控（测）系统相关设备；

13.2.3 远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元，远动

通道专用测试柜及通道防雷保护器； 13.2.4 电能量远方终端；

13.2.5 电力调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及其连接电缆； 13.2.6 远动和电能量远传使用的调制解调器，串行通讯板、卡；

13.2.7 远动装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 13.2.8 遥控、遥调执行继电器屏、柜；

13.2.9 远动终端输入和输出回路的专用电缆；

13.2.10 远动终端、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配

电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆； 13.2.11 远动转接屏、电能量远方终端屏等； 13.2.12 与保护设备、站内SCADA监控系统、数据通信系统、电厂监控或DCS系统等接口。13.3 国调调度管辖厂站调度自动化设备属国调管辖设备，其运行管理由国调负责，并按照国调中心制

定的《国调调度管辖厂站调度自动化设备运行管理规定》执行；国调调度管辖联络线两侧厂站调度自

动化设备属国调许可设备，其运行管理分别由所辖网、省调负责，并按照所辖网、省调制定的相应规 定执行。

13.4 国调调度管辖厂站及国调管辖联络线两侧厂站的电力调度数据网络设备技术参数的制定、设置由

国调负责，其他人不得擅自更改；由于情况变化而需改变时，须提前报国调，经批准后方可进行并做

好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报国调批准后实施。

13.5 国调调度管辖厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由发输电运营部负责，关口电能表

计和电能量远方终端的计量监督由发输电运营部指定的计量部门负责，关口电能表计的日常巡视和电

能量远方终端及其附属设备的运行维护由各厂站相关部门负责，13.6 国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的运行管理分别由其所辖网、省调负责。13.7 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障

或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报国调 和相关网、省调的自动化值班人员。上一级调度机构可根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

13.8 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

13.8.1 国调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报国调自动化运行管理部门并经调

度机构主管领导批准且通知相关网、省调自动化运行管理部门后方可实施；国调调度管辖联络线两端

厂站和国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报其上级自动化运行管理 部门，由该部门同时报本单位主管领导和国调自动化运行管理部门批准且通知相关网、省调自动化运

行管理部门后方可实施。

13.8.2 国调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运应及时报国调自动化值班员，经值班调度员许可

后，由自动化值班员通知相关网、省调自动化值班员；国调调度管辖联络线两端厂站和调度许可设备

范围内厂站调度自动化设备的临时停运应及时报其上级主管调度自动化运行值班员，经其值班调度员

同意并报国调自动化值班员许可后，由该自动化值班员通知相关网、省调自动化运行值班员和厂站值

班员后方可实施。

13.8.3 进行厂站例行遥信传动试验工作前、后，其上级主管调度自动化值班员应及时通知相关调度自 动化值班员。

13.9 值班调度员或运行值班员发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自

动化值班人员进行处理，并做好记录。

13.10 当一次设备检修时，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。运

行维护单位应把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验有关的变送器准确度列入检修工作任务

。一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢

复正常，同时应通知调度自动化设备的运行管理部门，并由该部门通知国调和相关调度。13.11 输电线路检修或通信设备检修等，如影响国调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影

响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并以书面形式提前通知相关调度部门及自动化运行管理部

门，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢 复运行。

第十四章 电力通信运行管理 14.1 互联电网通信系统（以下简称为联网通信系统）是国调、网调和省调对联网线路及其各变电站、换流站以及相关电厂实施调度、管理必要的技术支持系统。联网通信系统是由国调、网调和省调电网

调度机构至各调度管辖电厂、变电站、换流站以及互联电网联络线的主备用通信电路组成。主备用通

信电路的范围应以各互联电网工程初步设计中确定的通信方案为准。其承载的主要电网调度业务有：

调度电话、继电保护、调度自动化数据信号等信息。

14.2 联网通信电路的组织及运行管理由国调中心、电通中心以及各相关网、省通信管理部门负责。

14.3 本章节适用于与联网通信系统有关的网省公司通信管理、维护部门，各相关网、省通信管理、维

护部门应遵照本规程制订联网通信系统的运行维护管理细则。14.4 国调中心职责：

14.4.1 负责监督联网通信系统的安全、稳定、可靠运行； 14.4.2 负责协调联网通信系统运行中出现的重大问题；

14.4.3 负责审批直接影响联网通信电路、话路的停复役和变更方案； 14.4.4 负责审核联网通信系统中设备计划或临时检修方案； 14.4.5 负责制定联网通信系统中国调管辖通信设备的编号方案。14.5 电通中心职责：

14.5.1 负责联网通信系统运行情况的监测和调度指挥；

14.5.2 负责联网通信系统运行中重大问题的处理和事故调查；

14.5.3 负责制定联网通信系统中国调中心使用通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.5.4 负责组织制订联网通信系统设备检修计划；

14.5.5 负责审批联网通信系统中设备计划或临时检修方案，并负责实施工作的协调； 14.5.6 负责组织制定系统反事故措施，并进行督促检查；

14.5.7 负责联网通信系统的运行统计、分析和评价工作，并以月报的形式报国调中心。

14.6 各相关网、省公司通信运行管理部门职责：

14.6.1 负责组织执行电通中心下达的调度指挥命令和电路运行方式；

14.6.2 负责制订联网调度生产使用的网、省通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.6.3 负责所辖通信电路、设备的运行、维护管理工作；

14.6.4 负责监测所辖通信电路的运行情况，及时组织事故处理；

14.6.5 负责组织制定所辖联网通信系统设备检修计划，并上报审批；

14.6.6 负责所辖通信系统的统计分析及考核工作，编制运行统计月报，并上报电通中心； 14.6.7 负责制定反事故措施，并组织落实；

14.6.8 负责组织或协助上级组织的事故调查，提出并实施整改措施；

14.6.9 负责组织编制通信系统的调试导则和运行管理细则，组织通信人员的技术培训； 14.6.10 做好上级委派的其他工作。

14.7 联网通信系统是全国电力通信网的组成部分，其运行管理必须实行统一调度、分级管理、下级服

从上级、局部服从整体的原则。严格执行有关规程和制度，确保通信电路的畅通。

14.8 各级通信管理部门应定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决。同时要建立汇报制度，定期逐级上报电路运行情况。

14.9 各级通信运行管理部门和人员必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统微波通信运 行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力

系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程、规定，确保联网通信电路的畅通。

14.10 在联网通信系统出现故障时，所辖电路的网省公司通信运行管理部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障联网通信系统的畅通。同时应通知电网调度部门。由此造成的通

信事故有关通信运行管理部门应在3日内将事故原因和处理结果以书面形式报送上级通信主管部门。

14.11 当联网线路计划或临时检修影响联网通信系统运行时，国调中心批准的检修，由国调中心通知

电通中心；网省电网调度部门批准的检修，由网省电网调度部门通知各自的通信调度部门，在接到通

知后各级通信调度部门应做好相应通信业务的迂回、转接和准备工作。14.12 联网通信系统计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对联网调度生产业务

造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心批准，并通知相关网省调通信运行管理部门。各网省通

信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门批准。并提前10日以书面形式向电通中心提出申

请，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。电通中心在征得国调中心意见后应在3日内以书面形 式给予批复，各网省通信运行管理部门接到批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需

逐级办理复役手续。

14.13 当联网通信系统进行临时检修对联网调度生产业务造成影响时，电通中心安排的检修报国调中 心批准，并通知相关网省通信运行管理部门。各网省通信运行管理部门安排的检修在征得所属网省电

网调度部门同意后，提前3日以书面形式向电通中心提出申请，并提出拟采用的通信业务迂回和转接方 案，电通中心在征求国调中心意见后应在1日内以书面形式给予批复，各网省调通信运行管理部门接到

批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需逐级办理复役手续。14.14 当联网通信系统的检修对联网调度业务没有造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心备案，各网省通信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门备案，同时向电通中心报批。14.15 由于任何原因造成联网通信系统中断时，所辖电路的网省通信运行管理部门应通知相关网省通

信运行管理部门，各相关网省通信运行管理部门应予以积极配合。

第十五章 水电站水库的调度管理 15.1 总则

15.1.1 水库调度的基本原则：按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安

全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。15.1.2 国调管辖水电厂（以下简称水电厂）必须根据并网要求与相关电网经营企业签订并网调度协议，并服从电网的统一调度。

15.1.3 在汛期承担下游防洪任务的水电厂水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容的运用，必须服

从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。

15.1.4 水电厂及其上级主管部门应加强对水库调度工作的领导，建立专职机构，健全规章制度，配备

专业技术人员，注重人员培训，不断提高人员素质和技术、管理水平。

15.1.5 水电厂必须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。

15.1.6 水库的设计参数及指标是指导水库运行调度的依据，不得任意改变。

15.1.7 水电厂及其上级主管部门应充分采用先进技术、装备，加强科学研究，积极开展水情自动测报、水调自动化和优化调度等工作，不断提高水库调度水平。15.2 水库运用参数和基本资料

15.2.1 水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限

制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，控

制泄量等。这些参数及指标是进行水库调度的依据，应根据设计报告和有关协议文件，在调度运

用计划、方案中予以阐明。

15.2.2 基本资料是水库调度的基础，必须充分重视。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

15.2.3 水库建成投入运用后，因水文条件、工程情况及综合利用任务等发生变化，水库不能按设计规

定运用时，水电厂上级主管部门应组织运行管理、设计等有关单位，对水库运用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。15.3 水文气象情报及预报

15.3.1 各水电厂要根据各自水库流域情况及相关服务的气象预报单位的预报考评结果，根据水库调度

运行的需要签订气象预报服务合同，确保水库流域气象信息的来源。

15.3.2 为做好水库调度工作，各水电厂应加强水情自动测报系统的维护和管理。15.3.3 各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。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。

15.3.4 使用预报结果时，应根据预报用途充分考虑预报误差。15.4 洪水调度

15.4.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的水利枢纽工程的设计洪水、校核洪水和下游防护对象的 防洪标准，按照设计的洪水调度原则或经过设计部门论证、防汛主管部门批准的洪水调度原则，在保

证枢纽工程安全的前提下，拦蓄洪水、削减洪峰和按照规定控制下泄流量，尽量减轻或避免上下游洪 水灾害。

15.4.2 水库洪水调度原则为：大坝安全第一；按照设计确定的目标、任务或上级有关文件规定进行洪

水调度；遇下游防洪形势出现紧急情况时，在水情测报系统及枢纽工程安全可靠条件下，应充分发挥

水库的调洪作用；遇超标准洪水，采取保证大坝安全非常措施时应尽量减少损失。15.4.3 水库洪水调度职责分工：在汛期承担下游防洪任务的水库，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调度；不承担下游防洪任务的水库，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。已蓄水运用的在建水电工程，其洪水调度应以工程建设单位为主，会同设计、施工、水库调度管理等单位组成的工程防汛协调领导小组负责指挥调度。15.4.4 各水电厂应根据设计的防洪标准和水库洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，制定洪水

调度计划，并按照相应程序报批后报国调备案。

15.4.5 水电厂应按批准的泄洪流量，确定闸门开启数量和开度。按规定的程序操作闸门，并向有关单 位通报信息。

15.4.6 汛末蓄水时机既关系到水库防洪安全，又影响到水库蓄满率，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。15.5 发电及经济调度

15.5.1 水库发电调度的主要任务：根据枢纽工程设计的开发目标、参数、指标，并结合灌溉、航运等

综合利用要求，经济合理地安排发电运行方式，充分发挥水库的发电及其他综合效益。15.5.2 发电调度的原则

15.5.2.1 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。

15.5.2.2 以发电为主的水电厂水库，要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。

15.5.2.3 必须遵守设计所规定的综合利用任务，不得任意扩大或缩小供水任务、范围。15.5.3 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调

峰、调频和事故备用等作用。

15.5.4 水电厂年发电计划一般采用70%~75%的保证频率来水编制，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。时段（日、月、季等）发电计划应在前期发电计划基础上，参照相应

时段水文气象预报及电网情况编制。遇特殊情况，应及时对计划进行修改。所编发电计划应及时报送

国调及其他有关部门。

15.5.5 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。

15.5.5.1 根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式或发电方式，不得任意超计划及超规定 发电或用水。

15.5.5.2 有调节能力的水库，应充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。调节能

力差的水库，应充分利用短期水文气象预报，在允许范围内采取提前预泻和拦蓄洪尾的措施。对于日

调节或无调节能力的水库，应更重视短期水文气象预报，制订日运行计划，尽量维持水库水位在较高 位置运行。

15.5.5.3 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。

15.5.5.4 水电站水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。15.5.6 应积极采取措施为节水增发电量创造条件，如加强水库及枢纽工程管理，合理安排水库运用方

式，及时排漂清污，开展尾水清渣工作；合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，尽量

减少机组空载损耗等。

15.5.7 电网应根据水电厂的特性，结合水文情况及负荷预计成果，合理安排运行方式。当水库弃水或

将要弃水时，提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。15.5.8 梯级水库群的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，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。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.6 水库调度管理

15.6.1 水电厂应编制水库调度规程，并不断修改完善。

15.6.2 水电厂应在五月底前将已批准的洪水调度计划报国调备案。制订的、供水期和月度水库运

用计划应分别在上年十一月底前、蓄水期末和上月二十日前报国调。15.6.3 加强水情自动测报系统和水调自动化系统的管理，制订相应的运行管理细则，保证系统长期可 靠运行。

15.6.4 按照有关规定做好水库调度值班工作和水库调度运用技术档案管理工作。

15.6.5 为了及时了解和掌握水电厂调度运行情况，需要将如下一些情况及时报送国调：

15.6.5.1 在溢洪期间，及时汇报溢洪道闸门启闭、调整情况，弃水开启闸门孔数、开度、泄流量和机

组发电状况、发电流量等。

15.6.5.2 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时。

15.6.5.3 对于洪水频率小于等于5％和对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况。15.6.6 水电厂在每月1日、11日和21日向国调上报水库运行旬报。15.6.7 实行水库调度月度汇报制度，按照国调颁发的《水库调度汇报制度》中具体条款执行。15.6.8 各水电厂应在每年10月底前逐级向国调上报本防汛和大坝安全工作总结，并在每年1月底

以前报送上水库调度工作总结。

15.6.9 新建水电厂在首台机组并网前一个月，应向国调及其他有关调度部门提交水库调度基本资料和

初期蓄水方案。

第十六章 电力市场运营调度管理

16.1 国调中心负责根据联络线送受电计划编制下达月、日电力电量送受计划。互联电网内的网调

和独立省调在各自的范围内行使调度职能，按照国调下达的电力电量送受计划控制联络线潮流和系统

频率，应保证送受电力控制在规定的偏差范围内且电网频率控制在规定范围内。

16.2 国调中心负责确定互联电网的控制方案和考核办法。互联电网考核结算依据是国调正式下达的日

计划曲线（包括修改后的日电力电量计划曲线）。

16.3 跨大区互联电网按TBC方式控制联络线潮流和系统频率。区域控制误差ACE为：ACE =ΔP ＋b*Δf。国调中心负责确定互联电网的负荷频率响应特性b值，并于每年2月底前根据上年的实际情况进行调 整。

16.4 联络线送受电量由国家电力公司电能量自动计费系统进行计算，并按国家电力公司有关规定结算。

16.5 月度联络线实际交换电力电量和考核结果，为互联电网内的网调和独立省调每月的电费结算依据。国调应于次月第5个工作日前将月度电力电量结算考核结果以电子表格的形式提供给双方确认；如认

为有误，应在收到此表格后的3个工作日内提出，逾期即认为无误。最终电力电量结算考核单于每月10 个工作日前，由国调中心传真给双方。

16.6 国调中心负责组织实施跨大区互联电网内网公司和独立省公司间的计划外临时电量交易。

第十七章 电网运行情况汇报 17.1 电力生产、运行情况汇报规定 17.1.1 每日7时以前，各网调、独立省调须将本网当日电力生产日报通过日报传输系统传送至国调，如日报传输系统故障传送不成功，应于8时前通过电话报国调。如当日数据未按时报送或报送数据有错

误，则本日数据完整率为零。

17.1.2 旬报的统计报送情况，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日 的16时。

17.1.3 电力生产运行月度简报的统计报送情况，正常应以每月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺

延第三个工作日的12时。

17.1.4 电力生产月度计划的统计报送情况，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前

至每月最后一个工作日的12时。

17.1.5 每日8时以前，各网调、独立省调须将电网运行异常情况（事故停电、拉闸限电；主要线路故

障或超稳定限额运行、重要机组和220kV及以上重要主变压器故障；频率异常、主网电压超过设备运行

极限值；主要水电厂弃水情况等）、电网运行情况（330千伏及以上网架线路、220千伏跨省联络线启

停情况等）和重大新设备投产（330kV及以上设备、300MW及以上机组）情况报国调值班调度员。

17.2 重大事件汇报规定

17.2.1 在电网发生重大事件时，有关网调、独立省调应立即了解情况，并在事件发生后4小时内向国

调值班调度员汇报，跨省电网省网发生重大事件，省调要及时向网调汇报。17.2.2 重大事件分类：

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

17.2.2.2 厂站事故：电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

17.2.2.3 人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

17.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。17.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大 事件。

17.2.2.6 经确认因调度局（所）人员责任打破安全记录。17.2.3 重大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 17.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

17.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 17.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 17.2.3.4 电网恢复情况等。

17.2.4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复电网正常方式需较长时间时，有关网调、省调应指派

专人随时向国调值班调度员汇报恢复情况。17.3 其它有关电网调度运行工作汇报规定

17.3.1 各网、省调在实行新调度规程时，及时将新调度规程报国调备案。17.3.2 发生电网事故的网、省调应在事故后5个工作日内由调度部门将事故情况书面报告传真至国调

中心调度室，并在事故分析会后向国调报送事故分析报告。17.3.3 每年1月底前，各网省调向国调报送 17.3.3.1 调度科上一工作总结；

17.3.3.2 上一调度人员（含地调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关

人员处理和防范措施等）；

17.3.3.3 报送调度科（处）人员名单及联系电话。

第五篇：省电力公司电网调度规程

省电力公司电网调度规程

第一章总 则

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

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

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

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

第5条 省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。第6条 省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。

第7条 本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理

第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1． 按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。2． 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。

第9条 省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。

省电力公司调度的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。

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

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

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

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

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

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责省电力公司电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制省电力公司电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

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

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

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

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

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

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

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

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

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

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

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

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

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

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

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

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

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

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

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

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

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

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

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

第14条 省调调度管辖范围一般为：

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

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

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。

2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

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

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

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

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

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

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

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

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

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

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

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

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

第28条 因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。

第33条 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。

2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。

3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

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

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按有关法律、法规和规定进行处理。

1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。

第四节 运行方式的编制和管理

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

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。

2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容包括： 1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。

8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。省电力公司电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准： 1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量。3.检修备用：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

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

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。

2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。

3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。

2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

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

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

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

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

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组： 1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

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

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。

2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。

3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经 6 批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。

3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

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

第47条 水库调度基本原则

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

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

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

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

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

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

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。

2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

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

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。

6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

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

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。

月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修： 指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请： 一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。

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

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

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

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

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。

临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

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

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。

第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理

第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。

4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。

3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。

5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

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

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

第八节 新设备投运管理

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

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

第64条 新设备投产前应具备下列条件：

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

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

3.设备参数测试正常。

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

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入省电力公司电网水调自动化系统。

6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。

省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

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

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

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

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

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

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

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，省电力公司电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下应满足南网总调的要求。第72条 省电力公司电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

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

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

第79条 省电力公司电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频 10 厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

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

第82条 省电力公司电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

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

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。

5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

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

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

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

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。

4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

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

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

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

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

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

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整： 1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。

2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完后电压仍偏高时，方能调整变 11 压器分接头断路器，降低电压。

3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。

第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

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

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

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

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

第91条 稳定运行管理的主要内容：

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

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

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

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理及稳定事故分析计算，配合有关部门检查稳定措施落实情况。第93条 电网稳定计算管理

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。

2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。

5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

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

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

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

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。

第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。

第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

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

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

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

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

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

6.对接入省电力公司电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。

7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 省电力公司电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

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

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。

第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。

第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

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

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

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

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。

第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。

第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。

第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

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

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

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

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

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

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

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

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

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

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。

2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。

3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。

4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第十三节 调度自动化管理

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

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。第138条 各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

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

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

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

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

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。

第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合省电力公司电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。

8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。

9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。

10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班 16 制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

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

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

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

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

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

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

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

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

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

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。

第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。

第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经 17 省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。

第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

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

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

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和符合省电力公司电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。

第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入省电力公司电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

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

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。

第165条 省电力公司电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

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

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

1、参加编制、审查省电力公司电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制省电力公司电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

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

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

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

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

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。第168条 云电信息通信股份有限公司接受省电力公司电力集团有限公司的委托，负责省电力公司电力通信系统的运行维护。

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

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。

第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。

第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

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

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

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

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

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

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

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分： 1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆 线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

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

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

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

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

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

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

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

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

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

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。

第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

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

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

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

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

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

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

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

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

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

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

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

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

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

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

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

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。

2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。

2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。

3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。

4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

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

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

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

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

第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。

2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

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

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。6.断路器操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

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

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

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

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

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。

4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作

1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。

3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。

2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。

第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。

2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。

3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

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

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

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

2.线路停（送）电操作原则：

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

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。

3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

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

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。

6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作地区所有安全措施确已拆除，方 23 可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。

9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作

1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同； 2)短路电压比相同； 3)接线组别相同。

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

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

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

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并联变压器。5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。

6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。

2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

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

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。

6.对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。

第206条 线路零起升压操作。

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

2.零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路断路器的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护； 3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

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

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

3.省电力公司电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。

5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。

第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

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

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

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

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

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

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

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

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

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

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

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

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

6.在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。

第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。第二节 系统频率异常及事故的处理

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

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

第213条 省电力公司电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则： 1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。

2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时： 1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

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

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。

第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。

3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿 26 设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

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

第218条当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时：

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

4.装有有载调压变的厂、站可带负荷调整变压器分接头。

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

第220条 单电源直馈线断路器跳闸，如无明显的故障迹象（如爆炸、火光等）：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第225条 有带电作业的线路故障跳闸后，送电规定如下：

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

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

第226条 线路故障后，省调值班调度员发布事故查线或事故抢修指令时应说明：

1.线路是否带电。

2.若线路无电是否已做好安全措施。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第六节 系统解列事故处理

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

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

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

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

3.起动备用机组与频率较低部分系统同期并列。

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

5.将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的部分系统。

6.在频率较低的部分系统中切除部分负荷。

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

第235条 系统振荡时的一般现象为：

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

2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

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

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

2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。

3.电源间非同期合闸未能拖入同步。

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

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

7.多重故障。

8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。第237条 消除系统振荡的处理原则：

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

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

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

5.与南方电网联网运行时电网振荡的处理应注意兼顾省际联络线潮流的控制。

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

第238条 发电机跳闸，应先查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：

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

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

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

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

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

2.允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过30分钟。

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

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

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

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

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

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

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

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

第十节 断路器异常处理

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

第249条 断路器在运行中出现不能分闸操作需要处理时，一般可采取下列措施：

1.凡有旁路断路器的厂站，可以采用旁路代供的方式使故障断路器脱离系统。

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

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

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

5.无论采取何种方式，隔离开关的操作必须符合隔离开关操作原则。

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

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

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

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

第254条 发电厂、变电站与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理：

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

4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

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

第十二节 电力系统黑启动

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

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

（1）省调当值调度员负责协调指挥整个电网黑启动过程。

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

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

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

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

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

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

附录：

附录一 省电力公司电网调度术语 2.1 调度管理

调度管辖 电网设备运行和操作指挥权限的范围。

调度管辖设备 运行和操作的指挥权限归相应调度机构的设备。

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

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

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

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

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

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

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

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

一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。

2.1.7 越级调度

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

2.2 调度 2.2.3 复诵

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

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

2.3.1合上：使断路器或隔离开关由分闸位置转为合闸位置。

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

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

2.3.7.1 核相： 用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同。

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

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

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

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

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

2.3.8.3 解闭锁合环： 不经同期闭锁直接合环。

2.3.8.4 解环： 将环状运行的电网，解为非环状运行。

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

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

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

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

2.3.14.2备用状态： 泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行的状态。

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

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

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

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

2.3.14.2.5事故备用：在规定的时间内，可并入电网运行的备用机组。

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

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

2.3.14.6 停电： 断开断路器及隔离开关使设备不带电。

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

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

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

2.4 事故及异常

2.4.1 摆动：电网的有功、无功、电压、电流等表计指针来回摆动。

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

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

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

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

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

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

2.5.1 可以停电：指设备已具备停电条件，可以开始停电。

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

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

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

2.6 用电

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

2.6.3 拉闸限电：拉开线路断路器强行限制用户用电。

2.6.4 保安电力：保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。

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

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

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

2.7.14 单机最低出力： 根据机组运行条件核定的最小发电能力。

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

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

2.8 调整

2.8.1校电钟：使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。

2.9 水库运行

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

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

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

2.10 调度自动化

2.10.1 遥信：远方断路器、隔离开关等位置运行状态测量信号。

2.10.2 遥测：远方发电机、变压器、母线、线路等运行数据测量数据。

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

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

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

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

2.10.5.8 TBC、FFC、FTC： AGC的三种基本控制模式。

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

幺、两、三、四、五、陆、拐、八、九、洞

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

第1条 各单位应按有关要求按时向省调上报生产信息。

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

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

2、重大事件分类：

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

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

3)人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

4)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。5)调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件。

6)经确认因调度人员责任打破安全记录。

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

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

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

1.各地调在实行新调度规程时，须及时将新调度规程报上级调度机构备案。

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

2）上一调度人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；

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

附录三 调度系统培训制度

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

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

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

调度系统值班要求的其它有关知识。

附录四 新设备投产应报送的技术资料内容

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

一、设备、图纸资料

1、电气安装平面布置图；

2、电气一次接线图及厂（站）用电接线图；

3、火力发电厂煤、汽、水、油系统图；

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

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

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

7、继电保护及安全自动装置配置图、原理图、组屏图及技术说明书等；

8、通信有关技术资料与图纸；

9、自动化有关设计、施工的技术资料与图纸；

二、出厂资料

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

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

3、发电机、原动机转动惯量；

4、汽（水）轮机调速器调整率及传递函数框图和有关各环节的时间常数；

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

6、有关PSS等稳定装置参数；

7、发电机、变压器等设备过激磁特性曲线与过负荷特性曲线。

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

2、220kV及以上变压器实测正序、零序阻抗。

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

4、通信电路组织方式。

5、线路高频参数。

6、现场自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）策略及参数。

7、背景谐波实测资料。

四、发电厂、变电站现场运行规程（不少于10套）

五、地区电网提供资料

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

附录五 省电力公司电网申请管理

1、目的

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

2、职责

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

工作相关的单位对省调转发其它工作单位的申请填写相应的意见。

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

3、申请种类：

检修（试验）申请、新设备投产申请、电网方式变更单。

4、申请流转管理

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

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

5、申请的申报方式与要求

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

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

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

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

方式变更单必须填写改变原因，改变时间等。5.4 申请填报时间：

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

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

（3）新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书。

（4）方式变更单提前一天填报。

（5）所有申请必在规定的申报日期11：30以前上报。