安徽省电力系统调度规程最新版[五篇范文]

第一篇：安徽省电力系统调度规程最新版

安徽省电力系统调度规程最新版(8)[ 作者：佚名 转贴自：本站原创 点击数：1242 更新时间：2006-10-24 ] 第一章 总 则

第1—1条 电力系统是发、输、变、配、用电同时完成、连续运行的整体，必须遵循其内在的客观规律，实行“统一调度、分级管理”原则。为规范电网调度管理，保障系统安全、稳定、优质、经济运行，特制定本规程。

第1—2条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《关于加强电网调度系统管理的若干规定》、《华东电力系统调度规程》，结合电力系统的发展状况，在对安徽省电力工业局1996年7月颁发的《安徽省电力系统调度规程》加以修改补充的基础上，进行编制。

第1—3条 安徽电网属华东电网的一个组成部分，包括安徽省境内接入系统的发电、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和安全自动装置、计量装置、电力通信设施和电网调度自动化设施等。接入安徽电网的发电厂（包括火电厂、水电站）、变电站、各级调度机构和用户必须执行本规程。各级运行人员和有关领导，应熟悉本调度规程，生技、安监、计划、用电、基建、检修、继电保护、通信、自动化人员应熟悉本规程有关部份。

本规程是华东电网安徽电力系统中电力生产及电网运行的基本规程。省内各地市供电局及各发电厂、变电站制定的调度规程和现场规程应与本调度规程精神相符。各发电厂、变电站的现场规程，凡涉及省调调度业务部分，均应按本规程精神予以修订。

第1—4条 电网调度是指电网调度机构（以下简称调度机构）为保障电网的安全、稳定、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

按照国家规定，调度系统包括各级调度机构和电网内发电厂、变电站的运行值班单位。

调度机构在省内设三级：省级调度机构[简称安徽省调]、地级调度机构[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；是垂直的专业技术领导关系，上级调度机构必须按规定对下级调度机构实行指导、协调与监督。

调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。

各级调度机构分别是本级电网经营企业的组成部分。调度机构既是生产运行单位，又是电网运行管理的职能机构，依法在电网运行中行使调度权。

第1—5条 调度机构的主要任务是： 1.按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，以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，依据有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益；

4.按社会主义市场经济规则和电力市场调度规则，负责电力市场的运行、交易和结算。

第1—6条 安徽省调具体职责主要包括：

1.负责本省电网的调度管理，负责组织执行上级调度机构发布的调度指令；

2.负责组织实施上级调度及上级有关部门制定的有关标准和规定。负责制定本网的有关规章制度；

3.参与制定电网运行技术措施、电网管理方面的规定等；

4.服从上级调度机构的统一调度，维护华东电网的安全、优质、经济运行，负责调度管辖电网的安全、优质、经济运行；按计划或合同组织发、供电；按上级调度的要求上报电网运行信息；

5.组织编制和执行本网的运行方式；参加华东电网运行方式的计算分析，本网运行方式中涉及网调管辖设备的须报网调核准；

6.配合计划部门参加编制本网年度发、供电计划和技术经济指标，负责制定本网月度发、供电计划，制定、下达和调整本网日发、供电调度计划，并对计划执行情况实行监督；批准调度管辖范围内设备的检修；

7.指挥并实施考核本网的调峰、调频和调压；根据网调指令进行调峰和调频或控制省际联络线电力交换，并指挥本省电网的调压；

8.对调度管辖范围内的设备进行操作管理；

9.负责指挥调度管辖电网的事故处理，分析事故原因，制定提高本省电网安全运行水平的措施；

10.编制调度管辖范围内的新建或改建设备的并网方案，参与签订并网合同，主持签订相应的并网调度协议，并严格执行；参加制定本省电网与外省电网的联网方案；参与组织新工程、新设备投产的有关接入系统的调试；

11.制定事故限电序位表，报省人民政府主管部门审核批准后执行； 12.参加本网通信网络、继电保护和自动化系统的规划、实施，并负责运行管理和技术管理；制定本网通讯网络、继电保护和自动化系统的联网技术方案，统一技术规范；审定联网设备并监督实施。

13.参与协调本省电网水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等方面的关系；

14.参加本网规划、系统设计和有关工程设计的审查；

15.上级和本电网管理部门或者上级调度机构批准（或授予）其他职权。

第1—7条 本调度规程将根据规定，不定期进行修订。其解释权属安徽省电力公司。

第二章 调度管辖范围划分原则

第2—1条 为使电网调度机构有效地领导、指挥电力生产和电网运行，所有并网运行的发、供电设备和保证发供电能力的主要辅助设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应的电网调度管辖范围。

安徽电网调度管辖范围划分原则如下：

1.属华东网调调度管辖的设备

500千伏线路、母线、联络变及其相应开关、高抗、低抗等设备，属华东网调调度管辖及调度许可的具体设备由华东网调确定。

2.属省调调度管辖的设备

⑴单机容量达25兆瓦及以上或总装机容量达50兆瓦及以上，直接接入110千伏及以上电网运行的发电厂的机（汽轮机、燃气轮机、水轮机、发电机、调相机）炉（锅炉）设备，及影响可调出力的主要辅助设备；

⑵220千伏母线（包括旁路母线）（终端变电站的母线除外）；

⑶220千伏线路（终端线路除外）；

⑷220千伏系统变压器中性点接地方式（220千伏终端变除外）,发电厂220千伏联络变、升压变、变电站220千伏联络变的分接头;

⑸省调调度管辖的220千伏线路、母线、主变中性点的继电保护和安全自动装置；以及省调调度管辖的一次设备相应的通信、调度自动化设备、省调话路等。

3.属发电厂调度管辖的设备 各发电厂的主变压器（包括升压变、联络变）、发电机的机端母线、机炉的主要辅助设备，其它辅助设备，有220千伏联络变压器的110千伏母线，高压备变及厂用电系统等。

4.属各地调调度管辖的设备

220千伏终端线路、终端变电站的220千伏母线；220千伏变电站的主变压器（包括220千伏与110千伏联络变）、110千伏母线、110千伏及以下联络线路、110千伏馈电线路，地区电网及小型地方电厂（单机容量25兆瓦以下或总装机容量在50兆瓦以下的电厂）。

在110千伏系统运行的发电厂110千伏母线；220千伏终端变压器中性点及110千伏系统主变压器中性点接地方式。

110千伏系统主变压器分接头，220千伏降压变压器分接头。

5.省调调度许可设备

⑴220千伏终端变电站的220千伏母线、220千伏终端线路、220千伏降压变压器主变分接头、220千伏终端变的主变中性点接地方式,变电站内安装的5000千伏安电业电容器组;

⑵属各地调及各发电厂管辖的设备，如其运行状态的改变将影响系统运行方式或电压、潮流、稳定限额、发电机出力及备用者，以及影响省调管辖的继电保护、安全自动装置、安全稳定装置、通信、电网调度自动化时，均应报省调调度许可；

⑶地调在进行调度操作或事故处理时（如环路或并列）涉及到省调调度管辖范围的设备状态时，应征得省调调度员的操作许可。

第2—2条 省调调度管辖的设备，按调度方式分为以下几种：

1.省调直接调度并操作管理的设备

⑴接入220千伏电网的发电厂；

⑵220千伏跨地区联络线及220千伏母线。

2.省调调度管辖由地调负责操作管理的设备

⑴220千伏联络线的两侧设备均属同一地（市）供电局管辖或同一地区内与发电厂间的线路；

⑵已全部委托地调操作管理的220千伏变电站出线的220千伏母线亦同时委托设备所属的地调操作管理。

3.省调委托地调负责调度的设备

⑴接入110千伏系统运行的发电厂设备； ⑵特殊情况下可委托某一地调代替省调对某一地区实行调度。

第三章 调度管理制度

第3—1条 各级调度机构都要贯彻“统一调度、分级管理”的原则，要运用行政、技术、经济和法律手段，保证统一调度的顺利实施。任何一级调度若发生调度不力，出现失控，造成电网事故者，应当依法追究责任。

第3—2条 凡并入我省电网的发电厂及变电站，不论其产权所属和管理形式，均应遵守统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议；并网运行的设备必须纳入调度管辖范围，服从调度机构的统一调度；只有签订了并网调度协议，具备并网运行条件，才能并网运行；并网运行的各方必须严格执行协议。

第3—3条 各级电力调度在调度业务上是上下级关系，下级调度必须服从上级调度的领导和指挥。调度值班人员对所发布调度指令的正确性负责，下级调度、发电厂及变电站值班人员要认真执行调度指令，并及时向上级调度值班人员如实汇报调度指令执行和设备运行情况。

第3—4条 安徽省调值班调度员在值班期间受华东网调值班调度员的指挥，负责正确执行华东网调值班调度员的运行、操作和事故处理指令。省调值班调度员是我省省调调度管辖范围内的电网运行、操作和事故处理的指挥者。

第3—5条 省调在其管辖范围内的调度联系对象为：各地调值班调度员、各发电厂值长（或电气班长）、各变电站班长（值长）或主值班员。省调值班调度员对上述人员直接发布调度指令，并对调度指令的正确性负责；各地调、发电厂、变电站的上述值班人员应接受省调值班调度员的指挥并负责正确执行其调度指令。

第3—6条 各级值班调度员及运行值班人员在联系业务、发布和接受调度指令时，必须互报单位、姓名，使用统一调度术语、操作术语，严格执行指令，遵守复诵、汇报及录音、记录制度。

第3—7条 省调值班调度员下达的调度指令，有关各地调、发电厂和变电站的值班人员必须及时执行。如受令者认为所接受的指令不正确或有疑问时，应立即向发令人提出，但当发令人重申他的指令时，受令者必须迅速执行（明显威胁人身和设备安全者应拒绝执行，但应说明情况）。如拒绝执行调度指令，一切后果均应由受令者或允许不执行该指令的领导人负责。

当发生拒绝执行调度指令、破坏调度纪律、有意虚报或隐报情况的行为时，有关领导应组织调查，并将调查结果报省电力公司及省电力管理部门，依法处理。

第3—8条 凡属省调调度管辖范围内的设备，未经省调批准或省调调度值班员同意，各有关单位的运行人员不得擅自改变其运行方式或状态（在现场事故处理规程内已有规定者除外，但亦应边处理边简明报告省调值班调度员）。属省调调度许可的设备，各有关单位必须得到省调当值调度员的许可后，方能进行停、复役操作。

属华东网调调度管辖和许可的设备其管理办法按《华东电力系统调度规程》执行。

第3—9条 各级电力调度机构应按《电力法》及有关法规、规程、规定行使调度权，任何单位和个人不得非法干预电网调度。调度值班人员依法调度，有权利和义务拒绝各种非法干预。

第3—10条 各发供电单位领导人向其运行人员发布的指令如涉及省调权限时，必须得到省调值班调度员的许可才能执行（但在现场事故处理规程内已有规定者除外）。

第3—11条 当发电厂、变电站的值班人员同时接到省调和地调的操作指令时，应优先执行省调的操作指令（特殊情况由地调值班调度员向省调报告情况后，由省调值班调度员决定操作指令的执行顺序）；发电厂、变电站值班人员当接到省调和地调互相矛盾的指令时，应立即向省调和地调报告，由省调值班调度员决定如何执行指令。在必要时省调有权越级向地调管辖的变电站值班人员发布调度指令。地调管辖的变电站值班人员当接到省调值班调度员的指令后，应立即执行，并将执行结果报告省调和地调的值班调度员。

第3—12条 根据系统事故处理的要求，各地市供电局应会同有关部门编制地区 “事故限电序位表”，经本级电力管理部门审核，报本级人民政府批准后列入现场规程，并报省调备案，各地市“事故限电序位表”所控制的实际负荷应不小于本地区总负荷的三分之一。每年上半年对拉限电序位表核定一次，六月底前行文上报省调。

省调根据全省系统结线方式、事故处理要求、各地市用电负荷的性质，每年综合编制全省“事故限电序位表”，经省电力公司总工程师审定，报省政府主管部门审核批准后执行，同时报华东网调备案。“事故限电序位表”批准后，批准部门应当通知有关用户。

为保证电能质量和电网安全稳定运行，调度值班人员需下令限电时，应当事先通知，下级调度值班人员和用电管理部门按有关规定迅速事先通知用户，按规定执行调度指令；事故情况下，调度值班人员可按“事故限电序位表”发布拉闸限电指令，受令单位必须立即执行，并如实汇报执行情况，对不执行指令、拖延执行指令或规定时间内达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。造成电网或用户损失者，应当依法承担责任。

第3—13条 当设备发生异常运行或电网出现异常情况时，发电厂、变电站以及地调的值班人员应及时报告省调值班调度员、省调值班调度员应按规定迅速及时采取应急措施，消除事故隐患和防止事故扩大。

省调通往各单位的调度电话，是电网统一调度重要手段，非调度业务不得占用。省调打给各发电厂、变电站控制室的调度电话，应由值班负责人接话，若值班负责人离开控制室时，应预先指定专人代理，以免延误调度工作。

第3—14条 省电力公司和地（市）供电局领导发布的一切有关调度业务指令，应通过本级调度机构有关领导、技术专职、调度科（组）长等转达给值班调度员，如有关领导不在单位，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时尽快报告调度部门领导和科（组）领导。第3—15条 各级值班调度员和发电厂、变电站的运行人员必须经过培训、考核并取得相应的岗位合格证书方可上岗。省调值班调度员名单应由省电力公司批准，并通知各有关单位。各发电厂、供电局应将本单位有权接受调度指令的人员任免名单正式发文报送省调。

第3—16条 各级值班调度员应 按调度负责人批准的值班表值班。在特殊情况下调班须经调度科（组）长同意，一般情况下不得连续值两班。值班期间应严守岗位，集中精力，严格执行交接班制度，履行交接班手续和交接班汇报制度。

第3—17条 我省范围内110千伏线路、电气设备均由省调统一制定编号原则和范围，由各地调按规定命名编号，以书面形式通知有关单位，并报省调备案。

变电站名称的命名应由各单位立项基建时提出后报省公司批准。220千伏设备由省调统一命名编号，并报华东网调备案；500千伏设备由华东网调统一命名编号。

第四章 并网管理

第4—1条

凡需并网运行的发电厂或电网，必须与电网管理部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议，并按国家及电力行业有关规定履行并网手续，方可正式并入电网运行。

第4—2条

电网管理部门对并网电厂申请并网运行采取分级管理方式

1.凡单机容量达25兆瓦及以上或总装机总容量在50兆瓦及以上，直接接入110千伏电压等级电网的电厂,向省电力公司提出申请；

2.凡单机容量达25兆瓦以下或总装机总容量在50兆瓦以下，直接接入35千伏电压等级及以下电网的电厂,向地市供电局提出申请。

第4—3条 申请并网运行发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统(包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等)设施按批准的设计同步建成、同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。待并网的发电厂或电网向电网管理部门提出并网申请报告，经电网管理部门批准，电网调度机构根据己批准的并网申请与申请单位共同安排并网事宜。

第4—4条

并网运行的发电厂或电网，必须服从电网调度机构的统一调度，必须具有接受电网统一调度的技术装置和管理设施，并具备以下基本条件：

1.向有关电网管理部门调度机构提供电气主接线图，主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、远动及通信设备等技术资料，水电厂(包括蓄能水电厂)还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线(调度图)等资料，核电厂还应提供核岛的有关资料和图纸。

2.与有关电网调度机构之间的通信设施已按设计建成，并已具备投运条件。

3.远动设施己按设计建成，有关远动信息具备接入有关电网调度机构电网调度自动化系统的条件。

4.根据设计要求安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件。5.与并网运行有关的电力、电量量测装置的技术等级应符合国家的有关规定并已安装完毕和进行初步校验。

6.保证电厂和电网安全运行的安全稳定控制措施及其他必要的安全措施已落实；

7.其他必要的技术设施和事宜。

第4—5条

有关电网管理部门因电网情况变化，为保证电网和电厂安全运行而要求发电厂加装的有关设备，发电厂应按其要求加装。

第4—6条

有关电网管理部门在接到发电厂的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，对保证电网安全，须与电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值应认真组织计算，并下达执行。

第4—7条

电网管理部门的调度机构与发电厂签订的并网调度协议主要包括但不限于以下内容：

1.并网运行的发电厂必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力同时体现公平、公正、经济、合理的原则及电网的运行需要统一安排并网电厂的调峰、调频、调压和事故备用。

2.由有关电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排发电厂日负荷曲线和调峰容量的依据。

3.发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂的情况，按电网管理部门批准的计划安排发电厂完成计划检修。检修进度应服从有关调度机构的统一安排，检修安排的变动及临修申请、批准等，按电网有关规程执行。

4.发电厂应严格执行有关调度机构下达的日负荷曲线和电压曲线并接受电网管理考核。

5.有关电网管理部门对发电厂的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度自动化等专业工作实行归口管理，并明确这些设备的运行维护范围对设备运行情况进行考核。

6.确定电力(含有功功率和无功功率)、电量和电压的计量点，其量测表计的技术等级应符合国家的有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处。

7.发电厂应按有关电网管理部门的要求，按时、准确地报送有关统计报表和运行技术资料。

8.明确调度管辖范围。

9.电网安全措施管理。

10.调度系统现场值班人员培训、考核及认证办法。

11.协议修订办法。12.协议纠纷处理及仲裁办法。

13.其它。

第4—8条

根据发电厂机组的容量与接入系统电压等级以及电网的具体情况，由省电力公司确定与其签订并网调度协议的电网调度机构。

第4—9条

电网与电网签订并网调度协议的内容，可参照对发电厂的规定执行。

第五章 运行方式的编制与管理

第5—1条 系统运行方式的编制应根据发用电生产计划、电网改造计划、设备检修计划、新设备投产计划等，并结合本省电力系统安全、经济运行的特点，在上级调度的统一部署下进行。

第5—2条 省调编制的运行方式分年、月、日、节日、特殊运行方式等几种。年度运行方式应由省公司总工程师批准；月、节日和重大特殊运行方式由省调总工程师批准；日运行方式由运方科长或主任工程师审定。上述各种运行方式应按照调度管辖范围报华东网调批准或备案，年度运行方式报国调备案。

第5—3条 凡属省调统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不管其产权归属及何种管理形式，均必须纳入电网运行方式和发电调度计划编制的范围（签订并网调度协议的应按照并网调度协议规定原则执行）。

第5—4条 编制系统年度运行方式的要求：

年度运行方式主要由两部分组成，即上年度生产运行情况总结和本年度系统运行方式安排。主要内容应包括：

1.电网规模

⑴上年末电网全口径及统调装机容量，上年内新增机组、500千伏及220千伏电网规模；

⑵本年度计划新增发电机组、500千伏和220千伏变电设备及总容量、输电线路等。

2.电力生产情况

⑴上年度全口径及统调发、用电量增长情况及原因分析；

⑵预计本年度全口径及统调发、用电量和增长情况（包括新投产机组）；

⑶全省及各发电厂分月有功、无功可调出力和预计发电量（包括新投产机组）；

⑷全省分月发用电量平衡计划及省际交换电力、电量预计。3.负荷情况

⑴上年度统调最大用电负荷、出现的日期及同比情况；

⑵全省及地区分月的最大有功、无功负荷和预计用电量；

⑶全网实际运行中机组停机备用情况、旋转备用安排。

4.电网运行

⑴本年度电网主要运行方式安排计划；

⑵水电厂水库水位控制及水能利用计划；

⑶上年度电网统调平均峰谷差、最大峰谷差及其发生日期。火电机组具有的调峰能力和实际调峰情况（调峰率），运行中调峰的主要矛盾；

⑷上年度统调发电设备年利用小时、统调月平均发电负荷率、最小发电负荷率及其发生日期；

⑸本年度预计电网峰谷差及调峰安排；

⑹系统内主要发、输变电设备大、小修进度及分月最大同时检修容量表；

⑺上年度完成的电网频率合格率，同比增长的百分点；

⑻上年度完成的统调电压合格率，500千伏及220千伏最高、最低运行电压及出现的时间地点；

⑼本年度预计最高、最低运行电压，无功功率分层分区平衡情况；

⑽上年度电网经济指标完成情况及经济运行分析，本年度经济调度方案；

⑾本年度低频减载和其它系统安全稳定控制装置整定方案。

5.网架结构

⑴上年度电网网架结构主要变化及运行中出现的安全稳定主要矛盾；

⑵本年度电网网架结构主要变化及相应带来的安全稳定水平主要变化，预计可能出现的主要矛盾；

⑶本年度系统潮流、稳定、电压、短路容量计算结果。

6.电网安全情况总结及分析 7.电网运行存在的主要问题

⑴上年度运行方式中提出的问题、建议与措施，实际解决或落实的情况及效果；

⑵上年度电网运行中发生的严重事故及一般事故统计；

⑶本年度系统安全、稳定、经济运行及电能质量问题，解决的建议与措施；

⑷其它应说明的问题与注意事项。

第5—5条 月运行方式根据省公司下达的季度生产计划、发电计划、设备检修计划、结合设备运行状况和调整计划进行编制。编制月运行方式应包括的内容：

1.各发电厂发电设备大小修计划进度及平均检修容量表；

2.全省及各厂平均有功、无功可调出力及预计发电量；

3.全省及各地市峰谷平均可用负荷及全月可用电量计划；

4.省际联络线日典型送受电力计划曲线及月度送受电量计划；

5.主要输变电设备检修计划；

6.当月主要新设备投产计划。

第5—6条 为制定年、月运行方式，各发电厂、供电局及所属地调需按时向省调报送下列资料：

1.发电厂

⑴机、炉年、月度大、小修计划及主要电气设备检修计划，分别在10月上旬和每月10日前报下年度和下月计划；

⑵每台机炉的微增煤耗曲线和可能组合下的全厂微增煤耗曲线，水电厂的微增水耗曲线；

⑶发电机组的P-Q曲线（一次性提供）；

⑷机组的效率特性及开、停机炉的损耗资料；机组升降出力的速率，烧油降低出力、滑参数运行的损耗资料（一次性提供）；

⑸厂用电系统结线及厂用电供电方式图；

⑹水轮机组特性及水能利用计划和水库调度图（年初提供）；

⑺全厂月电能平衡报表（5日前报上月的）； ⑻各项经济指标及其它有关资料（年初提供）。

2.供电局

⑴本地区次年及分月预计负荷（含最高负荷及低谷负荷）和预计用电量（峰、腰、谷用电量）；

⑵地区所属主要输、变电设备年度及分月大、小修计划；

⑶地区系统结线图及正常运行方式图；

⑷无功补偿设备一览表（包括调相机、电业和用户电容器组、同步电动机等）；

⑸地区电压控制点和监视点及每季电压曲线；

⑹年度低频减载装置整定方案，地区电网稳定计算报告；

⑺调相、调压设备运行月报（含调相机、电容器组、变压器分接头、电抗器组等）；

⑻220千伏及以上变电站月电能平衡报表。

以上各项中⑴、⑵项于年前10月上旬报送（月度计划每月10日前报送下月计划）；⑶、⑷项于年初报送；⑹项5月底前报送；⑸项每季初报送；⑺、⑻项于每月5日前上报上月的。

第5—7条 系统日运行方式编制应根据月度发电计划、设备检修计划及电网实际运行情况，综合考虑天气、节假日、近期水情、燃料供应、设备情况、省际电力交换及电网设备能力等因素，电力平衡留有一定的备用容量；根据预计负荷进行安全分析，避免出现按预定方式运行存在输变电设备潮流或电压越限。

系统日运行方式编制的内容：

1.全省及各厂预计发电出力曲线，峰、腰、谷发电量；

2.省际电力交换曲线及全日峰、腰、谷交换电量；

3.全省及各地市预计负荷曲线及全日峰、腰、谷用电量；

4.主要发、输、变电设备计划和临时检修安排情况、机炉启停方式；

5.系统结线方式变化、稳定限额、电压、潮流控制及有关注意事项；

6.水电厂水库调度计划；

7.继电保护及安全自动装置变更情况及要求；

8.通信及调度自动化设备、电路变化情况； 9.其它应说明的事项。

第5—8条 节日或系统结线方式有重大变化时，还应编制节日或特殊运行方式。必要时提前召开有关单位参加的运行方式会议，预先安排布置，其内容应包括：

1.主要设备停复役计划、电网结线方式变更情况及存在的薄弱环节；

2.继电保护及安全自动装置变更情况；

3.日出力、负荷平衡计划及峰谷调整手段；

4.潮流控制及安全、稳定措施；

5.电压质量及调相、调压措施。

为编制节日运行方式，各单位应在法定节日前二十天，将节日前一天起至节日后一天止的检修计划，最大、最小可能发电出力、供电负荷，以及主要用户节日生产情况等报省调。由省调统一安排并经审批后的节日运行方式，应在节日前三天下达或通知各单位。

第5—9条 为及时准确掌握系统负荷、潮流以及电能质量情况，每月十五日为系统典型负荷实测日。各发电厂、地调、变电站，应按规定做好实测工作，并将当月十五日全天的负荷实测资料于当月二十日前报送省调运行方式科。

负荷实测报表的内容：

1.发电厂

⑴分机组的有、无功出力及全日有、无功发电量；

⑵各条出线的有、无功潮流及全日有、无功电量；

⑶各级母线电压；

⑷厂用有、无功负荷及全日厂用电量，调相用负荷及全日调相用电量；

⑸调相、调压设备运行状况（含主变、联变分头位置，高低压电抗器投运情况等）；

⑹主结线及厂用供电方式；

⑺其它有关资料。

2.地调

各地调应汇总本地区110千伏及以上变电站负荷实测资料，于当月二十日前报省调运行方式科。其内容包括： ⑴各变电站每台主变各侧有、无功负荷及全日有、无功电量；

⑵各变电站各级母线电压及电压合格率；

⑶各变电站每条出线有、无功潮流及全日有无功电量；

⑷各变电站每台主变分头位置及有载调压变月调整次数；

⑸各变电站电业电容器组运行情况及峰谷投切容量；

⑹本地区各轮低频减载装置实测负荷（含分路开关及实测值）；

⑺低压电抗器投运组数及投切情况；

⑻其它有关资料。

第5—10条 地区电网年度运行方式编制主要是将本地区电网上一年的生产运行情况进行分析总结，对本年度的运行方式进行计算、分析、安排，分析电网存在的问题并提出相应对策，保证地区电力系统安全、优质、经济运行。其基本内容应包括：

1.上一年电网生产运行情况总结分析

⑴生产运行指标：包括并入地区电网火、水电厂年发电量，年、月分区用电量最大负荷、负荷率、无功电压、线损情况等；

⑵生产运行情况：包括新设备投产，发、输、变电设备检修及安全情况，事故过程、原因分析、改进和防范措施、系统安全稳定控制装置和稳定措施落实情况以及内部电力市场运营情况等；

⑶电网规模：包括并入地区电网火、水电厂装机容量、地区网变电站、主变、线路数、电气及地理接线图、地区电网运行存在问题及分析。

2.本年度电网运行方式

⑴新设备投产及电网改造计划、一次运行方式、设备检修计划、电力电量平衡等；

⑵潮流分析、稳定计算、短路容量校核、无功电压、线损分析和系统安全稳定控制装置、稳定措施等。

第5—11条 系统各类运行方式的编制，应考虑安全、经济和保证电能质量的要求。各发电厂、变电站、各地区的正常结线均应与主系统正常结线方式相适应。

220千伏及以下电网一般不允许出现电磁环网方式。第六章 基础资料及设备参数管理 第6—1条 凡属华东网调和省调调度管辖或调度许可的设备，均应由设备所属发电厂、供电局向省调报送下列资料；

1.主要设备的技术规范及有关参数：发电机、变压器、线路、开关、闸刀及发电机励磁调压系统和调速系统的参数等，包括出厂试验和竣工实测参数；

2.各类设计、施工资料及图纸（包括一次结线图、开关排列顺序、平面布置图以及电厂的厂用系统、主蒸汽系统图等）；

3.继电保护装置的配置及有关资料和图纸（包括线路、变压器、母差保护的原理图，220千伏故障录波器配置的型号等）；

4.安全稳定控制装置、安全自动装置、通信、远动等配置情况及有关资料和图纸（包括设计、制造厂图纸资料及调试报告等）；

5.线路设计参数、互感参数、线路的地理走向、换位、交叉、合杆情况，交叉管理的杆号、分接点，杆塔型式、导线排列、绝缘架空地线及引下装置等图纸资料；

6.地区电网正常方式结线图、地理结线示意图、各种安全自动装置安装的地点、负荷性质及用电资料等；

7.潮流、稳定及短路容量计算和失磁计算程序中所需的设备参数和系统运行数据。

第6—2条 上述参数由各设备所属厂、供电局在每年11月底前报省调，新设备投产参数按第八章有关要求报。

第6—3条 设备参数上报内容见附件八。

第七章 设备检修管理

第7—1条 电力系统设备检修分类

检修分为计划检修和临时检修，其中临时检修分为非计划检修（设备非紧急状态）和紧急停役检修。

第7—2条 计划检修管理

1.检修计划分类：检修计划分为年度检修计划、季度检修计划、月度检修计划、日检修计划、节日检修计划，因基建施工或技改等需要，要求运行设备停役时，应由设备所属的生产单位纳入检修计划。

2.检修计划的编制与批复 ⑴年度检修计划：各发电厂应根据发电设备规定的检修周期，并考虑当年设备运行状况及存在问题，编制第二年设备大、中、小修计划进度表，具体工作按有关规定办理。各发、供电单位应根据设备检修、预试周期及运行设备具体状况，组织有关部门共同制定本单位220千伏及以上输变电设备年度检修、预试计划，且各专业在停电时间上予以平衡。下一年度检修计划于当年10月上旬报送省公司生技部门和省调。经省公司生技部门会同省调统一平衡汇总并经审核批准后，于11月份下达各单位。

⑵季度检修计划：各单位应根据年度检修计划执行情况，设备运行状况及存在问题，在季前一个月的10日前，将季度检修计划报送省公司生技部门和省调。经省公司生技部门会同省调统一平衡汇总并经审核批准后，于季初下达各单位。

⑶月度检修计划：各单位应于每月10日前报出下月检修计划或对季度检修计划的调整意见，由省调根据系统情况统一平衡,并报华东网调许可后，于月底前下达各单位。

⑷日检修计划：省调根据月度检修计划和工作单位的申请，并充分考虑电网运行的实际情况，安排机炉检修，在每天16：00以前随日生产计划一并下达。

⑸节日检修计划：各发电单位应在法定节日二十天前向省调申报节日检修计划，由省调平衡核准并报华东网调许可后，下达各单位。

2.检修计划的执行

⑴ 发输变电设备按计划进行检修（试验）时，虽有批准的月度检修计划，设备的主管部门仍应在规定时间向省调提出书面申请。

⑵发输变电设备检修原则上按月度检修计划的安排进行，已批准的月度检修计划，无正当理由，不得随意更改。

⑶未列入月度检修计划的检修申请，原则上不予安排。

第7—3条 临时检修管理

1.临时检修含义：在月度检修计划中批准的设备检修以外的设备停役检修，包括非计划性检修（设备非紧急状态）和设备故障、缺陷等原因造成的紧急停役检修，均统计为临时检修。

2.临时检修（事故停役除外）应在设备停役前尽早向省调提出检修申请，省调应根据电网情况及有关规定及时将属华东网调管辖（或许可）设备的临时检修申请转报网调。临时检修虽经批准，但是否构成事故，仍应按部颁《电业事故调查规程》的有关规定确定。

3.省调值班调度员有权批准下列对日调度计划和系统运行方式无明显影响的临时检修：

⑴ 当天可以完工的设备检修；

⑵收到次日调度计划后，次日可以完工的设备检修； ⑶与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的停役时间）。

4.下列情况不作为临时检修，但应预先报省调值班调度员同意并双方做好记录：

⑴ 利用低谷时段进行清扫、维护或消缺且不影响日调度出力曲线者，或虽部分影响出力曲线但系统条件允许修改出力曲线者。

⑵与主设备检修相配合且不影响系统运行方式和其它发供电设备者。

第7—4条 检修工作申请票管理

1.工作申请票的申报与接收

属省调调度管辖及省调许可的设备（影响220千伏系统主网方式、继电保护方式、机组出力或对用户供电者）停役、检修、试验等工作均要向省调申报检修（或试验）工作申请票。在正常工作日时间内工作申请票由省调运行方式科日方式专职人接收。在非正常工作日时间内紧急停役检修工作申请票由省调值班调度员负责接收。以计算机传输方式为主，电话传真及人员电话申报为辅。不管何种方式传输申报，申报人及接收人都必须在双方的工作申请票上签名，记录对方姓名，并进行复核。正常检修工作申请票应在开工前三天12：00前向省调报申请。新设备启动送电工作申请票和节日检修工作申请票应提前12天报省调。延期工作申请票应在原批准完工时间前一天12：00前（只有一天工期的，应在当天12：00前）办理延期申请。

2.工作申请票的批复与执行

工作申请票批复以省调值班调度员的答复为准，正常检修工作申请票应在开工前一天12：00前答复申请单位，新设备启动送电工作申请票和节日检修工作申请票应提前3天答复申请单位。值班调度员在答复工作申请票前，应了解清楚工作申请票全部内容及批复意见和要求，属华东网调批准的工作申请票还要等待华东网调批准，然后全面答复申请单位的值班调度员或值长，并通知方式变动、保护调整、倒闸操作所涉及的相关单位。答复现场时电话答复为主，以计算机传输方式、电话传真为辅，且各自在工作申请票上签字。

3.工作申请票的改期

凡已答复的工作申请票，由于申请单位无正当理由未能按期开工的，由调度科注明情况后宣布作废并退回运方科备案。若因天气或特殊原因不能按期开工，申请单位要求改期的，调度科注明原因后退回运方科重新安排。若因系统原因不能按期开工，退回运方科重新处理。

确需改期的设备检修工作，必须及时提交改期申请，并在改期工作申请票中说明改期的原因，原则上只能改期一次。

第7—5条 设备停复役规定及联系制度

1.省调调度管辖范围内的设备，在停役或复役前，应得到省调值班调度员的指令才能操作。省调调度许可设备，应得到省调值班调度员的操作许可，才能停、复役。2.省调已批复的检修工作因故不能如期开工，应在停电前四小时通知省调值班调度员。如由于系统原因推迟开工，一般应在前一天16：00前通知检修单位。设备检修不能如期投入运行（或恢复备用），若涉及对用户停电或影响对用户供电，省调只负责说明延期对用户和电网的影响，并作相应的安排，至于是否算作事故或障碍等，由安监部门确定。

3.发电厂的附属设备或地调调度管辖的有关设备，停役检修（或试验）影响发电出力或主网输电能力时，应向省调办理申请批准或许可手续。

设备停役检修若需对用户停电，检修单位应向有关供电部门申请。由供电部门确定对用户的停电时间，应与省调批准的检修时间相一致（用户停电时间应包括检修工作时间和设备停送电操作时间在内）。

4.凡涉及两个调度运行部门操作管理的设备，检修及操作联系必须严格按照调度协议或有关规定办理。停送电前应经过联系明确设备状态。

5.已停电的输变电设备，在未经调度许可开工前，或工作负责人汇报完工后，应认为随时有来电的可能。严禁未经调度同意，擅自在运行或备用设备上进行工作，严禁约时停送电或约时开工检修。

6.凡配合检修的工作，应向省调值班调度员提出配合工作申请，值班调度员应在工作申请票上注明配合工作内容和工作联系人。同样必须经值班调度员批复同意，并得到值班调度员许可开工指令后才能进行工作。值班调度员只有得到设备停役检修的工作联系人（包括所有工作联系人和配合工作联系人）工作结束可以送电的汇报后，并核对工作申请，做好记录后才能下令操作送电。

第7—6条 设备检修时间计算

1.发电厂和变电站内的发、变电设备检修时间：从设备自系统断开（拉开开关、关闭主汽门）时起，到设备投入运行或根据调度需要转为备用时为止。设备停复役所进行的一切操作（包括启动、试验）时间，均计算在检修时间内。

2.输电线路检修时间：从线路开关断开并隔离接地时起，到值班调度员接到最后一个工作负责人报告“线路检修工作结束，人员撤离现场，工作接地线已全部拆除，线路可以送电”时为止。

3.调度检修（试验）工作申请报批的开工、完工时间，应与上述设备检修时间的计算原则相一致。

第7—7条 设备检修统计分析

省调综合全省发电及输变电设备运行及检修情况，统计全省月度检修计划完成情况、非计划检修和紧急消缺情况，分析设备检修中的问题并提出相应的对策，以搞好设备检修工作，保证电网安全稳定运行。

第八章 新设备投入运行的管理

第8—1条 我省系统内新建设备投入运行前，应按本规程第二章、第三章规定的原则确定调度关系并命名编号。

新设备的命名编号，原则上由所辖调度确定。500千伏系统的设备由华东网调统一命名编号；220千伏系统的设备由省调统一命名编号并报网调备案；110千伏及以下系统由各地调命名编号并报省调备案。

第8—2条 凡属华东网调和省调调度管辖或调度许可的新设备，应在投产前三个月由设备所属厂、供电局按本规程第六章的要求，向省调报送有关参数及资料。

第8—3条 省调接到新投产设备的有关资料后，应做如下工作，并于投产前通知有关单位：

1.确定调度管辖范围，对省调管辖或许可范围内的设备进行命名编号；

2.提供有关的继电保护及安全自动装置整定方案；

3.确定运行方式，并进行必要的潮流计算，稳定计算，修订稳定规定有关部分；

4.根据工程进度和调试程序，拟定新设备启动投产方案；

5.修订或补充调度规程有关部分，校正系统结线图。

第8—4条 新设备投产前应由基建主管部门组织启动委员会，召集有关单位参加的启动会议，确定启动日程和调试程序，讨论并审定启动试运行的原则方案。

第8—5条 新设备的启动投产或试运行，应提前十二天由新设备所属生产单位向省调提出新设备启动书面申请，其内容包括：

1.投产设备及投产范围；

2.启动、调试和试运行的计划，试验项目、方案及要求；

3.调度通信方式；

4.现场安全措施。

在新设备启动投产前还应向省调报送现场运行规程和事故处理规程，以及有权接受调度指令人员的名单。

第8—6条 新设备施工期间若需运行设备停电时，应由施工单位按本规程第七章的有关规定，通过该运行设备的主管单位向省调提出书面申请。第8—7条 在新设备启动前三天，省调应对新设备启动投产工作申请票予以答复，并应将启动方案下达有关单位。新设备启动投产方案内容包括：

1.新设备投产后的正常运行方式及安全稳定运行注意事项；

2.新设备投产的启动、调试操作方案；

3.继电保护及安全自动装置整定方案；

4.调相调压设备的运行方式；

5.通信、自动化的要求和注意事项；

6.省调有权发布调度指令人员的名单。

第8—8条 新设备启动前必须具备下列条件：

1.设备竣工验收业已结束，质量符合安全运行要求；

2.参数测量及有关试验（包括保护元件及整组试验）业已结束，并提前三天将实测参数和有关试验报告以书面形式报送省调和有关单位；

3.生产准备工作业已就绪（包括运行人员培训、考试合格，现场规程、制度健全等）；

4.调度通信、自动化设备良好，通信畅通，并符合国家标准，各项远动自动化功能符合调度要求；

5.继电保护、安全自动装置等设备符合系统要求，并具备投运条件；

6.电能计量关口已经有关部门批复，计量表计齐全，校验合格并已作好抄表准备；

7.新投产发电设备所属单位已与省调签订并网调度协议；

8.启动范围内的全部设备具备启动条件，并应由现场负责人正式向有关调度报告，明确启动前设备状态。

第8—9条 新投产机组应完成下列性能试验，并满足设计要求后，机组方能进入商业化运营：

1.新投产单机容量为200MW及以上的火电机组，在基建投产半年试运行期间，必须进行发电机组的进相运行性能试验，并将试验结果书面报省调；

2.新投产单机容量为100MW及以上的火电机组，在基建投产半年试运行期间，必须完成机组AGC运行功能调试，并将调试结果书面报省调。3.新投产发电机，在基建投产半年试运行期间内，应完成励磁与电压调节系统、调速器系统、模型参数的在线测试并上报省调方式科。

第8—10条 新设备投产后，有关调度应做好下列工作： 1.修改校正调度模拟盘； 2.修改一次系统结线图； 3.修改有关的二次图纸；

4.修改有关参数资料，建立设备专档； 5.修正短路容量，调整有关保护定值； 6.校核或重新确定有关稳定限额；

7.修改本规程有关章节；

8.有关调度人员应熟悉现场设备和现场规程，了解运行方式、操作程序及事故对策。

第8—11条 新设备未经申请批准或虽经批准，但在未得到所辖调度值班调度员的指令前，严禁自行将新设备接入系统运行。

启动设备一旦移交调度，凡设备状态的变更，均需遵守本规程规定，未经调度许可不得进行任何操作或工作。

第8—12条 对新建电厂和220千伏及以上输变电工程等重大项目，在施工阶段，运行主管部门即应与省调取得联系，研讨有关调度关系、运行方式、继电保护、通信、调度自动化等事项，省调也应积极参与，充分做好投运前的准备工作。

第九章 系统稳定管理

第9—1条 省调负责进行220千伏系统的稳定计算，编制稳定运行规定，制定系统稳定措施，并对系统继电保护及安全自动装置等提出要求，以确保系统安全稳定运行。

第9—2条 安徽电力系统的安全稳定标准严格遵循部颁《电力系统安全稳定导则》的规定，保证系统在承受规定故障扰动时，均能保持稳定运行。

第9—3条 根据部颁《电力系统安全稳定导则》的有关内容，安徽电力系统安全稳定计算分析应确定系统的静态、暂态稳定水平，并逐步开展系统的动态稳定、电压稳定性及再同步的计算分析。计算中涉及到的各种元件和装置的参数和模型以及运行方式安排应符合《稳定导则》的有关规定。第9—4条 应根据电网结构的变化，制定安徽电力系统、省内大区及重要城市全停电的恢复方案，以便能有序地实现系统的重建和对用户恢复供电。恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题。

第9—5条 对《安徽电网年度稳定运行规定》编制的要求

1.计算范围

省调负责220千伏系统的稳定计算，包括500千伏电气设备停役方式下220千伏系统的稳定限额。

2.计算条件

外网应为华东网调统一提供的下一年度的计算网络；

省网的网络结构应以使稳定运行规定实用为原则，结合下一年度的基建投产进度确定；

基本潮流中的省际交换潮流应为下一年可能出现的最大潮流；

基本潮流中的枢纽点电压水平应为高峰时段电压曲线的下限电压。

3.计算内容

正常方式下的500千伏、220千伏主干线路的稳定限额；

主干线路、母线、500千伏主变检修方式下的稳定限额；

快速保护停用和相应的重合闸方式下的稳定限额；

线路故障跳闸后强送时，有关联络线的强送端及强送稳定限额，选定强送端时，应在计算的基础上再权衡可操作性；

特殊开机方式下的稳定限额；

220千伏母线正常结线方式。

4.故障点分别模拟在线路出口处和母线上。

5．《安徽电网年度稳定运行规定》需报华东网调备案。

第9—6条 对跟踪计算的要求

当系统中出现《安徽电网年度稳定运行规定》中未覆盖的运行方式（如n-2方式）或由于系统运行需要时，应进行跟踪计算。跟踪计算应考虑当时的开机水平、负荷水平和电网结构等情况，其计算结果反映在电气设备检修工作票的稳定限额中，必要时应编制出计算报告供有关领导参考与决策。

第9—7条 对地区电网稳定管理的要求

1.地区电网稳定管理的目的

通过稳定计算、分析本地区电网存在的稳定问题，提出并落实系统稳定措施，对电网结构和继电保护提出要求，制定安全稳定控制装置配置方案，并统一安排实施，保证本地区电网安全稳定运行，确保110千伏及以下系统故障不影响500/220千伏主系统稳定运行。

2.地区电网稳定管理的主要内容

地区电网稳定管理的主要内容包括每年编制地区110千伏及以下电网稳定计算报告、地区稳定运行规定，报省调运行方式科备案；

根据系统运行需要进行跟踪计算和编写计算分析报告。

3.地区电网稳定计算报告和稳定运行规定的计算范围及主要内容

正常运行方式下本地电网稳定限额和稳定措施；

根据地区电网改造及新设备投产情况，特别是地区小电厂接入系统后电网的稳定限额和措施；

线路、母线、变压器等停役，一次方式改变后的本地区电网的稳定限额和稳定措施；

本地区电网的某一部分并入相邻电网运行方式下的稳定限额和稳定措施；

相邻电网并入本地电网运行方式下的稳定限额和稳定措施；

与本地区电网关系密切的上一级电网电气设备检修方式下（例如省调管辖发电机组因设备停役并入地区电网）的稳定限额和稳定措施；

线路、母线、变压器快速保护停役方式下的稳定限额和稳定措施；

设备故障后导致本地区电网与主系统解列后的安全稳定措施；

地区电网在稳定计算中只考虑3MW及以上的发电机组。

4.地区稳定运行规定的执行

在稳定计算报告编制完成之后，应根据所提出的稳定措施的落实情况，正式出版地区电网的稳定运行规定，并在地区电网的实际运行中严格按稳定运行规定执行。地区电网的实际运行方式中，如果稳定计算报告中提出的稳定措施得不到落实，应严格按无措施的稳定限额来执行。地调管辖的设备检修影响到主系统稳定运行时，要报省调并采取措施以满足系统稳定要求；如果对省调直接管辖或委托地调调度的电厂的出力或电压有要求时，各地调应向省调报检修申请并提出稳定限额，经省调校核后，由省调对管辖的电厂下达稳定限额或由地调直接下达给委托调度的电厂。

110千伏及以下系统内电厂管辖的设备检修可能影响系统稳定运行时，或并入220千伏电网运行的电厂由于设备检修需并入110千伏电网运行时，电厂应向省调和地调报检修申请，地调做好安全稳定措施和潮流控制；影响省调管辖委托地调调度的电厂的稳定限额时，地调要依据电厂的检修申请，向省调报稳定限额，由省调对管辖的电厂下达稳定限额或由地调直接下达至委托调度的电厂。

第9—8条 对地区小电厂并网的要求

地区小电厂应按《电网调度管理条例》规定的原则向地调提供接入系统方案及有关设备参数，地调应进行潮流、稳定计算，给出新机组上网后的稳定措施及稳定限额，并报省调运行方式科备案，在安全稳定措施和其它技术要求落实后新机组方可并网运行。

第9—9条 稳定限额执行要求

1.属省调管辖网调许可的220千伏设备检修，影响系统正常稳定限额时，应由省调运行方式科提供稳定限额，报网调许可。

2.在各种运行方式下，220千伏线路不得超过稳定限额运行。如特殊需要而超稳定限额送电时，必须得到网调或省公司总工程师批准。

3.220千伏线路不允许按静态稳定限额送电。

4.220千伏线路全线速切保护因故停用时，其后备保护切除故障时间要求不大于0.6秒。220千伏母线的母差保护因故停用不超过四小时时，该母线所有出线的保护整定值及重合闸状态可不作调整，稳定限额按母差保护停用限额控制，但应尽量缩短母差保护停役时间并经所总工程师批准；母差保护停用时间超过四小时时，该母线所有出线(馈线除外)对侧开关的后备保护切除故障时间要求不大于0.6秒，停用单相重合闸，且稳定限额按停用母差保护规定限额执行。

5.提高系统安全水平的安全稳定控制装置，按本规程第十章有关规定管理。

第9—10条 对调度运行人员的要求

1.运方专业人员在负荷预计的基础上，根据分层分区平衡的原则安排方式时，应考虑开机方式对线路潮流过载的影响；

2.省调值班调度员应根据华东网调或省电力公司批准下达的稳定运行规定及电气设备检修工作票中稳定限额部分监视、控制潮流和电压水平。在稳定限额中对电压水平和发电机力率有具体要求的，应确保其达到规定的水平。3.为保证系统的安全稳定运行，防止电压崩溃，规定若干枢纽变电站母线运行电压不得低于“最低允许运行电压”值。当某枢纽变电站母线电压低于“最低允许运行电压”时，应按第十二章规定处理。

4.220千伏线路强送的规定按本规程第十四章线路事故处理的规定执行；线路强送前，要将主干线路潮流调整到三相短路故障时的强送稳定限额以下；线路强送时，应选用稳定限额中规定的强送端进行强送。

5.当省调或地调管辖的电气设备停役影响地区电网稳定限额时，地调运方专责人应下达稳定限额，地调调度员应严格执行该稳定限额；属于省调下达的重大电气设备检修范围的，应向省调上报安全稳定措施。

第9—11条 凡对省调管辖和许可设备运行中进行试验或电力系统实时特性试验等，必须提前十天向省调提出试验申请及书面报告，提供保证试验期间系统安全的措施和有关计算分析，经省调同意后方可进行试验。

第9—12条 对《年度电网短路容量表》编制的要求

1.每年至少应进行一次短路容量计算，编制《安徽220千伏电网短路容量表》，上报华东网调备案并下发给省内各发电厂、供电局，对短路容量已超过开关遮断容量的，应立即采取措施解决。

2.短路容量计算以省网全接线、全开机的正常大方式为依据，计算中应考虑至下一年末新增的系统设备（包括发电机、变压器、线路等），网络结构应包括地区小电源及必要的低压网络，外网根据华东网调当年提供的边界短路容量进行等值。

3.计算中不计负荷效应，次暂态电势均按1.0∠0º 考虑，各级电压基准值分别为525千伏、230千伏，容量基准值为100兆伏安。

4.计算结果中的短路电流应为三相短路的次暂态周期分量，开关短路电流为三相短路时通过该开关的最大可能值，短路容量为与短路电流相对应的兆伏安值。

5.各发电厂、供电局应根据220千伏主网短路容量，自行计算和校核本地区或厂内110千伏及以下设备的短路容量，对短路容量超过开关遮断容量的，应立即采取措施解决。

第十章 系统安全稳定控制装置管理

第10—1条 系统安全稳定控制装置是保证电力系统安全稳定运行，防止系统频率和电压崩溃，提高系统稳定水平和供电可靠性的重要措施。电力系统应不断充实和完善安全措施，加强安全稳定控制装置的管理，新投产的发输变电设备及其接入系统配套工程，必须具备完备的安全措施和必要的安全稳定控制装置。第10—2条 省调运行方式科负责全省安全稳定控制装置的运行及技术管理；继电保护科负责全省安全稳定控制装置的设备管理。

第10—3条 安全稳定控制装置调度按管辖范围，分为网调、省调及发电厂、供电局（地调）三级管理，各级管理机构对所管辖的安全稳定控制装置，应明确管理职责，责任到人。

第10—4条 各发电厂、供电局对所管辖的安全稳定控制装置应建立严格的安全稳定控制装置管理制度，做好装置的正常运行、检修维护、装置反措工作。

第10—5条 我省电网配置了以下安全稳定控制装置：

1.系统切机装置；

2.洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置；

3.500千伏联络线跳闸联切低压电抗器装置；

4.发电机自动调节励磁装置及PSS；

5.阜阳变220千伏安全稳定控制装置；

6.安庆变主变过载切负荷装置；

7.低频减载装置；

8.低压减载装置；

9.低频（或低频低压）解列装置；

10.备用电源自投装置；

11.水电厂低频自启动和低频调相改发电装置。

以上安全稳定控制装置根据作用和功能分属网调、省调和发电厂、供电局（地调）调度管辖。

第10—6条 切机装置（或远方切机装置）的管理

1.500千伏电网的远方切机装置属网调调度管辖，装置的整定和投运方式由网调确定，其检修或试验申请应经网调批准；

2.直接并入220千伏电网机组的切机装置属省调调度管辖，所在发电厂负责操作管理；

3.接入110千伏及以下系统机组的切机装置属地调或所在发电厂调度管辖，由省调许可；

第10—7条

洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置 1.洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置属省调调度管辖、网调许可；

2.装置的整定和投运方式由省调确定，其检修或试验申请应经省调批准并报网调许可。

第10—8条 500千伏联络线跳闸联切低压电抗器装置属网调调度管辖，装置的整定和投运方式由网调确定；500千伏联络变跳闸联切负荷装置属省调调度管辖，网调许可。装置检修或试验申请应经省调批准并报网调许可。

第10—9条 发电机（调相机）的自动调节励磁装置属管辖发电机组的调度管辖。装置的有关技术资料与图纸等应报所辖调度。装置正常投入运行，若需停役检修或试验，应得到所辖调度批准。大型发电机励磁装置的参数和性能应符合“大型发电机励磁控制系统的试验和要求”中的规定。

第10—10条 阜阳变220千伏安全稳定控制装置

1.阜阳变220千伏安全稳定控制装置属省调调度管辖，阜阳局负责操作管理；

2.装置的整定和投运方式由省调确定，其检修或试验申请应经省调批准。

第10—11条 安庆变主变过载切负荷装置

1.安庆变主变过载切负荷装置属安庆地调调度管辖、省调许可；

2.装置的整定和投运方式由安庆地调确定，其检修或试验申请应经安庆地调批准并报省调许可。

第10—12条 低频减载装置的管理

1.低频减载装置是防止系统或解列的局部系统频率崩溃的重要措施，各地（市）供电局每年应根据省调下达的低频减载方案，对本地区各轮低频减载装置进行重整。认真组织方案的实施并按时投入运行，确保所切负荷满足要求；省调对电网低频减载方案与发电机低频保护整定方案的综合配合进行核定，避免低频减载不到位或发电机低频保护过于灵敏引起发电机低频保护动作跳闸，频率恶化的后果。

2.110千伏及以下电网低频减载装置属地调调度管辖、省调许可；

3.每月15日应对各轮低频减载装置所切开关的负荷进行实测，各地调度应将实测结果按要求格式汇总，并于当月25日前报省调运方科；

4.低频减载装置正常应投入运行，未经省调批准，不得擅自将装置停用或变更其所控制的开关。低频减载装置及所控制的开关需停役检修或试验时，应经省调许可；

5.在系统发生低频事故后，所切负荷开关应征得所辖调度同意方可恢复送电。地区调度应将本区域电网低频减载装置动作情况及所切负荷量及时统计上报省调。第10—13条 低压减载装置的管理

1.安装在220千伏变电站的UFV-2型低压减载装置属省调调度管辖，地调负责操作管理；

2.为防止地区电网发生电压崩溃事故，各地（市）供电局应根据地区电网结构，配置足够容量的低压减载装置。地区电网低压减载装置属所在地调调度管辖，装置配置方案、动作原理及有关资料、图纸应报省调备案；

3.各地调每月15日对各层次低压减载装置所切负荷进行一次实测，实测结果按要求汇总，并于当月25日前报省调运方科；

4.低压减载装置动作跳闸后，应征得省调同意方可恢复送电，地调应将装置动作情况及所切负荷量及时上报省调。

第10—14条 备用电源自投装置的管理

1.为充分利用系统备用电源，提高供电可靠性，在多电源的变电站应设有备用电源自投装置；

2.备用电源自投装置的设置由地（市）局根据本地区电网结构进行合理的配置，装置属所在地调调度管辖；

3.备用电源自投装置的配置方案，装置的有关资料及图纸等应报省调备案；

4.发电厂厂用系统的备用电源自投装置属发电厂管辖。装置的有关资料及图纸等报省调备案。

第10—15条 低频（或低频低压）解列装置的管理

为防止因系统发生故障导致频率（或电压）降低时，危及火电厂厂用电和重要用户的正常供电，杜绝地区电网瓦解或全厂停电事故的发生，有条件的火电厂和具有小电源的地区电网应配置低频（或低频低压）解列装置。

1.有条件的火电厂应根据本厂厂用电方式和要求，会同有关地调确定厂用电自动（或手动）解列方案；解列装置属电厂管辖，有关图纸和资料应报省调备案。因扩建或改建工程影响原解列方案时，应将调整后的解列方案重报省调备案；

2.具有小电源的地区电网，应根据地区电网安全稳定控制装置配置与电力平衡情况，合理设置解列点，并配置低频（或低频低压）解列装置。装置属所在地调管辖，解列方案及有关资料、图纸应报省调备案。

第10—16条 水电厂低频自启动和低频调相改发电装置的管理

为充分发挥水电机组紧急备用的作用，防止系统频率崩溃事故，水电厂机组应装设低频自启动和低频调相改发电装置。1.低频自启动和低频调相改发电装置的整定和投运方式由省调根据机组性能和系统运行需要确定，各水电厂按要求实施。装置正常按要求投运，若需检修或试验须得到省调许可；

2.低频自启动和低频调相改发电装置的图纸和有关资料报省调备案。

第10—17条 为确保安全稳定控制装置安全可靠运行，装置安装现场要根据安全稳定控制装置的原理和有关规程、规定及条例制订相应的现场运行规程；现场应对安全稳定控制装置进行日常检查巡视，发现装置异常应及时汇报给装置管辖调度，并采取措施加以解决；现场每年应对安全稳定控制装置进行检修、维护，年检项目要齐全、规范并有详细的校验项目记录。

第10—18条

安全稳定控制装置调度管辖单位，每年应对其装置定值重新进行计算，并将计算结果编制成标准格式的安全稳定控制装置定值单；安全稳定控制装置定值通知单经所在单位总工程师或其他主管生产领导批准后方可生效。

第10—19条 安全稳定控制装置定值单一式五份，分别发给调度及有关发电厂和变电站； 现场安全稳定控制装置定值的调整和更改，应按安全稳定控制装置定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。

第10—20条

新投产的发、输、变电工程配置的安全稳定控制装置，在新设备投产时应同时向运行单位移交安全稳定控制装置原理图、实施图及有关技术资料。

第十一章 系统频率的调度管理

第11—1条 当安徽电网与华东电力系统并列运行时，频率调整按“华东电力系统调度规程”执行。正常应保持在50±0.2赫兹范围内运行，禁止升高或降低频率运行。为监视系统频率，省调调度室应装有数字式频率表、记录型频率表、标准钟和电钟，省调应保证频率表和标准钟的准确性。每月15日16：00与网调核对一次，本省各发电厂、变电站控制室、各地调调度室也应装有频率表和标准表，每月15日17：00与省调核对一次。

第11—2条 当安徽电网与华东电力系统解列运行时，省调指定田家庵发电厂为第一调频厂。当水库调度计划许可时，省调也可指定陈村电站担任第一调频厂，转移调频厂的指令，由省调值班调度员发布。

第11—3条 安徽电网独立运行时，担任我省电网的第一调频厂的值班人员应认真监视系统频率，系统频率应保持在50±0.2赫兹范围内，当系统频率超过偏差允许范围而又无调频能力时，第一调频厂值长应立即报告省调值班调度员，省调值班调度员在接到调频厂失去调频能力的报告后，应立即采取果断措施，尽速恢复调频厂的调频能力。

第11—4条 容量在50万千瓦及以上的火电厂均为安徽电网第二调频厂。当系统频率超出50±0.2赫兹时，担任我省系统第二调频厂的值班人员应主动调整出力协助第一调频厂调频，将电网频率恢复至50±0.2赫兹范围内。第11—5条 在系统正常运行时各发电厂应依照省调实时发电控制系统下达的发电调度曲线，按规定偏差范围匀速调整出力或根据省调值班调度员的要求进行调整，不得擅自增减出力。在调整出力时，应监视系统频率和联络线潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。各发电厂如有特殊情况需要改变发电调度曲线时，必须预先得到省调值班调度员的同意。省调值班调度员根据系统情况或网调指令可以随时修改各发电厂的发电调度曲线。

第11—6条 为保证系统频率正常，在编制系统及各发电厂的日发电调度计划时，应考虑留有必要的旋转备用容量（高峰时一般为系统负荷的2-5%）。分配备用容量时，要考虑到调频手段和联络线的输送能力.第11—7条 华东电网的合格频率，当自动发电控制装置（AGC）投入时定为50±0.1赫兹，超出50±0.1赫兹而小于50±0.2赫兹时为不合格频率。各厂具备自动发电控制（AGC）的机组正常应按省调值班调度员要求投入或退出AGC功能。AGC机组的控制模式由省调值班调度员根据需要确定。

第11—8条 省调值班调度员负责监视和控制省际联络线关口功率在规定范围内，协助电网调频。省调值班调度员在日发电调度计划的基础上，通过对各发电厂下达实时发电调度计划和已投入AGC功能的发电机组，按省际联络线关口功率给定值调整机组出力，联络线计划送受电曲线由网调下达。

第11—9条 当系统频率低于49.90赫兹或本省超用时，省调值班调度员应根据省际联络线关口偏差情况，按顺序采取下列措施，使频率及省际联络线关口恢复正常：

1.发令各发电厂增加旋转备用机组出力；

2.发令开启备用机组；

3.向网调值班调度员申请使用系统事故备用容量；

4.通过网调值班调度员向华东兄弟省市调购买小时或日经销电；

5.向网调值班调度员申请系统事故支援的同时，根据各地区用电负荷情况，按比例下令各地调值班调度员拉闸限电，受令者必须立即执行。

第11—10条 当系统频率超出50.10赫兹或本省超送时，省调值班调度员应根据省际联络线关口偏差情况，发令各发电厂降低发电机组出力，必要时可发布停机、停炉指令，在条件具备时可开启抽水蓄能机组抽水，各发电厂应按省调指令迅速调整出力到指定值，使省际联络线关口迅速恢复正常。

第十二章 系统电压的调度管理

第12—1条 电力系统的电压是电能质量的主要指标之一，电压质量对电网稳定运行，降低电能损失，保证工农业安全生产，提高用户产品质量和降低用电单耗等都有直接影响。各级调度运行人员必须加强对系统各级运行电压的调度管理。我省500千伏、220千伏、110千伏及以下各级运行电压分别由华东网调、省调、地调分级管理。

第12—2条 我省500千伏系统的运行电压由华东网调统一调度管理。华东网调确定500千伏系统的电压控制点和监视点，并每季编制下达电压曲线。

第12—3条 省调电压管理职责

1.对220千伏系统运行电压实行统一管理；

2.负责电压控制点和监视点的调整，每季编制下达电压控制点电压曲线和监测点电压合格范围。

第12—4条 地调电压管理职责

1.对本地区全部110千伏及以上变电站和重要的35千伏变电站的各级母线电压，实行在线实时监测；

2.负责督促、指导接入地区电网的水、火电厂做好无功管理和电压调控工作；

3.对有调节手段的110千伏、35千伏变电站中低压母线要核定适当数量的电压控制点和监测点，每季编制下达电压曲线，并按规定日期上报省调。

第12—5条 电压控制点和电压监视点确定原则

1.电压控制点：选择有多回出线的区域性水、火电厂的高压母线；有大量地区负荷的发电厂母线；具有大容量调相机的枢纽变电站的高压母线；安装有载调压变和可投切电容器组的枢纽变电站的二次母线。

220千伏网电压控制点：淮北电厂、淮北二电厂、洛河电厂、田家庵电厂、合肥电厂、合肥二电厂、芜湖电厂、铜陵电厂、马鞍山电厂、马鞍山二电厂；

2.电压监视点：选择不具备电压和无功调整手段或电压无功调整手段不足的电压中枢点母线。

220千伏网电压监视点：所有220千伏降压变电站的220千伏母线和500千伏变电站的220千伏母线；

根据电网的发展，电压控制点和电压监视点可进行适当调整。

第12—6条 电压曲线的编制

发电厂和变电站母线电压曲线应根据系统稳定运行和用户受电端电压合格的要求，明确正常运行电压在规定值和允许的偏差范围，有调节手段的各级电压控制点，还应以逆调压方式编制电压曲线，确定高峰、低谷时段相应的电压规定值及允许的偏差范围。1.发电厂和500千伏变电站的220千伏母线，正常运行时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%；

2.220千伏变电站的220千伏、110千伏、35千伏母线，正常运行时，电压允许偏差为系统额定电压的-3～+7%；

3.10千伏及以下母线正常运行电压一般应在1.0～1.07倍额定电压范围内，或保证用户端正常运行电压在额定电压±7%以内为合格。

第12—7条 发电机无功调节能力的确定

发电机无功调节能力按机组设计规范及实际运行限额图确定，经进相实验具有进相能力的发电机，发电力率可调范围为额定值至核定进相运行值。

第12—8条 系统电压调整原则

1.电压控制点和电压监视点的发电厂值班人员应认真监视并控制母线电压，使其在电压曲线允许偏差范围以内。方法是：

⑴ 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，使母线电压逼近电压曲线上限运行；

⑵低谷负荷时，按发电机允许的最高力率，降低发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线下限运行；

⑶腰荷时，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：

⑷经过实验允许进相运行的发电机和调相机，高峰和低谷时，应在满容量和进相范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线允许范围以内。

当母线电压超出允许偏差范围时，可不待调度指令，自行调整发电机、调相机无功出力，使母线电压恢复至允许范围内。若经调整，母线电压仍超出允许偏差范围，且本厂、变电站无调整手段时，应立即报告值班调度员处理。

2.各级电压控制点和监视点的变电站的值班人员应认真监视并每小时记录母线运行电压。拥有调相机、有载调压变和并联电容器组的变电站，应按电压曲线调整无功出力、变压器分接头和投切电容器组。经过实验允许进相运行的调相机，必要时应进相运行。当母线电压超出电压曲线允许偏差范围时，首先自行调整，若无调整手段，应立即报告有关值班调度员处理。

3.省调值班调度员应经常监视其管辖范围内的各电压控制点和监视点的电压，使其保证在允许范围内。当发现（或接到下级值班员报告）其中枢点电压超出电压曲线允许范围时，应作如下处理：

⑴以无功就地平衡为原则，首先就地调整发电机、调相机无功出力，必要时投切变电站电容器组或建议网调投切低压电抗器； ⑵当有载调压变二次侧母线电压偏高或偏低时，可用有载调压开关调整主变分接头；

⑶在确保系统安全和稳定运行的前提下，适当提高或降低送电端母线运行电压；

⑷调整电网结线方式，改变潮流分布（包括转移部分负荷或通知限电）；

⑸若经过调整仍超出合格范围时，应在调度日志上记录备案。

4.未定为电压控制点和监视点的发电厂的发电机、调相机，应根据直配负荷和厂用电压要求带无功出力。

第12—9 条 电压的统计分析

为了不断改善系统电压质量，省调和各地调应分别做好如下统计分析工作：

1.省调：

⑴ 每日统计220千伏、110千伏系统电压控制点和电压监视点的运行电压，并统计电压合格率；

⑵统计并分析系统内各发电厂峰谷发电力率，各主要变电站高峰、低谷负荷力率，以及各地区调相调压设备运行状况；

⑶每月分析系统调压工作中存在问题并提出改进意见。

2.地调：

⑴ 统计每月地区110千伏、35千伏、10千伏、6千伏母线运行电压及电压合格率；

⑵统计每月十五日（典型日）无功补偿设备运行实测资料；

⑶统计每月220千伏、110千伏、35千伏变电站有载调压变压器分接头调整次数，无载调压变压器分接头运行位置；

⑷每月汇总分析地区无功电压情况并写出分析报告；

以上统计资料，于次月5日前报省调。

第12—10条 网调、省调对无功电力设备及变压器分接头的管理

500千伏主变压器分接头及高、低压电抗器由网调管辖；发电厂110千伏及以上升压主变压器和联络变压器分接头及变电站220千伏主变无载调压分接头，分别由电厂和地市调调度管辖省调许可；变电站220千伏主变有载调压分接头可根据省调下达的220千伏母线电压合格范围，由地调自行调节。未经网调或省调批准，各发电厂和有关地调不得擅自变更属网调、省调管辖或调度许可的变压器分接头位置；属各地调管辖的110千伏主变压器，其分接头位置由各地调自行管辖。

第十三章 调度操作管理

第一节 一般原则

第13—1条 属省调管辖并操作管理范围内的倒闸操作，应在省调值班调度员的统一指挥下进行，倒闸操作调度指令由省调下达。省调管辖的设备，经操作后对地调管辖的系统有影响时，省调值班调度员应在操作前后通知有关地调值班调度员。

第13—2条 省调调度管辖地调操作管理的220千伏线路倒闸操作时，由地调负责操作指挥并向现场下达调度操作指令，省调对该地调进行操作许可。省调负责管辖范围内的有关一二次方式及潮流配合调整。若线路一侧由省调操作管理时，倒闸操作由省调指挥并对直接操作管理部分负责向现场下达调度指令。

第13—3条 省调许可地调调度管辖的220千伏线路、母线倒闸操作时，由该地调负责操作指挥并向现场下达调度指令，省调对该地调进行操作许可。若两侧不属于同一地调操作管理，倒闸操作时，负责操作指挥的地调以调度通知的方式通知另一地调操作，各侧现场操作由负责操作管理的地调下达调度指令。操作过程中涉及到其它调度（含上级调度）管辖的设备配合操作，应由负责该设备调度管辖的调度负责配合操作。

对于两个以上地调之间的其它配合操作应按调度协议规定，由该设备调度管辖的地调负责指挥操作。

第13—4条 地调调度管辖的范围内进行操作中凡是需省调操作许可的设备并、解列和系统解、合环等操作必须得到省调许可。

第13—5条 省调调度管辖的发电、调相机组等设备的操作以“调度同意”的指令形式进行。主变中性点接地方式倒换，以省调答复检修（试验）工作申请票为准，操作前应得到省调同意。

省调调度管辖的220KV母线，单独进行地调调度管辖设备的倒母线时，可经省调同意，地调负责指挥操作。

第13—6条 旁路开关用作代省调调度管辖并负责操作管理的出线开关或联变开关时，由省调下达综合指令。当旁路开关用作代地调操作管辖的开关时，省调一般应将旁路开关处于冷备用状态（特殊情况下可放热备用状态），由地调进行旁路代出线开关或主变开关的操作（包括旁路开关的继电保护及安全自动装置的投、停、定值调整；对旁路母线的冲击等）。第13—7条 500千伏系统由华东网调管辖并操作管理。对下列情况，省调值班调度员与网调值班调度员应事先取得联系：

1.华东网调进行500千伏系统操作对安徽220千伏系统电压、潮流及发电厂有、无功出力有影响时，操作前后省调值班调度员应按华东网调要求，相应地对220千伏系统运行方式及有关运行参数作必要调整，以保证系统安全运行和操作正常进行。

2.安徽省调进行220千伏系统倒闸操作影响500千伏系统时，省调值班调度员应向网调值班调度员汇报，并征得许可后才能进行倒闸操作。

第13—8条 省调下达调度操作指令按下令形式可分为书面调度操作指令和口头调度操作指令。

1.书面调度操作指令：简称“书面指令”。是调度员应填写的书面调度指令票并预发到现场（即预发调度指令）。在正式操作时，再下达正式调度指令。系统正常情况下操作均应按省调典型调度指令票和典型调度操作票原则填写书面指令。

2.口头调度操作指令：简称“口头指令”。调度根据在系统事故及异常处理等过程中下达到现场并要求立即执行的调度指令，没有“预发时间”和“调令编号”，且现场操作准备时间短，现场接到口头指令时可根据现场规定决定是否填写操作票；省调可根据操作复杂程度决定是否填写调度操作票。用口头指令操作过程中更要严格执行发令、受令、复诵、记录、录音、汇报等制度。口头指令使用范围一般为：

⑴事故处理；

⑵单一的现场操作；

⑶紧急情况下为明显改善系统运行方式或对用户送电等的操作。

第13—9条 省调调度指令按内容可分为：

１.逐项调度操作指令：简称“逐项指令”。进行调度操作时，当一个单位执行某一项操作后，另一个单位才能进行下一项操作时；或虽不需要等待另一个单位的相应操作，但需要根据前一项操作执行后，对系统运行方式所发生的影响，才能进行下一项操作，则调度员应下达逐项操作指令进行操作。

２.综合调度操作指令：简称“综合指令”,即设备状态转变的操作任务。原则上仅涉及一个单位不需要其他单位配合的操作，调度员可采用综合指令形式，在一个综合指令中可以包括几项操作。执行过程中，调度人员及现场运行人员必须对综合指令的理解要一致。

进行倒闸操作时，其中一个单位的一部分操作不涉及到另一个单位，调度可以一次下达几项调度指令或综合操作指令进行操作。一份操作指令票可以使用两种操作指令形式。值班调度员对所发调度指令的程序的正确性负责。现场值班人员必须弄清调度指令的目的和要求及所包含的现场操作内容，并能根据现场规程和实际情况，详细填写倒闸操作票，并对其正确性负责。值班调度员不负责审查下一级运行人员填写的现场倒闸操作票。

第13—10条 值班调度员在进行系统操作准备及操作全过程中要做到以下几点：

１.核对调度模拟盘、SCADA中的结线图，并与现场核对设备状态。操作中应及时跟踪修改调度模拟盘及有关SCADA画面。保持调度室模拟盘等反映的电气设备和机炉运行状态的工具与现场实际运行情况一致。

２.在拟审、预发及正式执行调度操作票、调度指令票过程中充分理解并核对检修工作申请票中的内容、安排、要求及一二次方式变化的原因。要明确操作目的，确定操作任务。必要时征求现场操作意见。检查操作程序的正确性。并做好有关事故预想。

３.应充分考虑系统结线方式、频率、电压、稳定、潮流、中性点接地方式、过电压、继电保护和安全自动装置、以及调度自动化、通讯设备的运行等各方面因素。必要时，可借助于高级应用软件（如调度员潮流软件DPF）对系统进行计算分析。

４.正常倒闸操作应填写调度指令票，并至少提前二小时预发到现场；对于较为复杂的调度指令票，应尽可能提前四小时预发到现场；节日检修应在节日前二十四小时预发到现场；新设备启动操作原则上至少提前二十四小时预发到现场。特殊情况除外。现场值班人员在接到预发调度指令票后，应根据指令票的操作目的及内容，在预定操作时间前填好现场倒闸操作票，并汇报省调，以保证操作按时进行。

５.涉及两个及两个以上单位配合进行的系统倒闸操作（除单一投停一套保护的操作外，但应下达调度指令票并注明操作程序），均应填写调度操作票。

第13—11条 省调调度操作票、调度指令票格式及内容。

１.省调调度操作票应包括操作目的、任务、编号、拟订人、审核人、操作发令人、监护人、发令时间、单位、操作内容、执行（汇报）人、执行时间等项目。操作应使用双重设备命名编号。省调调度操作票的操作内容：

⑴应转变的一次设备状态（统一使用运行、热备用、冷备用、检修四种状态）；

⑵许可工作开工通知和工作终结汇报；

⑶解并列、解合环操作时的潮流变化检查及控制；

⑷检查地区倒负荷或停电工作是否完成；

⑸送电通知；

⑹继电保护及安全自动装置的改变（详见继电保护及安全自动装置有关章节）。２.省调预发的指令票：应包括调令编号、操作单位、预发时间、操作目的、任务、操作步骤、拟订人、审核人、预发指令人、受令人、预计操作时间、下令时间、执行时间、执行人、操作人、监护人等内容。操作应使用设备双重编号。

第13—12条 预发调度指令是为了现场有操作准备时间，调度员将拟审好的调度指令票提前预发到现场。预发调度指令票时调度可利用电话和传真等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵核对发受内容一致并记录上预发时间、预发人、接受人、预计操作时间、调令编号。“预发时间”是调度员预发调度指令的时间，即现场开始做操作准备的依据，决不是开始操作时间。现场必须接到值班调度员的“正式操作指令”的“发令时间”才能开始按调度要求操作。

第13—13条 省调值班调度员在进行倒闸操作时，应遵守发令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用统一的调度术语和操作术语。正式发令时，应明确：现在×× 点×× 分，执行第××××××号调令、操作目的、第×条、内容、发令人×××、受令人×××，受令人复诵无误后才能执行。“发令时间”是值班调度员发出操作指令的时间依据，现场值班人员没有接到正式操作的“发令时间”不得进行操作（这也是与正常联系工作的区别）。现场值班人员操作结束后，应及时由调度指令的受令人向发令人汇报。汇报时首先互报单位、姓名，并报告第××××××调令第×条 „„（内容）于××时××分执行完毕。值班调度员应复诵一遍，现场值班人员应复核无误，调度员立即与调度指令票或调度操作票校核无误并记录执行人的姓名、执行完毕的时间，才能进行下一步操作的发令。操作“执行时间”是现场操作执行完毕的时间依据，值班调度员只有在收到操作“执行时间”后（操作“执行时间”是现场值班人员当时汇报时间），该项操作才算完毕。操作中应及时校正模拟盘。全部调度操作票及调度指令票执行完毕后，应进行复查终结，操作人、监护人应各自签名。

第13—14条 值班调度员在许可电气设备或电力线路开工检修和恢复送电时，应严格遵守“电业安全工作规程”的有关规定，严禁“约时”停送电、严禁“约时”挂、拆短路接地线和“约时”开工或完工。线路带电作业单位应执行调度许可手续。

第13—15条 系统中的正常操作，应尽可能避免安排在下列情况时进行：

１.值班人员在交接班时；

２.系统结线极不正常时；

３.系统高峰负荷时；

４.有关联络线输送潮流过稳定限额时；

５.系统发生事故时；

６.恶劣气象条件时；

７.地调有特殊要求时。

但为了提早向用户送电，为了明显改善系统运行方式，为了解决系统电压、频率不正常以及满足系统规定的热备用容量等特殊情况，可以在任何时候进行必要的有关操作，但必须有相应的安全措施。

第二节 基本操作

第13—16条 系统的并列、解列操作

１.并列操作：正常情况下的并列操作，一般采取准同期法。只有经过计算、试验、分析并经领导批准后，才允许采用非同期法。准同期并列的条件：

⑴相序相同；

⑵频率相等，但允许在事故情况经长距离输电的二个系统不超过0.5赫兹内并列；

⑶电压相等，220千伏系统允许电压差不大于10%时并列，在特殊情况下，允许电压差不超过20%时并列。500千伏系统电压差不大于10%时并列。系统内各主要联络线开关应装有并列装置。

２.解列操作：系统在进行解列操作时，应将解列点的有功潮流调至零，无功调至最小，一般为小容量的系统向大容量的系统输送少量负荷时，拉开解列开关（220千伏及以上系统，进行解列操作时应考虑到限制操作过电压的措施）。使操作过程中220千伏电压波动不大于10%，500千伏系统各点电压不得超过550千伏。当系统需解列成几个部分时，事先应平衡有功和无功负荷，使解列后的每个部分系统频率和电压的变动都在允许范围以内。

3.发电机的并列、解列操作应按“发电机运行规程”执行。

第13—17条 环路操作

１.环路（或双回路）中必须相位相同才可以合环操作，新建或大修后的环网线路，必须核相正确，才允许合环操作。

２.合环操作前，应调整环路内的潮流分布。在220千伏、110千伏环路阻抗较大的环路中，合环点两侧电压差最大不超过30%，相角差不大于30度（或经过计算确定其最大允许值）。500千伏、220千伏环路中合环开关两侧电压差一般不超过10%，最大不超过20%，相角差最大不超过20度。有条件时，合环前检查开环处两侧的相角差，进行估算合环潮流或根据潮流估算解环后的潮流及电压变化。

3.解、合环操作前，应考虑环网内所有开关继电保护和安全自动装置的整定值变更和使用状态。各元件潮流的变化不超过系统稳定、继电保护、设备的限额；电压的变动不应超过规定范围；以及变压器中性点接地方式等。必要时先调整潮流、减少解、合环的波动。用母联开关解环时要注意解环后，保护电压应取本母线压变。

第13—18条 线路操作 １.一般规定：

⑴110千伏线路停电操作顺序：应先拉受电端开关，后拉送电端开关，恢复送电顺序相反。

⑵220千伏联络线路停电操作，一般应先拉送电端开关，后拉受电端开关，恢复送电顺序相反；但在无过电压的情况下，为防止误操作，终端线停电操作时，可先拉受电端开关，后拉送电端开关，恢复送电顺序相反。

⑶500千伏线路停电操作一般应先拉开装有高压电抗器的一端开关，再拉开另一端开关。在无高抗时，则根据线路充电功率对系统的影响以及具有足够的短路容量相应选择送电端来操作。恢复送电顺序相反。

⑷空载线路的投入或切除对系统电压变动影响较大者，值班调度员在操作时要根据具体情况充分考虑，作必要调整。

２.线路停电操作顺序应从各端按如下步骤进行：

⑴拉开关；

⑵拉开线路侧闸刀，母线侧闸刀，线路压变闸刀；

⑶在线路侧验电并三相短路接地（合上线路接地闸刀），悬挂“禁止合闸、线路有人工作”标示牌。恢复送电时操作顺序与上述步骤相反，有支接负荷的线路或变电站也应 按照上述停送电顺序操作。

３.110千伏及以上的长距离输电线停、送电操作，应注意以下几点；

⑴对线路充电的开关，应具有完备的继电保护，小电源侧应考虑继电保护的灵敏度；

⑵防止送电到故障线路上时造成其他正常运行线路的暂态稳定破坏；

⑶送电端必须有变压器中性点接地；

⑷防止发电机因空载线路投入时产生自励磁；

⑸防止电压产生过大波动，防止线路末端产生电压高于设备允许值以上，以及切除空载线路时造成电压低于允许值；

⑹线路停、送电操作中，涉及系统解、并列或解、合环时，应按本章其它有关条款规定处理；

⑺可能使线路相序发生紊乱的检修，在恢复送电前应进行核相工作；

⑻线路停、送电操作，应考虑对通信、远动、继电保护及安全自动装置的影响。第13—19条 电力变压器操作

１.电力变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的一侧送电。一般是电源侧送电,负荷侧并列;停电时先拉负荷侧开关,再拉电源侧开关。

２.大电流接地系统，应保证变压器中性点接地方式的正确性，其规定如下：

⑴对于中、低压侧具有电源的发电厂、变电站，至少应有一台变压器中性点接地。在双母线运行时，应考虑当母联开关跳闸后，保证被分开的两个系统至少应有一台变压器中性点接地。

⑵三卷变压器中、低压侧带电源而高压侧开关拉开运行时，高压侧中性点必须接地；

⑶运行中的变压器中性点接地闸刀，若需倒换至另一台中性点接地时，须先合上另一台变压器的中性点接地闸刀后，才能拉开原来的中性点接地闸刀；

⑷拉、合110千伏及以上空载变压器对中性点为半绝缘的变压器进行操作时，必须将变压器中性点临时接地，再进行操作；

⑸变压器中性点接地方式应满足继电保护整定的要求。

3.系统联络变的停、送电操作，应遵守本章有关条款的规定。

第13—20条 母线倒闸操作

１.对母线送电时，应使用具有速断保护的开关（母联、母联兼旁路或线路开关）进行，若只能用闸刀向母线送电时，须进行必要的检查确认其设备正常、绝缘良好、连接母线的所有接地线和接地闸刀已拆除拉开。用母联开关对母线送电时，现场应投入其充电保护。在用外部主电源开关对双母线中的一组母线试送，而另一组母线在运行状态时，则应短时停用母差保护，再对母线试送。用外部电源对母线试送时，需将试送开关线路本侧方向高频（相差）改停用。

２.运行中的双母线，当将一组母线上的部分或全部开关倒至另一组母线时（冷倒除外），应确保母联开关及其闸刀在合闸状态，现场应短时将母联开关改非自动，再进行倒母线操作。母线倒闸操作过程中，现场负责进行保护及自动装置电压回路、母差回路的相应切换。

3.在用旁路开关代出线开关运行的操作中，一般应先用旁路开关对旁路母线冲击后，再使用线路旁路闸刀对旁路母线充电（或断电），用旁路开关进行合环（或解环）。旁路开关对旁路母线冲击时一定要投线路保护。

4.110千伏及以上母线操作可能出现的谐振过电压应根据运行经验和试验结果采取防止措施。220千伏母线倒闸操作过程中的防谐措施：

⑴可能出现谐振的厂站，在母线操作中应采用防谐操作顺序操作，即母线和压变同时停役时，待停母线转为空母线后，应先拉压变闸刀，后拉母联开关；母线和压变同时恢复运行时，母线和压变转冷备用后，先对母线送电，后送压变（压变经详细检查可确定无接地）。⑵在母线停送电操作过程中，还应尽量避免两个开关同时热备用于该母线。

第13—21条 开关操作

1.开关操作前，开关本体、操作机构及控制回路应完好。调度应了解继电保护及重合闸（不投时保护应在直跳位置）是否在投入状态。

2.开关合闸后应检查核对是否在合闸状态，检查三相电流是否平衡，位置指示灯光信号是否正确。

3.拉合开关前应考虑因机构不同步引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相操作。分相操作只允许在对空载线路的充电和切断，线路故障单相跳闸未重合时的强送电，且必须得到值班调度员的同意才能进行。

4.利用220千伏及以上开关进行系统并列或解列操作，因机构失灵造成二相开关断开另一相仍合上时，应迅速拉开合闸位置的一相开关，不准合上已断开的两相；如开关两相已合上另一相断开时，应将断开的一相迅速再合一次，如不成则应立即拉开原合闸的两相开关。

5.110千伏及以上开关在有电压情况下禁止手动或使用“千斤顶”进行慢速合闸操作。

6.运行中开关停电转检修时，必须先拉开开关，再拉开两侧闸刀并在开关两侧验电挂地线。

7.当开关切断故障电流的次数，比现场规程规定的次数少一次时，若需再合闸运行可根据现场要求停用该开关的自动重合闸装置。

8.现场值班人员若发现运行中的开关本体有明显故障或严重缺陷，当跳闸可能导致开关爆炸时，应立即切除该开关的跳闸电源或能源，事后尽速报告值班调度员和有关部门领导进行处理。

第13—22条 闸刀操作

1.严禁用闸刀拉合带负荷设备及带负荷线路，在不能用或没有开关操作的回路中允许利用闸刀进行下列操作：

⑴ 拉、合220千伏及以下空母线，但应遵守本章有关母线操作的规定；

⑵拉、合励磁电流不超过2安培的无载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路；当电压在220千伏及以上时，应使用屋外垂直分合式的三联闸刀；

⑶拉、合无接地指示的电压互感器；

⑷拉、合无雷雨时的避雷器；

⑸拉、合变压器中性点接地闸刀；

⑹同一个站内同一电压等级的环路中可进行闸刀解合环操作，但环路中的所有开关应暂时改死开关。如正常操作的倒母线的操作；开关机构异常跳合闸闭锁用旁路开关代的操作过程中，可利用闸刀拉、合旁路开关与被代开关间的环路电流；

⑺通过计算或试验，主管部门总工程师批准的其他专项操作。

2.必须利用闸刀进行的特殊操作时，如拉合空载线路或空载变压器等，必须通过计算满足本条1⑵条件。同时尽可能在天气好、空气湿度小和风向有利的条件下进行。

第13—23条 冲击合闸操作

新建的变电设备投入运行前需进行全电压冲击合闸操作，操作前应注意如下问题：

１.冲击合闸开关应具有足够的遮断容量，故障跳闸次数需在规定次数之内，继电保护应完整投入运行。

２.选择距电源较远，对负荷影响较小的开关作冲击合闸点。

３.长距离高压输电线路在冲击合闸时，应防止导致发电机自励磁及其他内部过电压和末端电压的升高。220千伏及以上线路应考虑充电功率对电压的影响，必要时应采取措施降低电压后冲击。500千伏线路还应考虑具有足够的短路容量。

４.选择对稳定影响较小的电源做冲击合闸电源，必要时应适当降低有关联络线的潮流。

５.对电力变压器冲击合闸前，其中性点应临时接地。

６.对有重大缺陷的设备检修后恢复操作时，也应考虑上述因素。

第13—24条 零起升压操作

１.担负零起升压操作的发电机，需有足够的容量，对长距离高压输电线路零起升压时，应防止升压过程中发电机产生自励磁现象。

2.担负零起升压发电机组的强励、复励及电压校正器与所带的出线开关的自动重合闸装置均应停用，必要时可在励磁回路增加限制励磁电流的电阻。被升压的设备需有完善的保护。

3.在中性点接地系统内，被升压的电力变压器中性点必须接地。

4.通过长距离高压线对电力变压器零起升压时，应先计算，以免超过允许电压或发生谐振过电压。

5.零升系统与运行系统要有明显的断开点。

第十四章 系统事故处理规定

第一节 一般原则

第14—1条 事故处理的领导关系

１.省调值班调度员是本省电网事故处理的领导者，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性负责。

各地调值班调度员、发电厂、变电站值班员应正确迅速地执行省调值班调度员事故处理的指令。

２.各地调值班调度员是各自管辖范围内的电力系统事故处理的指挥者，对本地区所属范围内电力系统事故处理的正确性负责。

涉及两个（或以上）地市所属范围电力系统事故处理的领导者，应根据有关调度协议确定。当220千伏主网发生电力系统事故影响到有关地区电网时，省调应及时通知有关地调值班调度员，要求地调配合主网处理事故。

3.省内500千伏系统的事故，由华东网调负责处理，省调协助。当500千伏系统事故对220千伏有影响时，由华东网调及时通知省调配合进行处理。

4.属省调调度管辖，由地调操作管理的220千伏变电站及220千伏线路，其事故处理仍由省调值班调度员负责指挥处理，属省调调度许可，由地调调度管辖的220千伏变电站及220千伏线路，由调度管辖的地调值班调度员负责指挥处理，应及时汇报省调。省调值班调度员可根据系统情况及时指导。涉及系统性的事故由省调经地调进行指挥，必要时省调有权直接指挥处理。

第14—2条 值班调度员在处理系统事故时应做到：

１.及时发现事故，尽速限制事故的发展，消除事故的根源，尽速解除对人身和设备安全的威胁。

２.尽一切可能保持设备继续运行，以保证对用户连续供电。

３.尽速恢复对已停电用户的供电，特别需先恢复发电厂的厂用电和重要用户的保安用电。

４.尽速调整系统运行方式，使其恢复正常。

第14—3条 电力系统事故处理的一般规定：

1.系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：

⑴异常现象，异常设备及其他有关情况； ⑵事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间；

⑶继电保护及安全自动装置动作情况；

⑷出力、电压、频率及主干线潮流变化情况；

⑸人身安全及设备损坏情况；

⑹故障录波器的有关记录。

在未能及时全面了解情况前，值班人员应先简明正确汇报开关跳闸情况及异常情况，待详细检查后再具体向有关调度汇报。

2.发电厂值长，变电站值班长或主值班员，地调主值班调度员，在事故处理中应坚守在控制室和调度室，及时与省调取得联系，如需离开时要指定专人代理。

３.事故处理中，涉及电力系统的重大操作，须取得省调的同意。事故单位的领导人有权向本单位值班人员发布指令或指示，但不得与省调下达的指令相抵触。

４.当电力系统发生故障时，非事故单位的值班员除汇报异常现象、加强监视、做好事故蔓延的预想外，不要急于询问事故原因和占用调度电话。

５.为防止事故扩大，下列情况无须等待省调指令，事故单位值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报省调值班调度员。这些情况是：

⑴对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施；

⑵确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离；

⑶发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列；

⑷线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环；

⑸对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电；

⑹本规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。

６.交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许交接班。

７.事故处理过程中，一切调度指令和联系事宜均须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，必须使用全省统一调度术语和操作术语，并需详细记录事故情况和登记“异常记录簿”。

发生重大事故时，值班调度员应在处理事故告一段落后尽速报告调度科长或调度所长、总工程师，夜间应报告省局值班室。并按规定向上级调度汇报。

第二节 系统频率的异常处理

第14—4条

华东电力系统频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。

第14—5条 为防止在系统发生事故时，因频率急剧降低而导致系统瓦解，各地供电局、发电厂应按规定配置安全自动装置。

第14—6条 各级调度机构值班调度员，可以在电网发生事故时，按照“事故限电序位表”发布拉闸限电指令，当电网事故严重威胁电网安全时，省调值班调度员有权按照“事故限电序位表”，越级指令有关变电站、发电厂值班人员直接进行拉闸限电，受令单位必须立即执行。

第14—7条 当系统频率降至49.8赫兹以下时：

１.发电厂值班人员无须等待调度指令，立即运用本厂旋转备用，自行增加出力，直至频率恢复至49.8赫兹以上或已达到运行机组的最大可能出力为止。各水电厂，当系统频率低于49.0赫兹时，低频自启动装置和低频调相改发电装置按整定方案动作，将调相机组改发电，并启动备用机组，逐台并网发电，按频率增加出力，直至系统频率恢复至49.8赫兹以上，或出力带满，或联络线调到规定限额为止。若自启动装置未动或未投，值班人员应手动按上述方案执行。以上处理情况，各厂值班人员，应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。在频率恢复后，各厂应按省调值班调度员的指令调整出力。

２.省调及地调值班调度员：

⑴迅速检查各厂旋转备用容量，必要时启动备用机组。

⑵当旋转备用容量加满和备用机组均投入后，频率仍低于49.8赫兹时，则省调值班调度员应根据系统用电情况，确定各地市紧急拉闸、限电数量，指令有关地市拉、限电，各地调值班调度员应按省调指令，在规定时间内执行完毕。所拉开关和限电负荷在恢复送电时，必须得到省调值班调度员的指令或同意。各级调度员在恢复送电时，还需要考虑频率、电压以及潮流、接线的变化，控制在规定的范围内。

⑶当经上述处理，系统频率仍低于49.50赫兹且有继续下降趋势或者持续时间超过10分钟时，省调应按”事故限电序位表”下令拉电，使系统频率尽快恢复至49.80赫兹以上；当系统频率低于49.00赫兹以下时，各级调度均应按“事故限电序位表”下令紧急拉电，使系统频率在15分钟内恢复至49.80赫兹以上。

第14—8条 当系统频率下降时，发电厂运行值班人员应密切注意设有低频保护的机组工况，调整各机组出力，尽可能减小机组低频跳闸造成发电出力损失。发生机组低频跳闸时，应及时上报省调。

当系统频率突然降至48.50赫兹以下时，各级调度运行人员还需做如下处理：

１.各发电厂、变电站值班人员：

⑴立即检查各轮低频减载装置动作情况，当相应的低频减载装置在整定频率值应动作而未动作时，应立即拉开其所控制的开关；

⑵按现场“事故限电序位表”的规定进行拉电；

⑶火电厂按照现场规程将厂用电与系统解列；

⑷各水电厂，按规定自动将备用机组并网，将调相机组改发电，增加出力。直至频率恢复至49.80赫兹。

２.各地调值班调度员：

⑴迅速检查本地市各轮低频减载装置动作情况，凡达到整定频率而未动作者，应下令变电站值班人员立即手动拉开所控制的开关；

⑵紧急事故拉电，直至系统频率恢复至49.80赫兹以上，再待省调指令做进一步处理。

３.省调值班调度员：

⑴迅速了解各厂备用容量和备用机组；

⑵迅速了解各地区低频减载装置动作情况和事故拉电情况，必要时指令有关地调继续拉电；

⑶在１～２分钟内未能使系统频率恢复至49.00赫兹及以上时，省调应立即下令拉闸限电，直使系统频率在规定时间内恢复正常。

第14—9条 当系统频率突然降至48.00赫兹及以下时，各地调、发电厂值班人员不待省调指令，应立即增加出力和拉闸限电，以使系统频率尽速恢复至49.80赫兹以上；省调值班调度员采取直接拉电措施，直至频率恢复至49.80赫兹以上，再进一步采取措施使其恢复正常。

第14—10条 当系统联络线或联络变故障，造成系统解列，解列部分的低频事故处理也应遵循本章各条规定执行，为了迅速恢复与系统并列可按本规程第十三章有关规定处理。

第14—11条 当系统频率超过50.20赫兹以上时，各发电厂无须等待调度指令，立即自行根据频率降低出力直至最低技术出力，以保证系统频率在15分钟内降至50.20赫兹以下。如频率未能降至50.20赫兹以下，省调值班调度员可根据情况发布停机、停炉指令，务必在30分钟内使频率降到50.20赫兹以下。

第三节 系统电压的异常处理

第14—12条 为保持系统运行的静态稳定，防止电压崩溃，由华东网调和省调分别对各主要中枢点（控制点和监视点）下达最低允许电压值（未下达时按正常运行电压规定值的-7%）和事故极限电压值（为下达时按正常运行电压规定值的-10%）。

第14—13条 当系统中枢点电压低于最低允许运行电压值时，值班人员应不待调度指令，尽快调整发电机、调相机的励磁，投入电容器组，使母线电压恢复至最低允许运行电压以上。当所有调相、调压手段均采用后，而母线电压仍未恢复至最低允许运行电压时，应立即报告省调值班调度员处理。

省调值班调度员为尽快使中枢点电压恢复至最低允许运行电压以上，可采取下列措施： １.增加旋转备用容量和启用备用机组；

２.要求网调值班调度员切除部分或全部低压电抗器；

３.改变系统结线方式，合理调整有关厂的有、无功出力和主要联络线潮流；

４.指令有关厂、变电站调整主变有载调压分接头位置；

５.限制有关地市的用电负荷；

６.采取上述措施仍无明显效果时，应指令有关地调按“事故限电序位表”，切除部分负荷。

当系统中枢点电压降至事故极限点电压时，应作如下处理：

1.中枢点值班人员：不待调度指令，立即利用发电机的事故过负荷能力，增加无功出力，以维持电压，并迅速报告省调值班调度员。

2.值班调度员：当发现某中枢点电压低至事故极限电压值时，应立即启用系统中有功和无功备用容量来维持电压，并迅速指令有关地调或变电站按“事故限电序位表”拉闸限电，以消除发电机过负荷，尽快使母线电压恢复至最低允许运行电压以上。

第14—14条 当发电机或调相机突然过负荷，值班人员在采取降低励磁电流的办法来消除过负荷时，不得使母线电压低于事故极限电压值。若母线电压降至事故极限电压值，而发电机或调相机仍然过负荷时，根据过负荷的多少，应采取下列措施：

1.若过负荷小于额定值的15%，值班人员应首先将过负荷的情况报告省调，由省调值班调度员处理。同时，值班人员应迅速启用本厂备用容量和备用机组，自行采取一切措施，以消除过负荷。省调在接到上述过负荷的报告后，应利用系统中的无功和有功备用容量来消除过负荷。

2.当过负荷大于额定值15%且频率正常时，值班人员应一面尽速报告省调，一面自行采取措施，在事故过负荷允许的时间内，尽快消除过负荷。值班调度员在接到某中枢点电压降至事故极限电压值时，而发电机或调相机仍有过负荷的报告后，应尽速利用系统中一切备用无功容量来提高电压，以消除过负荷。此时，允许将个别发电厂变电站的母线电压提高至最高允许值。若过负荷的发电厂处于受电端，不允许降低有功出力而应限制或切除部分负荷。

第14—15条 当系统电压高于该点电压规定值的5%时，有关发电厂、变电站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力：表面冷却的发电机功率因数一般应达迟相0.95 ；具有自动调整励磁装置的发电机，必要时可在功率因数为1的条件下运行；内冷发电机功率因数超过额定功率因数应遵守制造厂的规定，机组进相运行应由有关部门经过试验来确定；变电站可停用电容器组。若经过调整仍达不到合格范围，应汇报省调，由省调值班调度员协调处理。当系统电压高于该点电压规定值的10%，发电厂、变电站值班人员一面立即采取调整无功、降低电压措施，另一方面立即汇报省调值班调度员，采取调整电网潮流，改变网络结线，调停发电机、调相机以及通知地调停用电业电容器、用户电容器。必要时汇报华东网调协助调整电压，以及投入低压电抗器及调整主变分接头位置等。直至电压恢复至规定偏差范围之内。

第四节 线路事故处理

第14—16条 当系统联络线或环网线路（包括双回和多回线路）中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。

第14—17条 当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定综合确定强送点，对故障跳闸的线路进行强送电。其规定如下：

１.需按照稳定要求选择强送点或选择距离主要发电厂和负荷中心较远的系统开关作强送点，并需考虑强送电成功后便于并列；

２.强送电端的电力变压器相应电压侧中性点应接地，不允许用本侧中性点不接地的电力变压器单独向110千伏、220千伏线路强送电；

３.强送电的开关要完好，应有足够的遮断容量，开关跳闸次数应在允许的范围内，且具有完备的继电保护（至少有一套快速、可靠的保护）；

４.强送电前需检查了解主要联络线潮流不应超出稳定限额，否则需采取相应降低潮流或提高稳定的措施；

５.有带电作业的线路开关跳闸后，必须与带电作业人员取得联系后，才能对线路进行强送电。

第14—18条 220千伏系统联络线或环网线路（包括双回线路）开关跳闸时按下列原则处理：

１.投入单相重合闸的线路开关，若单相跳闸，单重动作重合成功，现场值班员需及时将保护及单重动作情况向值班调度员汇报； ２.投入单相重合闸的线路开关，若单相跳闸后，单重未启动或单重动作但开关拒合造成非全相运行，现场值班人员应立即手动拉开该开关，并汇报值班调度员。省调根据线路对端保护及重合闸动作情况可决定：

⑴若对端单相重合闸动作成功可立即恢复并列或合环；若开关有拒合可能应设法用旁路开关代替运行；

⑵若对端三相开关跳闸，可根据系统方式选择强送点，经与对方联系后对线路进行强送一次，强送成功后立即恢复并列或合环；但应对保护、重合闸或开关检查不正确动作原因；

３.未投入单相重合闸的线路开关，若线路故障造成三相跳闸或虽投单重，但线路发生单相故障单重动作重合未成造成三相跳闸时，现场值班员应将保护及重合闸动作情况向值班调度员汇报，值班调度员可根据本条第2项有关原则进行处理。

第14—19条 110千伏系统联络线路或环网线路（包括双回线）开关跳闸时，应按地调调度规程进行处理，处理原则：

１.投入线路无压重合闸的一侧开关跳闸：

⑴若无压重合闸重合成功，现场值班员应立即将跳闸开关名称、编号、继电保护与自动重合闸动作情况向调度汇报。

⑵无压重合闸重合不成功，现场值班员应将情况汇报调度员，由值班调度员根据线路重要性，保护动作情况，有无明显故障点存在等，允许再强送一次，但一般必须与送电端的对侧值班员联系后进行，若失去通讯联系时，必须等20分钟后再进行强送。

⑶无压重合闸未启动或动作后开关拒合，现场值班员无须等待调度指令，允许鉴定线路无压后立即强送一次。

２.未投入线路无压重合闸的一侧开关跳闸，现场值班员一边汇报情况，一边检查线路有无电压。当线路侧有电（或等待来电后），可不待调度指令，允许鉴定同期进行并列或合环操作。

第14—20条 馈电线路开关事故跳闸处理原则：

１.未投入自动重合闸或自动重合闸未动作者，现场值班员可不待调度员指令立即强送一次；

２.不论自动重合闸动作成功与否，现场值班员均应汇报值班调度员。值班调度员可根据用户重要性对重合闸动作重合不成的线路决定是否再强送一次。

第14—21条 各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电；若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。第14—22条 各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员。未查出故障点也应报告调度。

第14—23 条 当发生开关机构故障，自动闭锁跳（合）闸时，应迅速消除故障。如无法在15分钟内恢复时，应立即用旁路开关代替运行（允许根据等电位原理，用闸刀断开旁路开关并联运行后的环路电流，注意在用闸刀解环时旁路开关必须改非自动）。亦可在不能用旁路代替时，将母联开关与其串接运行，但必须投入母联开关保护（包括充电保护）；若无法用旁路或母联代替时，则设法用母联或上一级开关来断开，防止长期死开关运行。对一个半开关结线中，开关发生机构故障时，允许用闸刀解二串以上并联运行的环路。

对一个半开关结线中，应尽量用边开关对线路试送，不允许同时合中开关。当发生开关或线路二相运行时，应迅速恢复全相运行，如无法恢复，应立即将开关或线路各侧开关拉开。

第14—24条 当500千伏系统线路（属华东网调直接调度）的开关跳闸后，为了加速事故处理，各发电厂、变电站值班员在向华东网调汇报的同时，应迅速向省调值班调度员汇报。省调应尽速消除由此对220千伏系统产生的各种影响。当220千伏系统联络线过负荷时，应指令有关电厂迅速调整出力。或发电厂根据现场事故处理规程规定自行降低出力，然后汇报省调值班调度员。省调应将处理结果向华东网调汇报。

第五节 母线故障或母线失电事故处理

第14—25条 发生发电厂和变电站母线故障或失去电压，通常值班调度员在接到现场值班人员的汇报后，⑴应立即了解失电母线开关是否已全部跳开或拉开。若未拉开，则应立即令其拉开失电母线所有开关，发现故障点立即隔离，并对一、二次设备及保护动作情况进行详细检查。

⑵立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大。

⑶了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。

第14—26条 发电厂和多电源变电站母线故障或电压消失的事故现场处理：

１.当发现母线失电时，现场值班员需首先判明确系母线无电。判别母线失电的依据是应同时出现下列现象：

⑴该母线的电压表指示消失；

⑵该母线的各出线及变压器电流消失；

第二篇：华中电力系统调度管理规程

华中电力系统调度管理规程

2007-11-20发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录）华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录）华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录）华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录）华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录）华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57

I

前 言

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

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

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

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

本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。

中华人民共和国主席令第60号 中华人民共和国电力法

国务院令第115号 电网调度管理条例 国务院令第432号 电力监管条例

GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

SD 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 电力系统技术导则(试行)SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语

国电调[2001]532号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国家电网生[2003]298号 电网调度系统安全性评价（网、省调部分）国家电网总[2003]407号 安全生产工作规定

国通运[2004]158号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定 国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法

国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）

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

国家电网安监[2005]145号 国家电网公司电力生产事故调查规程 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 电力系统

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

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。3.2 电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

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

电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5

电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.11 4

调度系统值班人员

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

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.15 国调紧急控制设备

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

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

3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

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

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

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

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

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

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

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

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

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

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

3.29 黑启动

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

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.31 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.32 保护及故障信息管理系统

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

由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8

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

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.35 电力通信机构

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

4.2 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

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

4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。

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

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中电力调度机构（以下简称网调）；

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

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10

班单位。

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

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

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

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

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

6.1.3 调度机构的任务是：

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

标准；

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

6.2 网调的职责和权限 6.2.1接受国调的调度指挥。

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

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

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

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

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

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

6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

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

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

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

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

6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

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

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

反措及技术改造等方面的技术职责。

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

6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

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

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

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

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：

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

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

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

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

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

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

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

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

7.3.2

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

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

a)本电网企业使用的全部业务通道； b)本电网企业负责组网的通信设备；

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

d)上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

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

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不应操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。

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

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

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

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

8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

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

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

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

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

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网调调度管辖保护装置定值的工作。

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：

8.11.1 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。

8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上

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

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

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

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

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

9.4 电网企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18

人员发布调度指令。

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

9.6

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

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

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

10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳

定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

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

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

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

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

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

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

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

10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

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

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

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

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

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

f）对电力通信、调度自动化的影响。

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

a）交接班时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）系统发生事故时；

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

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

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

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

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

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

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

10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。

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

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

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

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

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

10.6.1 可用刀闸进行下列操作：

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

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)； d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

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

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

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

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

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

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

10.8.1 变压器并列运行条件： a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

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

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

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

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

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

10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

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

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

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

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

10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

10.11.2 用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

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

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

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

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

10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。

表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式

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

11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。

11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；

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

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

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

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

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

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

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

a)上级调度机构调度许可设备故障；

b)影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的；

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。

11.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

11.3.2 系统电压升高时的处理办法：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电；

d）改变系统接线方式。

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

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

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

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

11.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

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

11.6.1 变压器过负荷的处理方法：

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

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

处理外，还应进行以下处理：

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

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

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

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

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

11.7 500kV并联电抗器故障处理

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

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

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

11.8 母线的事故处理

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

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

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

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

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

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

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

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

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

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

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

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

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

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

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

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

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

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

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

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

11.12.1 异步振荡主要现象：

11.12.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。

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

11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

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

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

11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。

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

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

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

11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV，220kV母线电压超过242kV。11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

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

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

11.12.3.7 因环状电网（并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应开关；

11.12.3.8 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。

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

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

11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷。

11.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。

11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

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

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

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

恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

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

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

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

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

12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。12.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂

（站）停电；

b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；

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

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

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

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

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

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

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

灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。

13.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

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

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

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

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

c）检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8～15%。

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

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

13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。

13.2 发电、供电调度计划编制

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

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。

b)每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。

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

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

如下：

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

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

13.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

13.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

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

a)

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

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

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷； c)

分地区年、月最大负荷；

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

a)

月用电量； b)

月最大负荷； c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

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

13.4 网调检修管理

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

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

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

第三篇：四川电力系统调度管理规程

四川电力系统调度管理规程

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

前 言

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

本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。

本规程起草单位：四川省电力公司调度中心、四川省电力公司通信自动化中心。II

四川电力系统调度管理规程 1 范围

本规程规定了四川电力系统调度管理工作的基础性原则。

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

有关的行为。2 规范性引用文件

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

下列术语和定义适用于本规程。3.1 电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安

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

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

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

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

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

拥有、经营和运行电网的电力企业。3.6 发电企业

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

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

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

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

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

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。2

3.11

调度同意

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

调度许可

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

调度机构值班调度员申请，征得同意。3.13

委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14

调度关系转移

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

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

调度指令

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

操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。3.17

单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。3.18

逐项操作令

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

综合操作令

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

负荷备用容量

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.21

事故备用容量

为防止系统中发输变电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.22

检修备用容量

为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。3.23

状态检修

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

可靠、检修成本合理的一种检修策略。3

3.24

计划检修

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

数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。3.25

非计划检修

计划检修以外的所有检修。3.26

特殊运行方式

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

黑启动

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

给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。3.28

安全自动装置

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

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

水调自动化系统

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

度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.30

调度自动化系统

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

主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。3.31

自动化主站系统

在调度机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。3.32

自动化子站系统

在发电厂、变电站、监控中心现场运行的各类自动化设备和应用系统。3.33

调度自动化管理部门

电网企业内负责本级电网调度自动化专业职能管理和运行管理的部门。3.34

调度自动化子站设备维护部门

电网企业、发电企业、电力用户中负责自动化子站系统运行维护的部门。3.35

电力通信网

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

电力通信管理部门

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

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

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

系统内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。

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

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

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

5.2 四川电力系统设置三级调度机构，即：

──省级电力调度机构，以下简称省调；

──省辖市级电力调度机构，以下简称地调；

──县级电力调度机构，以下简称县调。

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

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

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

气班长、变电站值班长或正值。

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

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

符合国家规定的标准。

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

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

6.2.1 接受国调、网调的调度管理。

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

水库调度等专业管理和技术监督。

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

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

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

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

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

6.3.1 接受省调的调度管理。

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

库调度等专业管理和技术监督。

6.3.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理。

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

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

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

6.3.10 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。

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

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

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

7.1 省调调度管辖设备范围

7.1.1 四川 500kV 系统（含 500kV 站内无功补偿设备）。

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

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

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

7.3 县调调度管辖设备范围由地调另行规定

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

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

7.5.2 省调调度许可的范围包括：

7.5.2.1 属地调调度管辖的 220kV 设备。6

7.5.2.2 省调委托地调调度管辖设备。

7.5.2.3 地调合解不同厂站间电磁环网，且环网内包含省调调度管辖设备。

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

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

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

自动化管理部门调度管辖。

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

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

责本地区电力通信网的调度管理。

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

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

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

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

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

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

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

汇报值班调度员。

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

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

应及时通知下级调度机构值班调度员。

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

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

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

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

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

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

度管辖设备的影响由地调自行考虑。

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

前得到省调值班调度员的许可。

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

8.10.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。

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

或信息完整准确，操作前应得到上级调度自动化管理部门的许可。

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

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

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

9.1 各级调度机构值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，应按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员必须执行调度指令，并对指令

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

个人不得非法干预调度系统值班人员发布或执行调度指令。

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

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

时，应主动复诵指令下达时间和内容并与发令人核对无误后才能执行。指令执行完毕后，应立即向值班

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

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

进行监护，并做好录音和记录。

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

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

发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的值班人员应当执行该指令。

9.4 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负

责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。

9.5 发供用电单位和调度机构负责人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经

上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，现场事故处理规程内已有规定者除外。9.6 调度系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级

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

员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度系统值班人员以及不允许执行或允许不执行调

度指令的领导人均应负责。

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

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

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

拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。

9.8 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接受限电指令 的调度系统值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电

数量者按违反调度纪律处理。8

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

10.1 频率及川渝联络线潮流

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

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

下达的有关联网运行规定执行。

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

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

时，应立即汇报值班调度员。

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

送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。

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

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

符合调度机构的有关规定。

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

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

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

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

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

调度管理由地调统一负责，各级调度机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。

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

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

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

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

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

曲线规定的范围之内。

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

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

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

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

压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。9

高峰负荷时，应按发电机 P－Q 曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压在电压曲

线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

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

线电压在电压曲线的偏下限区域运行；

c)平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值；

d)当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值

班调度员。

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

运行电压超出电压曲线规定范围时及时汇报值班调度员。

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

调压方法进行。

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

压；

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

压；

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

电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员；

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

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

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

定其运行档位，未经调度机构同意，不得自行改变；

b)装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好

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

接头应经省调值班调度员许可。

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

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

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

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

10.2.8 电压调整主要有以下措施：

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

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

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

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

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

11.2 操作前应认真考虑以下问题：

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

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

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

功补偿装置投入是否正确。

11.2.4 操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。

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

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

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

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

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

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

值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。11.3.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合指令，明

确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向

值班调度员汇报。11.4 操作指令票制度

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

11.4.1.2 发电厂开停机炉、加减出力。11.4.1.3 拉闸限电。

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

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

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

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

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

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

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

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

作票应考虑以下主要内容： 11

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

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

11.4.5.6 根据一次接线决定母差保护的运行方式。

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

互感器短接退出。

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

员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。11.4.7 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员必须得到值班调度员正式发布 的“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照“预

定联系时间”进行操作。

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

若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。

11.5 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关的情况时，应做到：

11.5.1 借用旁路（或母联）开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，进行调度关系

转移，并明确预计借用期限。

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

借用该开关的值班调度员下达全部操作指令。

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

值班调度员，恢复原调度关系。

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

作，应及时进行，必要时应推迟交接班。11.6.1 交接班时。

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

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

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

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

在电压幅值差不大于 20％、500kV 系统在电压幅值差不大于 10％，频率差不大于 0.5Hz 的情况下进行

并列，并列频率不得低于 49Hz。所有并列操作必须使用同期装置。

11.7.2 解列操作前，应先将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个

系统频率、电压均在允许范围内。11.8 合解环路的操作规定

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

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

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

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

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

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

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

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

合闸停用，充电正常后自行恢复启用。

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

值以上，勿使发电机产生自励磁。

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

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

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

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

有特殊规定或经领导批准的除外。

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

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

司分管领导批准。

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

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

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

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

11.10 变压器操作规定

11.10.1 变压器并列运行的条件 11.10.1.1 接线组别相同。

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

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

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

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

查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值。

11.10.4 并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸须由一台倒换至另一台时，应先合上另一台中性

点接地刀闸，再拉开原来的中性点接地刀闸。

11.10.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地。调度要求中性点

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

11.11 500kV 高压电抗器操作规定

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

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

11.12 500kV 串联补偿装置操作规定

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

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

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

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

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

串补装置转运行。11.13 母线操作规定

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

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

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

后退出充电保护。

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

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

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

11.14 开关操作规定

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

检查确认三相均已接通，三相电流平衡。

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

进行分相操作。

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

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

11.15.1 允许用刀闸进行下列带电操作：

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

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

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

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

11.16 零起升压操作规定

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

过电压，必要时可降低发电机转速。

11.16.2 零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机的强行励磁、自动

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

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

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

它非零起升压回路开关的压板，主变压器中性点应接地。

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

备用，防止开关误合造成非同期并列。12 事故处理 12.1 一般原则

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

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

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

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

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

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

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

位询问事故情况或占用调度电话。

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

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

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

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

快汇报值班调度员。

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

12.1.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

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

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

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

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

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

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

调度指令相抵触。

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

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

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

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

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

12.2.3 线路故障跳闸后，强送前应考虑：

12.2.3.1 正确选择强送端，使系统稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定 的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高系统稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要

变电站侧开关强送。

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

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

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

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

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

时故障来考虑事故处理。

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

人员撤离现场之前不得强送。

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

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

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

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

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

12.4.1 变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对变压器及保护进

行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。

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

变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。

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

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

整变压器中性点接地方式。12.5 高压电抗器事故处理

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

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

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

12.6 串补装置事故处理

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

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

地操作应在线路转冷备用 15 分钟后进行。

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

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

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

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

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

故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

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

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

整系统相关保护定值，恢复母线送电。

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

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

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

设备上工作。

12.8 开关故障处理

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

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

况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

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

处理，仍无法消除故障，可采取以下措施。

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

关在合闸位置。

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

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

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

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

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

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

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

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

续时间不超过 30 分钟。

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

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

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

站，使频率迅速恢复至 49.5Hz 以上。

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

动作情况，切断相应频率未动作的开关，并汇报上级值班调度员。

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

调度员的同意。

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

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

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

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

施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况。

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

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

首先对电压最低的地区实施限电。

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

12.10.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽 快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢 复正常。

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

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

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

12.11 系统异步振荡事故处理 12.11.1 系统异步振荡的主要现象

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

电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。

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

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

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

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

12.11.2 系统异步振荡的处理方法 18

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

荡消除，但不应使频率低于 49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。

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

备用水轮机组，使电网频率恢复到 49.5Hz 以上，直至振荡消除。

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

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

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

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

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

但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

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

经同期合上相应的开关。

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

置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。

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

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

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

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

增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12.15.2 当厂站与调度机构通信中断时：

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

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

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

12.15.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执

行操作前，失去通信联系，则该操作指令不应执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指

令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的汇报前，与受令单位失去通

信联系，则应认为该操作指令正在执行中。

12.15.4 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.15.4.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离。

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

超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

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

与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

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

期间应汇报事项。

12.16 省调调度自动化系统全停或主要功能失效时的事故处理

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

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

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

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

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

构值班调度员汇报。

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

重大事件详细情况的电子邮件（或传真）发送至省调。20

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

故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

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

13.2.3 人身伤亡事故：各生产运行单位在管辖范围内调度运行过程中发生的人身伤亡事故。13.2.4 自然灾害事故：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大威胁和影响。

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

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

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

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

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

a)发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；

b)220kV 用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》；

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

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

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

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

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

备投入申请书（格式见附录 B）。14.1.5 新设备投运应具备下列条件：

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

14.1.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括 PSS 功 能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数达到有关国家及行业

标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。

14.1.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）。

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

装置已按给定的定值整定。

14.1.5.5 已与省调签定并网调度协议。

14.1.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕。21

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

14.1.5.9 生产准备工作已就绪（包括厂站规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应

调度方案的熟悉等）。

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

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

调度机构许可后，方可进行启动投运操作。

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

所需的运行方式。

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

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

14.2.4 新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启

动委员会的许可后才能进行启动。

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

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

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

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

表、日生产统计数据等各类报表。14.3 设备异动管理

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

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

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

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

告中注明，必要时应向省调报送有关资料、试验方案等。15 运行方式制定

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

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

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

两部分。运行方式应经相关电网企业分管领导批准后执行。

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

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

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

15.3 月度运行计划的制定 22

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

后，报电网企业分管领导批准后下达。15.4 日调度计划的制定

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

管领导批准后下达。

15.5 保电方案和系统特殊运行方式的制定

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

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

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

校核。调度机构负责对发电、供电调度计划的执行情况进行考核。

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

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

16.4 省调可根据系统发供电平衡情况，负责组织实施跨省临时电力电量交易。

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

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

量采用如下标准：

16.5.1 负荷备用由旋转备用提供，容量应不低于最大发电负荷的 2％。

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

最大单机容量或可能失去的最大受电功率。

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

大发电负荷的 8～15％。

16.5.4 除上述备用外，低谷时段还应留有适当的调峰备用容量。

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

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

16.8.1 调度机构应依据相关规定负责对所辖发电厂（网）的运行考核。

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

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

办法按相关规定执行。

16.9 电业局（公司）的考核结算

16.9.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算。

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

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

办法按相关规定执行。

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

（公司）上报的日负荷预测曲线。

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

给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括修改后的临时调整曲线）。23

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

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

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

情况，并作相应说明。

16.10.3 关口的临时变化应立即上报省调。17 检修管理

17.1 检修计划管理

17.1.1 省调调度管辖设备的检修、试验必须纳入设备检修计划。

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

17.1.3 检修计划分、季度、月度及周计划。

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

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

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

平衡后下文执行。

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

况，制定次月月度检修计划并随月调度计划下文执行。

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

定下一周电力系统检修计划，并在周运行方式中发布。

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

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

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

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

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

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

17.2.5 设备检修应综合考虑电力系统安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

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

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

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

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

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

统情况，决定是否同意安排，并告知申请单位。

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

17.3.2.3 值班调度员有权批准下列非计划检修：

a)设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

b)在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修；

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

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

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

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

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

调补办设备停修申请书。

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

调批准后执行。

17.4.6 检修工作内容必须同停修申请书申报内容一致。

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

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

仍需检修的，在系统允许的时间，重新办理设备停修申请书。

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

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

仍未开工的，该停修申请书作废。

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

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

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

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

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

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

计算在检修时间内。

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

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

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

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

单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。25

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

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

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

业申请，并明确是否有控制负荷、停用重合闸、事故跳闸可否强送电等要求。

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

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

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

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

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

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

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

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

17.8 电力通信、调度自动化设备检验检修管理

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

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

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

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

设备的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

通知相关调度自动化管理部门值班人员。

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

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

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

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

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

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

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

信电路，再进行故障抢修和分析。

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

施，同时向相关电力通信管理部门汇报。

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

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

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

调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

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

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

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

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

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

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

控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。

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

级调度机构管辖设备的部分应经上级调度机构审核。

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

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

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

额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。27

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

殊运行方式的稳定限额逐级下达给监控单位执行。18.3 系统稳定运行规定

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

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

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

稳定破坏时的处理措施。

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

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

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

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

司分管领导批准。

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

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

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

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

送有关资料，若设备技术性能发生改变，发电厂还应重新进行并网安全性自评价。

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

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

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

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

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

定机网协调要求。继电保护及安全自动装置 19.1 运行管理

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

程，并报有关部门备案。

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

现场运行规程执行。

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

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

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

场值班人员技术交底。

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

中性点接地方式。改变变压器中性点接地方式时，应经相关调度机构批准。28

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

安全自动装置，还应对各套装置进行调度编号。

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

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

行波测距装置结果等报调度机构。

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

进行事故分析。

19.1.9 继电保护装置应按规定投入，不允许一次设备无保护运行。

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

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

a)220kV 线路失去全线速动保护；

b)500kV 断路器失去断路器保护；

c)220kV 母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。

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

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

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

括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。

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

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

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

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

系统的检验管理同继电保护装置。19.2 继电保护定值管理

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

必须满足上级调度机构所提出的要求。

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

19.3 定值单管理

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

19.3.4 继电保护和安全自动装置应依据定值单整定，并按照调度指令启用。

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

整定单位确定处理方案。

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

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

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

19.4 装置管理

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

故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。

19.4.2 调度机构应制定继电保护和安全自动装置配置与选型原则。

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

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

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

19.4.3.3 安全自动装置。

19.4.3.4 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。

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

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

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

划，调度机构应参与审核。

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

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

报告，并督促相关单位落实整改措施。

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

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

构的要求予以配合。

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

调度机构批准。基建工程中应与一次设备同步投运。19.5 检验管理

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

网继电保护及安全自动装置检验工作管理规定》等要求进行检验。

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

继电保护和安全自动装置的检验。

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

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

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

定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。30

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

验管理的要求进行。

19.6 220kV 及以上系统继电保护装置运行操作规定 19.6.1 线路保护

19.6.1.1 在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投运。投运前，线路两侧厂

站值班人员应测试纵联保护通道正确。

19.6.1.2 当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。19.6.1.3 线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同。19.6.1.4 500kV 线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。19.6.1.5 500kV 线路停运、而开关合环运行时，应投入短引线差动保护。19.6.1.6 500kV 线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

19.6.1.7 500kV 线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。

19.6.1.8 220kV 线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调

整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。

19.6.1.9 配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备

用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同。

19.6.1.10 在任何情况下，线路输送功率不应超过距离 III 段阻抗值整定允许的功率。19.6.1.11 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

19.6.1.12 在 110kV、220kV 厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内 开关零序保护。

19.6.1.13 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机

（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。

19.6.2 母差保护和断路器失灵保护

19.6.2.1 母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，应按现场运行规程调整母差保 护运行方式。

19.6.2.2 500kV 母线不允许无母差保护运行。特殊情况下 220kV 母线无母差保护运行时，应按规定调

整相关保护定值。

19.6.2.3 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作

为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。

19.6.2.4 开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。19.6.2.5 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。19.6.2.6 配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用。

19.6.2.7 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护 也应停用。

19.6.3 变压器和电抗器保护

19.6.3.1 500kV 变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

19.6.3.2 220kV 变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。

19.6.3.3 变压器充电时，主变保护应按规定投入跳闸。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统

造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV 主变压器退出差动保护应经省调分管领导批 准）。

19.6.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变

时，应按现场规程调整中性点接地保护。

19.6.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，（中）当高压侧开关断开运行时，（中）高

压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。19.7 安控装置管理 31

19.7.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由

两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。

a)根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能；

b)联切机组（并网线路）和负荷功能；

c)低频、低压就地切负荷功能；

d)高频、高压就地切机（并网线路）功能；

e)设备过载联切机组功能；

f)失步解列功能。

19.7.2 调度机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、电业局（公司）、电力用户负责

根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场 运行规程。

19.7.3 调度机构负责安控装置及有关通道的调度管理，发电厂、电业局（公司）、电力用户负责安控

装置及有关通道的运行管理及维护工作。

19.7.4 未经调度机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。19.7.5 安控装置的定值应按调度机构下达的定值单整定。启停安控装置及其有关功能等，均应按值班

调度员的调度指令执行。未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变安控装置 的运行方式。19.7.6 各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合切负荷方案的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。19.7.7 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。19.7.8 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。19.7.9 安控装置的启停

19.7.9.1 安控装置启用应注意：

a)确认系统的运行方式，核对安控装置的定值；

b)根据启停调整通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能；

c)检查并确认有关厂站的安控装置工作正常；

d)按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能；

e)启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需

向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。19.7.9.2 安控装置停用应注意：

a)确认系统的运行方式；

b)根据启停调整通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能；

c)按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能；

d)停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电

站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。

19.7.10 安控装置的运行

19.7.10.1 现场运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机

情况确定所切机组）、装置异常或故障的处理。

19.7.10.2 当系统运行方式变化时，应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因

故停运时，应相应调整系统运行方式。

19.7.10.3 安控装置异常时，应及时向省调值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。19.7.10.4 安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部

分停运。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。32

19.7.10.5 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集

切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。19.7.11 安控装置的联调 19.7.11.1 安控装置的联调应由调度机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。19.7.11.2 调度机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应 的调试细则。

19.7.11.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。19.8 电力系统低频、低压自动减负荷管理

19.8.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施，地调应根据省调下

达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。19.8.2 各地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本

地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。

19.8.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。19.8.4 低频、低压自动减负荷装置的运行管理

a)正常情况下，装置应按要求投入运行，并保证能够有效切除负荷；不应擅自将装置退出运行

或通过备用电源自动投入装置转供所切负荷。

b)装置的定期检验和更改定值应经值班调度员同意方可进行。

c)装置动作后，厂站运行值班人员应立即向值班调度员汇报，并逐级汇报到省调，未经省调值

班调度员同意不得恢复送电。

d)各地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际

投运情况进行统计和分析，并报送省调。19.9 备用电源自动投入装置的管理

19.9.1 调度机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护

单位应组织制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。

19.9.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求：

a)备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最

终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。

b)对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投

装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。

c)备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行

要求。

19.9.3 变电站运行值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置、投退相关压板，并根据现

场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。20 调度自动化 20.1 一般原则 20.1.1 各电业局（公司）应设置相应的调度自动化管理部门，发电企业及变电站的运行维护单位应设

置负责子站设备运行维护的部门及专职（责）人员。

20.1.2 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年

以上者，上岗前应重新进行考核。新设备投入运行前，应对运行值班人员和专责维护人员进行技术培训 和技术考核。

20.1.3 调度自动化主站系统运行管理由调度自动化管理部门负责，厂站调度自动化设备的日常巡视和

运行维护由各电业局（公司）、发电厂自动化子站设备维护部门负责。调度自动化管理部门对所辖的发

电厂、变电站自动化子站维护部门实行专业技术归口管理。33

20.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足

电力系统调度运行管理的需要。20.2 调度自动化管理部门主要职责

20.2.1 负责调度管辖范围内自动化系统运行的归口管理和技术指导工作。20.2.2 负责制定调度管辖范围内自动化系统的运行、检验的规程、规定。20.2.3 负责本调度机构主站系统的建设和安全运行、维护，保证向有关调度传送信息的正确性和可靠 性。

20.2.4 参加调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计审查、招评标和验收等工作，并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。

20.2.5 监督调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。20.2.6 参加审核调度管辖范围内子站设备更新改造项目。20.2.7 审批调度管辖范围内子站设备的定检计划和临检申请，制定主站系统的技术改造和大修计

划并负责实施。

20.2.8 负责调度管辖范围内自动化系统运行情况的统计分析。20.3 厂站调度自动化子站维护部门主要职责

20.3.1 参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站设备各阶段的设计、招评标等工作。20.3.2 负责和参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并 参加培训。

20.3.3 制定运行维护范围内子站设备的现场运行规程及使用说明。20.3.4 负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作。

20.3.5 提出运行维护范围内子站设备临时检修（临检）申请并负责实施。

20.3.6 制定运行维护范围内子站设备定检计划、更新改造工程计划并负责实施。20.3.7 负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析，保证向有关调度传送信

第四篇：《山东电力系统调度管理规程》定稿

山 东 电 力 系 统

调

度 管 理 规

山东电力集团公司 二OO九年九月

程

目 录

第一章 总 则....................................................................1 第二章 调度管理.................................................................3 第一节 调度管理任务.........................................................3 第二节 调度管理基本原则..................................................4 第三节 调度汇报制度.........................................................6 第四节 调度应急管理.........................................................8 第三章 调度设备管辖范围划分原则...................................9 第四章 系统运行方式编制和管理.....................................11 第一节 系统运行方式管理................................................11 第二节 运行方式编制................................................11 第三节 月、日调度计划编制............................................12 第四节 特殊时期保电措施编制.........................................13 第五章 设备检修调度管理................................................14 第一节 检修计划管理.......................................................14 第二节 检修申请管理.......................................................14 第六章 新设备启动投产管理............................................18 第一节 新建输变电设备启动投产管理..............................18 第二节 新建发电机组启动并网管理.................................19 第七章 系统频率调整及有功管理.....................................23 第一节 发电出力管理.......................................................23 第二节 负荷管理...............................................................24 第三节 频率（联络线）调整............................................25 第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理.....................25 第八章 系统电压调整及无功管理.....................................27 第一节 系统无功管理.......................................................27 第二节 系统电压调整.......................................................27 第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理.....................29 第九章 调度操作管理.......................................................31 第一节 操作一般原则.......................................................31 第二节 操作制度...............................................................34 第三节 基本操作规定.......................................................35 第十章 电力系统事故及异常处理.....................................41 第一节 事故处理一般原则................................................41 第二节 频率异常处理.......................................................44 第三节 电压异常处理.......................................................46 第四节 主要设备事故处理................................................47 第五节 电网解、并列事故处理.........................................54 第六节 系统振荡事故处理................................................54 第七节 通信、自动化系统异常时有关规定及事故处理....57 第十一章 机网协调管理....................................................59 第十二章 继电保护调度管理............................................61 第十三章 安全自动装置管理............................................64 第十四章 调度自动化系统管理............错误！未定义书签。第十五章 调度通信系统管理............................................69

附录一 调度术语示例.......................................................71 附录二 省调管辖设备编号原则.........................................77 附录三 输电线路持续允许电流、功率..............................79 附录四 省调调度员职责及相关制度.................................80

第一章 总则

第一章

总

则

第1条 为规范电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电、用电各方的合法权益，特制定本规程。

第2条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电网运行准则》及电力行业有关标准，遵照上级调度规程规定制定。

第3条 山东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。

第4条 山东电力调度中心接受国家电力调度通信中心（以下简称国调）和华北电力调度通信中心（以下简称网调）的调度管理。

山东电力系统设置三级调度机构，即省、地区（市）、县（市）调度机构（以下简称省调、地调、县调）。各级调度机构在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第5条 调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是职能管理机构，在电力系统运行中行使调度权。

第6条 凡并入山东电力系统的各发电、供电（超高压公司）、用电单位，必须服从调度机构的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内具体实施调度管理。

第7条 山东电力系统各级调度机构值班人员，变电站、操作队、监控中心运行人员（以下简称变电运行人员），山东电力系统调度管理规程

发电厂值长（单元长、机组长）及电气运行人员统称调度系统运行值班人员，必须熟悉并严格执行本规程；有关领导、技术人员也应熟悉并遵守本规程。

第8条 本规程的解释权属山东电力调度中心。

第二章 调度管理

第二章

调度管理

第一节 调度管理任务

第9条 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：

1、按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定、可靠、经济运行。

2、调整电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准。

3、遵循资源优化配置原则，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足经济社会和人民生活用电需要。

4、按照“公开、公平、公正”的原则，依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。

第10条 调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥。

2、对所辖电力系统实施专业管理和技术管理。

3、指挥调度管辖范围内设备的操作；指挥电网的频率、区域控制偏差（ACE）和电压调整；指挥电力系统事故处理。

4、负责组织编制、执行电网运行方式和月、日调度计划，并对执行情况进行监督、考核；执行上级调度下达的跨省联络线运行方式和检修方式。

5、负责电力系统的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制电力系统安全稳定控制方案，参与事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施。

6、负责所辖电力系统的继电保护及安全自动装置、自动

山东电力系统调度管理规程

化和通信系统的运行管理。

7、负责新建机组的并网管理，签订并网调度协议；负责机组退出调度运行管理。

8、负责发电厂的机网协调管理。

9、负责调度系统的应急管理；负责编制黑启动方案，并组织黑启动试验。

10、负责调度系统有关人员的持证上岗管理和业务培训工作。

11、负责电网经济调度管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施。

12、参与电网规划编制工作，参与电网工程设计审查工作。

13、参与编制本网年、月发供电计划和技术经济指标。

14、行使电力行政管理部门或上级调度机构授予的其他职权。

第二节 调度管理基本原则

第11条 下列人员需经培训、考试，并取得《调度运行值班合格证书》，方可上岗，进行电力调度业务联系：

1、发电厂值长（单元长、机组长）、电气（集控）班长。

2、变电站（操作队、监控中心）站（队）长、值班员。

3、各级调度机构值班调度员。

第12条 值班调度员必须按照规定发布各种调度指令。所谓调度指令，是指上级值班调度员对调度系统下级运行值班人员发布的必须强制执行的决定，包括值班调度员有权发布的一切正常操作、调整和事故处理的指令。

第13条 省调值班调度员在调度关系上受上级调度机4

第二章 调度管理

构值班调度员的指挥，并负责正确执行上级调度机构的调度指令。省调值班调度员为省调调度管辖范围内系统的运行、操作和事故处理的指挥人，所属地调值班调度员、发电厂值长、变电运行人员，在调度关系上受省调值班调度员的指挥。省调值班调度员直接对调度范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。地调值班调度员及厂站值班员对其执行指令的正确性负责。

第14条 任何单位和个人不得干预调度系统运行值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。当发生无故拒绝或延迟执行调度指令、违反调度纪律的行为时，应依据有关法律、法规和规定追究受令人和所在单位的责任。

第15条 各级领导人发布的指示如涉及到值班调度员的权限时，必须经值班调度员许可方能执行（现场事故处理规程中有规定者除外）。各级领导人发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员；值班调度员直接接受和执行指示时，应迅速报告调度机构负责人。

第16条 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

第17条 网调调度设备状态改变前后，现场运行值班人员应及时向省调值班调度员汇报。网调管理设备，在操作前应征得网调许可，操作后应及时向网调汇报。网调和省调双重调度设备，双方均可操作，操作前后均要通知对方。

第18条 对于地调代管设备、省调许可设备，地调在操作前应向省调申请，在省调许可后方可操作，操作后向省调

山东电力系统调度管理规程

汇报。

第19条 紧急需要时，省调值班调度员对地调负责操作的设备可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知地调值班调度员。

第20条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。

调度术语示例见附录一。

第21条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员坚持该指令时，接令运行值班人员应立即执行，但是执行该指令确将危及人身、电网或者设备安全时，运行值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第22条 厂站运行值班人员接到两级调度互相矛盾的调度指令时，应报告上级值班调度员，如上级值班调度员坚持该指令时应按上级调度指令执行，并向下级值班调度员说明。

第三节 调度汇报制度

第23条 各地调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向省调值班调度员汇报重要操作、重大设备异常、恶劣天气6

第二章 调度管理

情况等，同时省调值班调度员应将运行方式变化及重大异常运行情况告知有关单位。

第24条 省调管辖及许可设备发生异常或事故时，地调调度员、发电厂值长、变电运行人员，须立即汇报省调值班调度员。省调值班调度员应按照规定向上级调度和有关领导汇报。

第25条 遇下述情况之一者，省调值班调度员应立即报告网调值班调度员： 1、300MW及以上机组故障跳闸。

2、统调发电厂全停。

3、电网解列成两部分或多部分。

4、大面积停电或极重要用户停电。

5、发生稳定破坏事故。

6、重大人身伤亡事故。

7、重要设备严重损坏。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

第26条 地调、发电厂管辖设备遇下列情况之一者，应立即报告省调值班调度员：

1、重要发供电设备损坏或遭受较大的破坏、盗窃。

2、发生人身伤亡或对重要用户停电。3、220kV变压器、线路非计划停运或故障跳闸。4、220kV任一段母线故障跳闸。

5、电网损失负荷（包括事故甩负荷、安全自动装置动作切负荷和限电、事故拉路）。

6、地区电网发生功率振荡和异步振荡。

7、调度管辖范围内发生误调度、误操作事故。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

山东电力系统调度管理规程

9、预报有灾害性天气或天气突然变化。

第27条 调度员值班期间，不得离开调度室，如必须离开时，应经领导同意，由具有值班资格的人员代替。发电厂值长离开值班室时，应指定有调度联系资格的专人负责调度联系，并事先报告值班调度员。

第四节 调度应急管理

第28条 调度应急管理遵循预防为主、统一指挥、迅速响应、分级负责、保证重点的原则。

第29条 为了保证应急机制有效运转和应急预案有效执行，各级调度机构应成立相应的应急组织机构并明确职责。应急组织机构人员名单和联系方式报上级调度机构备案。

第30条 调度机构应建立应对突发事件的工作机制，编制相应工作预案，并报上级调度机构备案。预案内容包括组织机构、应急预案启动和解除条件的判定、工作流程、人员到位要求、向公司应急领导小组和上级调度机构的报告程序等。

第31条 调度机构应组织相关应急培训和应急预案演练，调度系统运行值班人员应熟悉有关应急预案的措施和要求。调度机构每年至少组织一次联合反事故演习，相关厂站按照调度机构要求参加联合反事故演习。

第32条 调度机构根据电网发展变化情况编制并及时修订黑启动方案。黑启动方案包括研究方案、试验方案和调度操作方案。黑启动方案必须得到电网经营企业的批准，并报上级调度机构备案。

第33条 调度机构按照规定编制并及时修订调度管辖范围内的典型事故处理预案。发电厂和变电站制定全厂（站）停电预案和保厂（站）用电方案并报所辖调度机构备案。第三章 调度设备管辖范围划分原则

第三章

调度设备管辖范围划分原则

第34条 山东电力系统设备按照调度管辖划分为网调调度、省调管辖、地调管辖、县调管辖设备。

第35条 网调调度设备为跨省联络线及相关设备。网调与省调调度分界设备定为网调与省调双重调度设备。

第36条 省调管辖设备划分原则

山东电力系统内，除上级调度机构管辖外的以下设备为省调管辖设备：

1、单机容量50MW及以上的发电机组。

2、主要发电厂的主要设备（500kV变压器、母线，单元接线的220kV升压变压器，接有600MW及以上单机的220kV母线，接有机组容量600MW及以上的重要220kV母线，无功补偿设备）。

3、装机容量超过10MW的并网风电场。4、500kV变电站的主要设备（主变、母线、无功补偿设备）。5、220kV变电站中存在稳定问题的220kV母线和出线6条及以上的重要220kV母线。6、500kV线路，跨地区（供电区）的220kV线路。

7、省调管辖设备配置的继电保护、安全自动装置以及有关的自动化、通信设备；机组涉网保护以及有关的调节控制系统。

省调管辖设备中，运行状态变化对华北主网或邻网的安全稳定运行和继电保护配合产生较大影响的设备，列为网调管理设备，山东电力系统内网调管理设备由网调规程确定。

省调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大的 山东电力系统调度管理规程

发、输电设备，可委托地调代管。如：部分发电厂设备，风电场，部分跨地区的220kV线路。

第37条 地调管辖设备划分原则

地区电网内非省调管辖的主要发、输、变电设备。地调管辖设备中，其操作对省调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，列为省调许可设备。

第38条 县调管辖设备原则在地区电力系统调度规程中明确。

第39条 发电厂厂用电设备及热电厂的供热设备，由各厂自行管理。第四章 系统运行方式编制和管理

第四章

系统运行方式编制和管理

第一节 系统运行方式管理

第40条 根据调度管辖范围，调度机构负责编制系统的运行方式、月度调度计划、日调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施。

运行方式、月度调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施须经相应公司分管领导批准，日调度计划由相应调度机构领导批准。

第41条 编制系统运行方式应遵循电网安全、优质、经济运行原则，并满足下列要求:

1、满足《电力系统安全稳定导则》的要求，当电网发生N-1故障时，能保证电网安全稳定运行。

2、能迅速平息事故，避免事故范围扩大，最大限度保证重要用户的连续可靠供电。

3、短路电流不超过开关的额定遮断电流。

4、具有足够的备用容量。

5、电能质量符合相关标准。第42条 发电厂、地区电网的正常结线应与主网的正常结线相适应。发电厂的正常结线应保证发电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。地区电网的正常结线应首先保证主网的安全。

第二节 运行方式编制

第43条 运行方式的主要内容包括：

1、上电网运行情况总结。山东电力系统调度管理规程

2、本新建及扩建设备投产计划。

3、本电网分月电力平衡分析（包括负荷预测，发电预测，外网受、售电计划），调峰能力分析。

4、本发输电设备检修计划。

5、电网结构变化、短路分析及运行结线方式选择。

6、电网潮流计算分析。

7、电网稳定计算分析。

8、无功电压和网损管理分析。

9、安全自动装置配置和低频、低压自动减负荷整定方案。

10、系统安全运行存在问题及措施。

第三节 月、日调度计划编制

第44条 月度调度计划的主要内容包括:

1、电力平衡方案。

2、发输变电设备检修计划。

3、新设备投产计划。

4、重大检修方式下的电网分析及措施。

5、联络线送、受电计划。

第45条 日调度计划的主要内容包括：

1、全网、地区电网预计负荷和负荷限额。

2、批复的设备检修申请。

3、联络线送、受电计划。

4、发电厂及电网出力计划（每日负荷备用容量不小于最大发电负荷的3%，事故备用不小于本系统一台最大机组的容量，上述备用容量应根据电网结构合理分布，调用应不受系统安全的限制）。

5、开停机方式安排，机组AGC投停计划。第四章 系统运行方式编制和管理

6、检修方式出现薄弱环节的潮流分析、反事故措施和有关注意事项。

第四节 特殊时期保电措施编制

第46条 电网特殊时期（含节假日）保电措施应包括电网日调度计划（含前后各1日）的全部内容，并制定保电预案。山东电力系统调度管理规程

第五章

设备检修调度管理

第一节 检修计划管理

第47条 电力系统内主要设备实行计划检修。设备年、月度检修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第48条 发电厂应在每年10月15日前，向省调报送下发电机组检修计划；省调根据电网负荷预测和电力平衡情况，对检修计划进行统筹安排，于每年11月15日前，批复下一发电机组检修计划。根据《发电企业设备检修导则》的规定，每台机组每年只安排一次A、B、C级计划检修，D级检修根据系统运行情况在月度计划中安排。

电网输变电设备的计划检修按照有关规定执行。第49条 各单位应在每月15日前将次月检修计划（包括新设备投产计划）报省调。省调批准后于月底前5天下达，属网调调度及管理的设备由网调批准。月度检修计划包括网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修。

第50条 发电厂的省调许可设备，其检修计划由发电厂报所属地调，地调安排后报省调。

第二节 检修申请管理

第51条 设备检修或试验虽已有计划，有关单位仍需在开工前履行申请手续。网调调度设备、网调管理设备，在开工前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前2个工14

第五章 设备检修调度管理

作日12时前向网调提出申请，省调在网调批复后通知有关单位。

省调管辖设备、省调许可设备，按管辖范围在开工前2个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前1个工作日17时前批复申请并通知有关单位。

超高压、发电厂的检修工作，涉及省调、地调管辖设备停电的，应向相应地调提交检修申请，再由地调向省调提出申请。

节日检修（含节后第一个工作日）应在节前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在节前1个工作日12时前批复。

第52条 对于网调调度设备的检修开工令，若网调值班调度员下达给厂站运行值班人员，厂站运行值班人员应立即汇报省调值班调度员，完工后由受令单位向网调值班调度员汇报，同时汇报省调值班调度员；若网调值班调度员下达给省调值班调度员，省调值班调度员向申请单位下达开工令，完工后申请单位向省调值班调度员汇报，省调值班调度员向网调值班调度员汇报。

第53条 网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修开工令，由省调值班调度员下达给提申请的发电厂值长、地调值班调度员、超高压公司生产调度值班员，完工后由受令单位向省调值班调度员汇报。

网调管理设备，在操作前须征得网调值班调度员的许可，在开竣工后省调值班调度员应汇报网调值班调度员。

第54条 地调管辖设备停电，需省调管辖设备配合停电、代用或需将负荷调其他地区电网供电时，也应按照第51条规定执行。

第55条 检修申请应包括以下内容：停电范围、检修性 山东电力系统调度管理规程

质、主要项目、检修时间、最高（低）出力、降出力数额及原因、紧急恢复备用时间以及对系统的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未履行申请及批准手续，不得在设备上工作。

地调代管、省调许可设备，地调在向省调提申请前要对地区电网进行分析，提出运行方式调整及需采取的措施，报省调审核、批准。

第56条 网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备检修工作到期不能竣工者，申请单位应按申请程序向省调值班调度员提出延期申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的延期申请。

输变电设备预计提前竣工的，应在竣工前3小时向省调汇报，延期申请应在批准竣工时间前3小时提出。机炉设备延期申请应在批准工期未过半时提出。

第57条 网调调度、网调管理、省调管辖的继电保护、自动装置和远动设备停用、试验、改变定值，影响发电厂出力的附属设备及公用系统检修、消缺等工作，也应按上述有关条款规定执行。

第58条 设备非计划停运，可随时向省调值班调度员提出申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的非计划停运申请。

第59条 省调值班调度员有权批准下列临时检修项目： 1、8小时内可以完工，且对系统和用户无明显影响的检修。

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第60条 省调批准的设备检修时间计算：

第五章 设备检修调度管理

1、发电机组检修时间从设备断开，省调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。申请时间包括停、送电操作及检修时间。

第61条 省调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报省调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。如带电作业需持续多日时，应遵循“当日工作，当日结束”的原则。

第62条 发电设备检修（计划检修、非计划停运及消缺）工作结束前一日12时前应向省调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。山东电力系统调度管理规程

第六章

新设备启动投产管理

第一节 新建输变电设备启动投产管理

第63条 调度机构应参与新建（含扩建或改建）输变电设备可行性研究、初步设计审查等前期工作。

第64条 对于需接入山东电力系统的220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，运营单位应在启动前3个月向省调上报新设备编号建议。省调在新设备启动前2个月明确调度名称、调度管辖范围划分、电力电量计量点等。

省调管辖设备编号原则见附录二。

第65条 对于网调调度、省调管辖及省调许可的新设备，运营单位应在启动前3个月向省调提供书面资料，同时提供有关电子文档。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数。

3、线路长度、导线规范、杆号、同杆并架情况等。

4、继电保护、安全自动装置配置及图纸（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

5、试运行方案、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。

在向省调提供资料的同时，也应将有关资料报相关地调。通信线路和通信设备的资料报通信管理部门。

第66条 对于220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，在启动前15天由运行单位书面向省调提出启动措施。其内容包括：启动日期、启动范围、接带负荷、对电网的要求等。

第六章 新设备启动投产管理

第67条 相关单位应在新设备启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产设备参数、母线联结方式等基础数据，并经省调审核。

第68条 省调应在新设备启动前5个工作日答复下列问题：

1、运行方式和主变分头位置，变压器中性点接地方式。

2、省调调度员名单。

3、继电保护及安全自动装置（调试）定值。

第69条 新设备启动申请应在启动前3个工作日12时前向省调提出申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第70条 提交新设备启动申请前必须具备下列条件：

1、基础数据已维护正确并经调度机构审核确认。

2、调度自动化信息接入工作已经完成，调度电话、自动化设备及计量装置运行良好，通道畅通，实时信息满足调度运行的需要。

3、启动、试验方案和相应调度措施已批准。第71条 新设备启动前必须具备下列条件：

1、设备验收合格。

2、所需资料已齐全，参数测量工作已结束。

第72条 新设备投入运行必须核相。设备检修改造后，如需核相由运行单位在申请中向相应调度机构提出。

第73条 地调管辖的220kV新设备，在向所属地调申请启动的同时，也需将设备规范、一次结线、主变分接头运行位置等主要资料报省调。

第二节 新建发电机组启动并网管理

第74条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体 山东电力系统调度管理规程

或产权归属，均应遵照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规的规定，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第75条 发电厂应在机组启动并网前3个月，向省调提供书面资料和有关电子文档（外文资料需同时提供中文版本），提出一次设备编号建议。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数（抽水蓄能电站应包括水库资料）。

3、继电保护、安全自动装置配置及图纸资料（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

4、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。省调应在机组启动并网前2个月确定调度名称，下达调度管辖范围和设备命名编号。

第76条 发电厂应在机组并网前45天，以公文形式向省调提交机组启动试运申请书。省调应在收到机组启动试运申请书后15天内进行批复，申请书至少应包括以下内容：

1、机组名称和参数。

2、预计机组总启动日期、要求的机组启动调试期。

3、调试项目及措施、调试负责人或工作联系人等。第77条 新建机组具备并网条件后，发电厂应在机组启动并网前15天提出并网条件验收申请。省调在收到并网条件验收申请书5个工作日内答复，验收工作应在机组启动并网前5个工作日完成。

第78条 发电厂应在机组启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产机组参数等基础数据，并经省调审核。

第79条 省调应在机组启动并网前5个工作日编制完成20

第六章 新设备启动投产管理

机组启动并网调度措施，下达启动调试方案和安全自动装置定值。

第80条 新建机组启动并网前应具备以下条件：

1、新建机组配套送出工程（一次和二次设备）的建设、调试、验收已完成，具备并网机组电力送出的必要网络条件。

2、发电厂与电网企业签订《并网调度协议》等相关合同协议书。

3、取得质检部门签发的《机组整套启动前质量监督检查报告》，并完成对相关问题的整改。

4、发电厂值长、单元长、电气班长取得上岗证书，名单已报调度机构。

5、现场规程、保厂用电措施和全厂停电应急预案等资料齐全，并报调度机构。

6、相关调度管理及应用系统安装完毕，并已接入调度机构。机组数据注册完毕。

7、新建机组调试大纲、电气试验方案、并网调试方案已报调度机构。

第81条 新建机组并网必备条件验收合格后，应在启动前3个工作日12时前向省调提出启动申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第82条 启动试运机组应视为并网运行设备，纳入电力系统统一运行管理。与电网运行有关的试验须经调度机构批准，调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。

第83条 启动试运机组进入和完成168（72＋24）小时满负荷试运，发电厂值长均应及时向调度机构值班调度员汇报。山东电力系统调度管理规程

第84条 新建机组移交生产前应完成以下调试试验项目：

1、发电机组励磁系统、调速系统、PSS试验。

2、发电机进相运行试验。

3、发电机组一次调频试验。

4、发电机组AGC试验。

5、发电机甩负荷试验。

6、电网要求的其他试验。

第85条 新建机组完成满负荷试运后1个月内，应完成第84条规定的所有试验。试验完成后，电厂应及时向调度机构提供试验报告，经调度机构审核确认符合要求，机组方可移交生产。第七章 系统频率调整及有功管理

第七章

系统频率调整及有功管理

第一节 发电出力管理

第86条 发电厂应按日发电调度计划曲线运行，并根据调度指令调整出力。

第87条 省调值班调度员根据系统情况或上一级调度指令，有权修改各发电厂调度计划曲线。

第88条 发电厂向省调上报月度检修计划的同时，应说明各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，经省调批准执行。当出力变化时，应于前2个工作日12时前向省调提出申请，并经批准。

第89条 运行设备异常等原因使机组最大连续出力和最小技术出力发生临时变化时，发电厂值长应向省调值班调度员报告改变原因并提出申请。

第90条 省调对非灵活调度发电机组实行计划管理。非灵活调度发电机组是指发电机组不在已经核定的最大、最小技术出力间灵活调整的，或者需连续运行而不能参与调峰的机组(新建机组并网调试期间、发电机组开停机过程除外)。

不超过30天的短期非灵活调度发电机组，发电厂每月15日前向省调报送次月计划申请书；超过30天的长期非灵活调度发电机组，发电厂提前3个月以公文形式报送计划申请书。

第91条 发电厂燃料供应不足时，应向省调提出降出力或停机申请，避免全厂低于最小运行方式或全厂停机。山东电力系统调度管理规程

第二节 负荷管理

第92条 各供电公司应做好本地区负荷预测工作，避免因实际用电负荷与预测负荷偏差较大而造成ACE（频率）越限、设备过负荷及低电压运行。

第93条 负荷预测分为负荷预测、月度负荷预测、日负荷预测、节日负荷预测。

地区负荷预测应包括每月最高、最低负荷，在每年10月底前报省调。月度负荷预测应在前1个月20日前报省调。日负荷预测曲线按96点进行编制，在前1个工作日的15时前报省调。

法定节假日3个工作日前上报地区负荷预测曲线，并可每日进行修改上报。节假日最高、最低负荷预测应在10天前报省调。

第94条 各供电公司应于每年一季度末向省调上报经政府主管部门批准的“地调限电拉路序位”、“地调事故拉路序位”和“省调事故拉路序位”。省调应每年修订“省调事故拉路序位”，并报政府主管部门批准。

第95条 若发电出力不能满足用电需求，或因发输电设备计划检修造成地区电网供电能力不足，省调在进行电力平衡时，应按照批准的方案分配地区用电限额，各地调按分配的负荷限额控制地区负荷。

第96条 电网实时运行过程中，因发输电设备故障导致不能满足用电需求时，省调应向相关地调下达限电或事故拉路指令，明确拉路数额、范围及执行时间。地调按照限电拉路序位或事故拉路序位立即执行。第七章 系统频率调整及有功管理

第三节 频率（联络线）调整

第97条 山东电网频率标准为50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下电网频率按50±0.1赫兹控制。

第98条 为监视电网频率，各级调度机构调度室、发电厂控制室、变电监控中心、110kV及以上变电站应装有数字式频率表。

第99条 电网频率及区域控制偏差（ACE）调整由省调值班调度员负责。发电厂值长、地调值班调度员对保证频率及ACE在规定范围，与省调值班调度员负有共同责任。

第100条 联网运行方式下，山东电网按联络线功率及频率偏差（TBC）方式控制。当山东电网与华北主网解列时，由省调负责山东主网的调频工作，山东电网按定频率控制（CFC）方式控制。

第101条 负责ACE调整的机组由省调指定，正常情况下由投入AGC功能的机组承担；特殊情况下可以指定有条件的机组进行人工调整。当机组失去调整能力时，发电厂值长应立即向省调值班调度员汇报。

第102条 省调应严格执行跨省联络线送受电计划。由于特殊情况，需要修改次日的联络线计划时，应于当日12时前向网调提出申请。

第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理

第103条 运行的200MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，新投产100MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，并满足山东电网机网协调技术要求。

第104条 机组的AGC功能正常投停方式按省调通知执行，值班调度员有权根据电网需要临时调整。未经调度许可 山东电力系统调度管理规程

（紧急情况除外）不得擅自退出功能或修改控制参数。

第105条 发电厂因设备消缺等原因不能按规定投入AGC功能时，由发电厂值长向值班调度员提出申请，经同意后方可退出。当AGC功能退出后，机组按调度计划出力曲线接带负荷。机组AGC功能因故紧急退出，发电厂值长应立即汇报省调值班调度员。

第106条 机组AGC装置的检修试验工作均应履行检修申请手续。

第107条 发电厂应编写AGC现场运行规程，并上报省调备案。第八章 系统电压调整及无功管理

第八章

系统电压调整及无功管理

第一节 系统无功管理

第108条 省调依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》，负责220kV及以上电网电压与无功功率的运行控制及管理。

第109条 为保证电网电压质量，220kV及以上电压等级发电厂、500kV变电站的500kV和220kV母线定为省调电压考核点。

第110条 220kV变电站的220kV母线为省调电压监测点。

第111条 未列入省调电压考核点的发电厂、220kV变电站各级母线为地调电压监测点。

第112条 省、地调按调度管辖分工，根据电网负荷变化和调压需要对发电厂电压考核点和电压监测点编制和下达电压曲线。电压考核点和电压监测点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求。

第113条 凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表等均应与相关设备同步投产。

第二节 系统电压调整

第114条 调整电压的原则：

1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。

2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，山东电力系统调度管理规程

避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。

3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功出力，保持电网稳定运行。

第115条 500kV变电站运行值班人员发现500kV母线电压低于500kV或高于550kV，220kV母线电压低于220kV或高于242kV时，应立即报告省调值班调度员。

网调确定的电压监测点，其运行电压范围依照网调规定执行。

第116条 220kV变电站220kV母线电压低于213.4kV或高于235.4kV时，变电站（或监控中心）运行值班人员应立即报告所属调度值班调度员。

第117条 发电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照调度下达的电压曲线自行调整无功出力，合格调压范围为目标值电压的98%-102%。

1、无功高峰负荷期间，发电机无功要增到考核点电压达到目标电压值或按发电机P-Q曲线带满无功负荷为止。

2、无功低谷负荷期间，发电机无功要减到考核点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98以上（或其他参数到极限）。

3、已执行上款规定但考核点电压仍高达目标电压值的102%及以上时，100MW以下容量发电机组功率因数要求达到1（自动励磁调节装置投运），100MW及以上容量发电机组功率因数要求达到省调规定的进相深度。

4、发电厂可投切的低压电抗器组，由发电厂电气运行值班人员根据母线电压和发电机功率因数按规定自行调整。第八章 系统电压调整及无功管理 5、500kV变电站电容器组、低压电抗器组的投切，有载调压变分接头的调整，由变电站运行值班人员根据母线电压按规定自行调整，但操作前后应向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应及时记录。

6、可单独投切的500kV高抗，省调值班调度员可根据有关规定及电网实际运行情况进行投停操作。

第118条 地调值班调度员要加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过采取调整机组无功出力、投退无功补偿设备等措施，保证220kV主变高压侧功率因数高峰时段不小于0.95，低谷时段不大于0.95。

如全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。

第119条 变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。

第120条 电压调整的主要方法：

1、改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器。

2、改变变压器分头。

3、改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配。

4、抽水蓄能机组调相运行。

5、开启、停运机组。

6、改变电网结线方式，投、停并列运行变压器。

7、限制电压过低地区的负荷。

第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理

第121条

省调根据电网安全运行需要确定AVC子站布 山东电力系统调度管理规程

点。

第122条 山东电网AVC系统主站和子站设备均属省调管辖。省调值班调度员负责AVC子站的投入或退出，发电厂值长负责每台机组AVC功能的投退。

第123条 安装AVC子站的发电厂，当子站投入且省调AVC主站处于闭环控制（遥调方式）时，考核点电压按主站下发的指令调整；当投入本厂就地闭环控制（就地方式）或AVC子站退出运行时，考核点电压要依照省调下达的电压曲线调整。

第124条 发电厂和变电站的AVC子站正常应投入运行（自动方式），由省调根据实际情况决定采用遥调或就地方式。

第125条 新（扩、改）建的AVC子站，投入运行前应进行试验和调试，并将调试试验报告、现场运行管理细则报省调备案。AVC子站设备定值需报省调审核后执行。

第126条 影响AVC功能的子站设备检修或更换后，应进行相关的试验。

第九章 调度操作管理

第九章

调度操作管理

第一节 操作一般原则

第127条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对省调管辖的设备有影响，操作前应通知省调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行，省调委托地调代管设备、省调许可设备的操作，地调值班调度员在操作前必须经省调值班调度员的同意，操作后汇报省调值班调度员。

第128条 地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。

第129条 3/2接线一串中的两个设备由不同调度管辖时，该串中任一开关、刀闸的操作需征得另一方的许可并经管辖母线的调度同意。

第130条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第131条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员下达给操作队（或监控中心）值班人员;对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员直接下达给变电站值班人员。

省调值班调度员将操作指令直接下达变电站（或监控中心），由变电值班人员实施操作，操作队值班人员应按计划到现场。

山东电力系统调度管理规程

第132条 值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第133条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要特别注意下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率（ACE）、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响。必要时，应对电网进行在线安全计算分析并做好事故预想。

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

3、操作顺序的正确性，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸和带地线合闸等。

4、继电保护、安全自动装置和变压器中性点接地方式的适应性。

5、线路“T”接线。

第134条 操作指令分逐项指令、综合指令和单项指令。涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。

2、投入或退出一套保护、安全自动装置。

第九章 调度操作管理

3、投入或退出机组AGC、AVC、PSS。

4、发电机组启停。

5、事故处理。

第135条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写倒闸操作票，根据值班调度员指令实施操作。

单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令。

第136条 省调值班调度员的操作指令，应由地调值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电运行人员接受，并汇报执行结果。

第137条 省调值班调度员为便利操作或在通信中断时，可以通过地调值班调度员、发电厂值长转达指令和汇报，也可委托地调值班调度员对省调管辖设备进行操作。

委托操作应在操作8个小时前通知受委托地调和受令单位（异常和事故处理不受此时间限制），同时将有关安全、技术措施一并下达。操作结束后，地调将调度权交还省调。

第138条 省调值班调度员应在前一工作日17时前，将操作任务通知有关单位。

第139条 接地刀闸（地线）管理规定：

1、凡属省调管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地线），由省调操作管理。

2、线路出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂站运行值班人员操作管理。

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3、检修人员在线路上装设的工作地线，由检修人员操作管理。

第二节 操作制度

第140条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。

3、现场根据调度预告的步骤，写出倒闸操作票，做好操作准备。

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修票中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想。

5、填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。

6、新设备启动送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第141条 复诵指令制：

接受操作预告、操作指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。

第九章 调度操作管理

第142条 监护制：

调度操作指令票一般由副值调度员填写，调度长（正值）审核。

发布操作指令和收听操作汇报，一般由副值调度员实施，调度长（正值）监护。

第143条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第三节 基本操作规定

第144条 变压器操作 1、110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

2、变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。500kV变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电。

3、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

4、变压器并列运行的条件：（1）结线组别相同。（2）电压比相同。（3）短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在

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任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

5、倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷，才允许停其他变压器。

6、并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后拉开要停用的中性点接地刀闸。

第145条 开关、刀闸操作

1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关分、合闸后，厂站必须检查确认开关三相位置。

2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

3、母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时则反之。

4、刀闸的操作范围：

（1）在电网无接地故障时，拉合电压互感器。（2）在无雷电活动时拉合避雷器。

（3）拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线。

（4）在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。（5）与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。

（6）拉合3/2接线的母线环流。其他刀闸操作按厂站现场规程执行。第146条 母线操作

1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。

2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，36

第九章 调度操作管理

现场应断开母联开关操作电源。

3、无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及安全自动装置二次回路的相应切换。

5、进行母线倒闸操作时应注意：（1）对母差保护的影响。

（2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。（3）主变中性点接地方式的适应性。（4）防止PT对停电母线反充电。

（5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。

第147条 线路操作

1、线路停电操作顺序：

拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。

线路送电操作顺序： 拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。

值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。

2、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其他事故。

山东电力系统调度管理规程 3、500kV、220kV双回线或环网中一回线路停电时，应先拉开送电端开关，后拉开受电端开关，以减少开关两侧电压差，送电时反之；如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环。有特殊规定的除外。

直配线路停电时一般先拉开受电端开关，后拉开送电端开关。送电时反之。

4、操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑：（1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。（2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。（3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。

第148条 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间，按有关规定或启动措施执行。

第149条 500kV高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

第150条 解、并列操作

1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率（ACE）、潮流、继电保护与安全自动装置的变化，并通知有关单位。

2、准同期并列的条件：（1）相序、相位相同。（2）频率相同。（3）电压相同。

3、并列时调整频率的原则：

（1）发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。

第九章 调度操作管理

（2）电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。

4、并列时调整电压的原则：

（1）发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。

（2）电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

5、电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。

凡有并列装置的厂站运行人员必须达到能操作并列的要求。

第151条 解、合环操作

1、值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、安全自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。

2、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

3、环形网络只有相位相同才允许合环。

4、合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第152条 零起升压操作

1、担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。零起升压前，发电机强励、自动电压调整装置、失磁保护退出，联跳其他非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

2、升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其他非

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零起升压回路开关压板退出。

3、对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

4、零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第十章 电力系统事故及异常处理

第十章

电力系统事故及异常处理

第一节 事故处理一般原则

第153条 省调值班调度员在事故处理时接受网调值班调度员指挥，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性和及时性负责。

第154条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第155条 电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：

1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。

2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距。

3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。

4、人身安全和设备运行异常情况。

第156条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。网调管理设备

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和网调省调双重调度设备发生故障时，省调在进行处理的同时报告网调。

第157条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施。

2、厂（站）用电全停或部分停电时，恢复送电。

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用。

4、将已损坏的设备隔离。

5、电源联络线（网调调度设备除外）跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或合环。

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。

7、本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第158条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第159条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断。

2、按照规定及时处理异常频率、电压。

3、防止过负荷跳闸。

4、防止带地线合闸。

5、防止非同期并列。

第十章 电力系统事故及异常处理

6、防止电网稳定破坏。

7、开关故障跳闸次数在允许范围内。

第160条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理告一段落，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。

第161条 在事故处理过程中，为缩小事故范围、防止设备损坏、解救触电人员以及对电网的紧急调整等进行的操作称之为应急处理操作。是否为应急处理操作，由值班调度员认定。

值班调度员发布应急处理操作的调度指令称为应急指令。

第162条 应急指令的执行

1、受令单位接到值班调度员发布的应急指令后，在保证安全的前提下，应尽可能提高应急处理操作的速度。

2、执行应急指令时可不用操作票，但应做好记录。

3、对于无人值守变电站，操作单位执行应急指令时，能遥控的设备必须用遥控操作。

4、应急处理过程中，现场可采取一切通信方式尽快与调度联系。

5、执行应急指令需要解锁操作时，可由操作队或变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具，发电厂由当值值长下令紧急使用解锁工具，操作完毕后应及时向防误闭锁专责人汇报。

6、执行应急指令优先于执行正常操作指令。

第163条 事故处理时，要全部录音并做好记录。对重大事故当值调度员应在3日内写出事故报告。

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第164条 重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。

第165条 交接班时电网发生事故，应停止交接班。由交班调度员（运行人员）进行处理，接班调度员（运行人员）协助，待事故处理告一段落后，再进行交接班。

第二节 频率异常处理

第166条 电网发生事故导致跨省联络线送受电偏离计划时，省调值班调度员应立即报告网调，按照网调要求采取措施尽快恢复联络线计划。

第167条 当电网频率低于49.8赫兹时，省调值班调度员按照网调值班调度员指令立即调整发电厂出力，解列抽水工况运行的抽水蓄能机组，启动抽水蓄能机组发电工况运行。当电网备用出力不足时，省调值班调度员立即对地调值班调度员下达限电或事故拉路指令。地调接到指令后，应在15分钟内完成。

当频率低至49.5赫兹且有继续下降趋势或低于49.8赫兹持续时间超过15分钟以上时，省调值班调度员按照省调事故拉路序位直接拉路，使频率低于49.8赫兹的持续时间不超过30分钟。

第168条 当电网频率低于49.25赫兹时，各发电厂、变电站（或监控中心）运行值班人员应主动迅速地将装有低频自动减负荷装置应动而未动的线路拉闸；抽水蓄能电站值班人员将抽水工况运行的机组解列，自行启动机组发电工况运行。

当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调度员应立即自行按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第十章 电力系统事故及异常处理

当频率低于48.5赫兹时，发电厂运行人员按本厂“事故拉路序位”立即拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。

当频率低于48.0赫兹时，省调值班调度员、地调值班调度员、发电厂值长可不受事故拉路序位的限制自行拉停负载线路或变压器，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第169条 当电网频率低于46.0赫兹时，按所管辖调度机构批准的“保厂用电方案”，发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其他机组自行从电网解列(如现场规程有明确规定，按现场规程执行)。

第170条 当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动联系值班调度员将解列的发电机并入电网。

第171条 电网低频率运行时，对拉闸和低频自动减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的设备由省调下令恢复送电。

第172条 当电网频率持续偏高且无法调整时，省调值班调度员可令各厂采取措施降低出力或让部分机组滑减出力直至停机。

第173条 下级调度机构未按上级调度机构指令或有关规定及时限电或拉闸，所引起的一切后果由其负责。

第174条 一般情况下，电网频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±0.5赫兹的持续时

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间不得超过15分钟。

第175条 局部电网解列时，装机容量小于3000MW的电网正常频率为50±0.5赫兹。一般情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过20分钟;频率超过50±1赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±1赫兹且持续时间不得超过15分钟。

第三节 电压异常处理

第176条 一般情况下，220kV及以上母线电压超出规定电压±5%的持续时间不应超过1小时；超出规定电压±10%的持续时间不应超过30分钟。任何情况下，电压超出规定电压±5%的持续时间不得超过2小时；超出规定电压±10%的持续时间不得超过1小时。

第177条 当220kV及以上母线电压低于规定电压的95%时，省调值班调度员采取措施使电压恢复正常，必要时在低电压地区限电。

当电压低于规定电压的90%时，省调值班调度员应立即在低电压地区事故拉路，直至电压恢复正常。

第178条 当发电机电压降至额定电压90%以下时，现场运行值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉路顺序自行拉路，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。

第179条 当220kV及以上母线电压高于规定电压的105%时，现场运行值班人员应及时汇报省调值班调度员。省46

第五篇：《江苏电力系统调度规程》宣贯材料

《江苏电力系统调度规程》宣贯材料

江苏电力调度交易中心

（2006年3月）

一、江苏电网概况及特点

1、电网规模

江苏电网地处华东电网腹部，东联上海、南邻浙江、西接安徽；现由6条500千伏省际联络线分别与上海黄渡、浙江瓶窑、安徽繁昌相联；2条500千伏线路与山西阳城电厂相联； 500千伏龙政双极直流与三峡相联。全省基本形成了“三纵三横”的500千伏网架，220千伏电网已逐步实现分层分区运行。

截止2005年底，江苏电网统调电厂79座，机组250台，总装机容量3988.72万千瓦。其中30万千瓦及以上机组67台，容量2529.18万千瓦，占总容量的63.4%。500千伏变电所、开关站21座，变压器33台，变电容量为2525万千伏安，输电线路72条，总长度6576.72公里（含省际联络线）；220千伏变电所、开关站225座，变压器427台，变电容量为5893万千伏安，输电线路608条，总长度12544.33公里。

2005年江苏电网最高统调用电负荷3319.3万千瓦（8月16日，同比增长35.2%），最高统调日用电量6.984亿千瓦时，（8月16日，同比增长31.2%），统调用电量累计1894.9亿千瓦时，同比增长

19.22%。2、2005年电网运行特点

（1）全省电力资源由紧缺向自给有余过渡：2005年前三季度，全省电力资源总体偏紧，夏季用电高峰出现了一定的电力缺口，主要通过增加区外来电和实施局部地区的错峰限电措施得以解决；从9月份开始，电力资源出现了一定程度的富裕。

（2）电力电量同步大幅增长：在统调用电负荷大幅增长的同时，年统调用电量增长率达到19.22％，出现了电力电量同步大幅增长的局面。全年统调发电量的增幅超过用电量达16个百分点，主要得益于区外售电的有效开展。

（3）一批500kV输变电工程建成投运对全网发用电平衡和电力外送发挥了重要的作用。500kV西通道的建成投运，使得500kV过江通道的输送能力由450万千瓦提高到650万千瓦，2005年9月19日电网实际输送潮流曾达638.6万千瓦，为江北电网多余电力的顺利外送并全部参与江南电网的发用电平衡、为电力交易的有效开展创造了良好的条件。500kV伊芦变、龙王山变以及三堡、吴江扩建第二台主变的投运，对提高连云港、徐州地区电力外送能力和南京、苏州南部地区的受电能力发挥了重要的作用。

（4）大量提高电网输送能力措施的实施使电网输送瓶颈大大减少。2005年先后实施了500kV武南、车坊、东善桥闸刀更换以及500kV三堡-双泗线路、部分220 kV线路的增容改造、500kV苏北稳定控制系统以及扬州、夏港等6座电厂送出工程稳定控制系统建设，使电网

输、配电瓶颈大大减少，基本实现了有电送得出、落得下、供得上。3、2005年电网运行突出矛盾

（1）500kV变电所潮流分布不均衡，部分500kV主变供电能力没有得到充分利用。受电网结构限制，石牌、泰兴500kV主变下送功率较小，有时甚至出现反送500kV电网的情况，而相邻的车坊、江都变已处于重载或过载状态，通过运行方式调整仍然难以解决。

（2）限制电网短路电流的运行方式调整十分频繁，电网安全供电受到较大影响。2005年主要依赖电网运行方式调整来限制电网短路电流，有时不得不采取特殊运行方式。频繁的运行方式调整使电网操作压力大幅增加，电网安全运行受到严峻考验。一些220kV线路被迫提前实施开断，电网的供电可靠性也受到较大影响。

（3）电源点电力外送矛盾较突出，切机措施的大量实施使电网安全运行压力大幅增大。由于电源建设速度加快，部分配套项目不能同步建成等，2005年新增或扩建电源出现比较多的电力送出受阻矛盾，全年实施了夏港、新海等6个电厂的稳定控制切机措施，过多的稳定控制措施使电网安全运行压力大幅增大 4、2006年电网总体运行情况预测

（1）根据2005年负荷实测情况、地区负荷增长水平及近阶段实际负荷增长趋势，预计2006年全省用电负荷仍将保持高速增长的态势，夏季高峰全网统调最高用电负荷4000万千瓦，比2005年最高用电负荷3319.3万千瓦增长20.51%。

（2）全网电力电量增速将趋缓，全省发用电基本平衡，略有富

裕，发电利用小时数将有所下降；局部地区发用电平衡因燃机气源的不稳定存在一定的不确定性。

（3）电源建设继续保持快速增长，电力资源近年来将首次超过电网供电能力；苏州南部、常锡电网500kV主变供电能力有所不足，苏北五市电力输送瓶颈矛盾加剧。由于电力资源富裕，电力输送压力将进一步加大，电力资源短缺时未暴露的一些电网运行矛盾将逐步显现。

（4）500kV沿江输送通道将建成投运，500kV电网形成“三纵四横”格局，西电东送能力将得到提高。田湾核电等机组投运后，500kV过江通道输送潮流将出现较严重的不均衡，北电南送能力将有一定程度的下降。

（5）苏南电网短路电流水平超标矛盾依然突出，苏北电网部分站点短路电流水平将首次超标。通过运行方式频繁调整解决电网短路电流超标的局面在2006年仍将不会改变，部分电网分层分区方案将在2006年被迫提前实施，电网规模效益和供电可靠性受到一定的影响。5、2006年江苏电网主网运行特点

2006年夏季高峰前，江苏电网将建成500kV武北—张家港—（国华）—徐行沿江输送通道，500kV电网形成“三纵四横”网架结构。

500kV武北变及其220kV配套工程建成投运后，将形成以新桥、吕墅为枢纽变的辐射型供电网络，常州电厂、谏壁电厂（部分）直接或间接接入武北变；长湾输变电工程建成投运后，成为谏壁电厂电力

外送的主通道，可提高谏壁电厂电力外送的能力；唐子、王石输变电工程建成投运后，盐城电网与泰州北部电网的联络得到加强，北五市220kV电网电力外送能力得到提高。

220kV电网将在2005年运行方式的基础上进一步实施分层分区运行，形成7个供电区域，分别为江北分区、宁镇西分区、武北分区、武南宜兴分区、无锡分区、苏州南分区、苏州北分区。其中，武北分区与武南宜兴分区将通过一回220kV联络线保持弱联系，淮阴220kV电网与扬州、南京电网之间的联络线将视潮流情况适时开断运行，实现淮阴电网与扬州、南京电网的分区运行。

500kV江都—泰兴双线建成投运后，江苏电网过江断面输送能力将得到提高，扬州、泰州220kV电网可实现分层分区运行。

二、《江苏电力系统调度规程》修改背景

近年来，江苏电网发生了很大变化，尤其是采用高科技手段调控电网的能力不断提高，建成了调度生产信息管理系统，实现了基于数据网络的多种业务应用和流程控制；建成江苏电力通信主干光纤网和ATM数据交换网，建立了覆盖全省各主要调度对象的电力信息高速公路，加之电网继电保护装置配置全面实施微机化。此外，投运了沙河抽水蓄能电站和厂站综合自动化及AVC系统，还大大增加了220千伏无人值班变电站等。同时，我国电力体制改革进一步深化，实现了厂网分开、华东区域电力市场投入模拟运行，国家电监会也对电网调度提出了有关要求。因此，1997年出台的《江苏电力系统调度规程》已不能很好满足江苏电网实际运行要求。为适应电力体制改革和

电力市场运营的需要，充分发挥电力调度在保障电网安全、电力市场运作、优化资源配置和协调厂网关系等方面的作用，确保江苏电网安全、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》、《电力监管条例》和国家、地方政府以及适用于电力工业的法律、法规及标准，结合江苏电网实际情况，2004年8月起省公司组织人员对《江苏电力系统调度规程》着手进行修改。新版《江苏电力系统调度规程》增加条款主要有针对华东电力市场的“执行电力市场运营规则，负责电力市场运营”；涉及无人值班变电站安全运行的“无人值班变电站调度管理”及加强无功电压管理的“自动电源控制系统的调度管理”和在紧急情况下确保电网安全运行的“电网黑启动原则”等。新版《江苏电力系统调度规程》重点加强调度管理、加强维护电网安全稳定运行考核、加强技术监督和机网协调等，进一步提高了江苏电网调度管理规范化、制度化和法制化水平。新版《江苏电力系统调度规程》2005年11月1日正式颁布执行。

三、《江苏电力系统调度规程》的主要内涵

新版《江苏电力系统调度规程》（以下简称“调度规程”）共十五章370条（不包括三个附件），原《江苏电力系统调度规程》十五章222条。修改后的“调规”在原来的基础上新增148条。“调度规程”的主要特点：

1、突显总则、精练意深

“调度规程”第一章“总则”分为三节14条，占全部内容的3.78%，但精练的表述突显了调度规程的核心内涵。主要体现在以下方面：

（1）明确调度规程制定的目的、依据和遵守原则（第1-3条）。

本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》和国家、地方政府以及上级电力管理有关部门制定的适用于电力工业的法律、法规及标准。

（2）阐明调度规程的适用范围，强调执行规程的严肃性（第4-7条）。

本规程适用于江苏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

（3）突显电力调度实施“统一调度、分级管理”的原则，明确组织形式与相关职责（第8-10条）。

按照国家五级电力调度机构设置原则，江苏电力调度机构设置采用三级制，即省调 地调、县调。各级调度机构应对应调度运行、运行方式、电力市场、继电保护、电力通信、调度自动化等专业，设立与本省电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。江苏电力系统中的发电厂应有负责运行管理的职能部门，设立与本省电力调度管理相适应的专业岗位，配备相适应的专职人员。

（4）确保调度工作的正常不间断运作，提出相应的安全保障措施（第11-12条）。

应有两个不同电源点的市电供电，并配备不间断电源和事故照明。有条件的电力调度机构应建立备用调度中心。

（5）明确调度管理的基本任务（第13-14条）。

电力系统调度管理必须依法对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，领导所辖电力系统运行、操作和事故处理，负责电力市场运营，履行相关职责。

2、围绕核心、明确职责

“调度规程”第二至第五章，明确电力系统及其调度系统是一个不可分割的整体，必须遵守“统一调度、分级管理”和“严守纪律、服从调度”的原则，才能确保电力系统的安全稳定运行。主要体现在以下方面：

（1）调度管辖范围划分的原则（第二章第15-19条）。

按照统一调度、分级管理的原则和便于指挥等要求，根据本网的网络结构特点和电网发展的趋势，确定调度管辖范围的划分。

（2）调度管理制度（第三章第一节第20-33条）。

省调值班调度员是江苏电力系统省调调度管辖范围内的运行、操作和事故处理的指挥人，负责正确执行网调的调度指令。各级调度机构、各并网发电厂、变电所的运行值班人员，必须严守调度纪律，服从调度指挥。

（3）无人值班变电所调度管理（第三章第二节第34-36条）。

江苏电网无人值班变电所实行地区监控中心统一管理模式，明确了正常调度操作和异常及事故处理的要求。

（4）重大事件汇报制度（第三章第三节第37-40条）。

遇有重大事件时，应严格按照上级调度关于重大事件汇报的规定执行。规定重大事件时，地调值班调度员和发电厂值长应立即向省调电话汇报事件的简要情况，不得拖延。并在4小时之内将详细情况以书面形式汇报省调调度处。

（5）系统运行方式的编制和管理（第四章共四节第41-50条）。

根据统一调度分级管理的原则，江苏电网各级调度机构根据各自的电网调度管辖范围，负责编制本地区电网的、季度（月度）运行方式，经本单位主管领导批准，报上级电力调度机构。并对编制、季度（月度）、日常和特殊时期运行方式提出规范要求。

（6）设备检修的调度管理（第五章二节第51-65条）。

设备检修计划按时间分为、季度、月度和日检修计划。按设备检修类别分为定期、临时检修等。按检修设备分为：发电、变电、输电、继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信等设备。明确设备检修计划的主要内容有：停电场所、停电范围、工作内容、停电开始时间、停电结束时间、备注（送电时要求：是否要冲击、核相、带负荷试验等）。

3、调度协议、共同遵守

根据电力系统自身的特点与规律以及社会主义市场经济运作的模式，相关法律、法规规定并明确了并网调度协议的签定是确保电力系统安全稳定运行的前提，本“调度规程”明确了调度协议的签定、执行以及新设备启动等相关内容。

（1）并网管理的依据与执行（第六章第一节第66-70条）。

凡需并入江苏电网运行的发电厂，必须在并网前与江苏电网经营企业签订并网协议。

用户的并网应符合《电力供应与使用条例》和有关技术规定及运行要求，特殊用户的并网还应与相关调度机构签定有关协议。

（2）并网调度协议的签定与执行（第六章第二节第71-73条）。

并网调度协议签订各方应遵循电网运行的客观规律，坚持确保电力系统安全运行和平等互利、协商一致的原则。

（3）并网运行技术条件和标准（第六章第三节第74-81条）。

并网运行的发电厂应符合国家有关法规、行业技术标准和江苏电网的运行规定。

（4）新设备按入系统管理（第七章第一节第82-100条）。

明确新设备启动前必须具备的条件和建设单位应（通过运行主管部门或所属地调）于启动前3个月提供的有关工程资料内容；规定相关调度部门应完成的工作。要求电力调度通信、调度自动化、继电保护及安全自动装置等电网配套工程，应与发电、变电工程项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。

（5）新设备启动原则（第七章第二节第101-112条）。

新设备启动应严格按照批准的调度实施方案执行，调度实施方案的内容包括：启动范围、调试项目、启动条件、预定启动时间、启动步骤、继电保护要求、调试系统示意图等。明确断路器、线路、母线、主变、机组、电流互感器和电压互感器的具体启要求。

4、安全运行、防患未然

电力系统的正常运行不仅有严格的质量要求，而且安全稳定运行是前提，是一项复杂的系统工程，需要相互配合、科学管理、技术支持、共同努力等各部门、各环节的的协调一致，才能取得佳绩。主要体现在以下方面：

（1）频率的调整标准及要求(第八章第一节第113-120条)。

明确频率调整的标准和调频厂选择的原则，要求并网发电厂机组必须具备一次调频功能，且正常投入运行。

（2）发电机组调节性能的调度管理（第八章第二节第121-125条）。

发电机组调节性能（调差性能、AGC调节性能和一次调频性能）应满足江苏电网的规定要求。

（3）系统运行备用的管理（第八章第三节第126-130条）。

电网运行备用分为旋转备用和非旋转备用。运行备用容量一般应满足系统负荷预测误差并考虑最大一台运行机组的额定容量。

（4）系统无功电压的调度管理（第九章第一、二节第131-147条）。

电力系统无功电压管理实行统一领导下的分级管理负责制，电网经营企业、发电企业和电力用户都应结合电网情况加强无功电压的管理，共同确保电能质量。省调负责领导220千伏电网运行电压的监视、调整及其它运行管理工作。各地调负责110千伏及以下电网运行电压的监视、调整和其它运行管理工作。

（5）自动电压控制系统的调度管理（第九章第三节第148-152条）。

装机容量50万千瓦及以上发电厂的机组应参与系统的AVC控制，实时跟踪省调AVC主站下达的电压目标值。

（6）网损管理（第九章第四节第153-156条）。

江苏电网网损实行分层、分区管理。省调负责220千伏网损管理和境内500千伏网损的统计，地区供电公司负责本地区110千伏及以下网（线）损的统计和管理。

（7）调度操作管理原则（第十章第一节第157-165条）。

省调直接、间接调度的设备，由省调通过“操作指令”、“委托操作”和“操作许可”三种方式进行调度操作管理。只有省调副值及以上值班调度员有权进行调度操作改变运行状态。有权接受省调操作指令的对象为：在省调备案的地调正值值班调度员、发电厂值长（或电气班长、机炉长）、变电所（或监控中心）正值班员。

（8）调度基本操作的要求（第十章第二节第166-173条）。

包括并列与解列操作、合环与解环操作、断路器操作、隔离开关操作、母线操作、线路操作、变压器操作和零起升压操作。

（9）系统稳定运行的管理（第十一章第一、二、三节第174-193条）。

明确系统稳定管理原则，规定稳定计算和稳定限额的管理。

（10）电网安全自动装置的管理（第十一章第四节第194-201条）。

电网安全稳定装置按调度管辖范围划分由相应调度机构归口管理，由设备运行维护单位负责运行管理。相应调度机构应制订、颁发新投运的电网安全自动装置运行管理规定。

5、事故处理、稳准迅速

电力系统的事故是国民经济的重大灾难，电力系统的异常及事故处理，涉及到方方面面，只有在调度的统一指挥、协调处理，方可保持电力系统的完整性，大系统的互补性以及供电的持续性。（1）电力系统事故处理的一般原则和规定（第十三章第一节第

202-204条）。

事故处理必须做到：尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁；根据系统条件尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电；调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

（2）频率异常的处理（第十二章第二节第205-210条）。

系统频率超出50±0.2HZ为事故频率。事故频率允许的持续时间为:超过50±0.2HZ，总持续时间不得超过30分钟;超出50±1HZ，总持续时间不得超过15分钟。

（3）电压异常的处理（第十二章第三节第211-219条）。

电压监视和控制点电压偏差超出电网调度的规定值±5%，且延续时间超过2小时；或偏差超出±10%，且延续时间超过1小时，为一般电网事故。

（4）电力系统各元件（设备）的事故处理（第十二章第四、五、六、七、八、九、十、十一节第220-249条）。

明确线路事故、母线故障和失电、系统解列事故、发电机事故、变压器及电压互感器、系统潮流异常、系统振荡事故、断路器及隔离开关异常的处理原则。

通信、自动化系统异常时的调度工作与事故处理（第十二章第十二节第250-256条）。

省调与其直接调度管辖的发电厂、变电所之间的调度专用电话、有线电话、移动电话都因故无法取得联系时，省调值班调度员可通过有关地调值班调度员转达调度业务。有关厂(所)也应主动与所在地区地调联系，并接受其转达的调度业务。同时应设法采取一切可能措施，尽快恢复通信联系。

（5）电网黑启动原则（第十二章第十三节第258-262条）。

电网黑启动是指整个系统因故障全部停电后，利用自身的动力资源（柴油机、水利资源等）或利用外来电源带动无自启动能力的发电机组启动达到额定转速和建立正常电压，有步骤地恢复电网运行和对用户供电，最终实现整个系统恢复的过程。省调，负责编制并执行220千伏电网恢复方案。各地调根据省调黑启动方案和本地区电网特点，负责编制并执行地区电网恢复方案。

6、二次系统、规范管理

电力系统中的二次系统（继电保护及安全自动装置、电力通信、自动化系统）是确保电力安全稳定的技术支持和不可缺少的部分，所以有关法律、法规明确规定二次系统要与一次设备同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。

（1）二次系统专业管理（第十三章第一节第263-266条；第十四章第一、二节；第299-306条；第十五章第一、二节第336-343条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化专业管理。

（2）二次系统运行管理（第十三章第二节第267-277条；第十四章第三节第307-319条；第十五章第三节第344-355条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化专业运行管理。

（3）二次系统设备管理（第十三章第三节第278-288条；第十四章第四节第320-322条；第十五章第四节第356-360条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化设备管理。

（4）二次系统涉及其它专业以及特殊要求的技术管理（第十三章第四节第289-294条；第十四章第五、六第323-331条；第十五章第五、六节第361-368条）。

主要包括继电保护及安全自动装置通道、电力通信频率和调度自动化信息管理。

（5）二次系统运行指标统计、评价和考核管理（第十三章第五节第295-298条；第十四章第七节332-335条；第十五条第七节第369-370条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化统计评价和考核。

四、“调度规程”重点修改和补充增加的内容

1、根据国家电监会《电网调度管理条例》的修改意见，将 “电网调度机构”统一改为“电力调度机构”。

2、原调度规程中的开关规范名称用“断路器”，闸刀规范名称用“隔离开关”。

3、第一章总则第2条：本规程制定的依据增加了《电力监管条例》。

4、根据调度系统安全性评价要求和“十一五”调度发展规划增加了：

第11条 各级电力调度机构的调度室和机房应有两个不同电源点的市电供电，并配备不间断电源和事故照明。

第12条 为在突发事件、自然灾害、战争时，保证提供不间断的电力调度指挥，有条件的电力调度机构应建立备用调度中心。

5、第13条 调度管理的基本职责：根据电力市场运行的需要，增加了“执行电力市场运营规则，负责电力市场运营”。

6、原调度规程第二章第11条“有关间接调度、委托调度和委托代管三种方式”调整为第三章调度管理第30条。

7、原调度规程第三章第13条“有关依法签定并网调度协议”调整为第六章并网调度管理第66条。

8、根据江苏电网无人值班变电所的运行情况，增加了“第二节无人值班变电站调度管理”（第34条—第36条）。

9、根据国家电力调度中心的要求，加强信息沟通的及时性，增加了“第三节重大事件汇报制度”（第37条—第40条）。

10、根据江苏电网运行方式编制要求，第46条增加了“省公司发展策划部、生产技术部、基建部和电力营销部在每年10月1日前提供资料的要求”。

11、第62条临时检修及其处理3．省调值班调度员有权批准下列设备的临时检修“（1）机组辅机失去备用，工期不超过两班。（2）辅机临时消缺影响机组出力，电网条件许可，工期以当班为限。（3）电气设备临时消缺对电网运行方式无明显影响，工期以当班为限”。比原规程第43条3．的要求更加严格。

12、为规范机组的并网管理，按照《江苏电网并网发电机组并网技术条件》，在第六章并网调度管理中增加了“第三节并网运行技术条件和标准”。（第74条—第78条）

13、第七章新设备接入系统运行的管理，有关时间要求按照“电网基建技改工程投运管理手册”执行。

14、第七章新设备接入系统运行的管理，按照多年来执行的电网新设备启动原则，增加了“第二节电网新设备启动原则：（第101条—第112条）。

15、第八章系统频率的调度管理，为确保电网与机组的稳定，提高电能质量，根据江苏省经贸委“统调发电企业考核办法”，增加了“第二节 发电机组调节性能的调度管理”（第121条—第125条）。

16、第八章系统频率的调度管理，根据华东电网运行备用管理规定，增加了“第三节系统运行备用管理”（第126条—第130条）。

17、第九章系统无功电压网损的调度管理，为加强电网的无功管理，增加了“第三节 自动电源控制系统的调度管理”（第148条—第152条）。

18、第九章系统无功电压网损的调度管理，为加强网损的统计和管理，增加了“第四节 网损管理”（第153条—第156条）。

19、第十章调度操作管理，有权接受省调操作指令的对象为增加了“监控中心正值班员”。

20、第十章调度操作管理第157条，根据优化江苏电网调度操作管理模式，明确省调直接、间接调度的设备，由省调通过“操作指令”、“委托操作”和“操作许可”三种方式进行调度操作管理。

21、第169条1.“允许用隔离开关进行近控操作的范围”改为“允许用隔离开关进行操作的范围”。

22、第169条 1.“允许用隔离开关进行操作的范围” 增加（6）“拉开或合上非3/2断路器结线的母线环流（不含用隔离开关隔离四段式母线的母联、分段断路器)，但此时应确认环路中所有断路器三相完全接通、非自动状态。”

取消原7）“拉开或合上开关旁路闸刀的旁路电流（但此时必须肯定断路器确实在三相完全接通，且必须将环路中断路器改为非自动）”。

23、第十一章 系统稳定运行的管理增加了“第四节 电网安全自动装置管理（第194条—第201条）

24、第202条事故处理的原则“尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电”。改为“根据系统条件尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。”

24、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第205条明确事故频率的范围”。

25、第206条频率异常的处理增加“根据ACE偏差情况进行处理的原则”。

26、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第211条明确事故电压的范围”。

27、第223条 带电作业的线路故障跳闸后，申请单位应迅速向省调值班调度员汇报，强调“省调值班调度员在得到申请单位同意后方可进行强送电”。与新的电力生产事故调查规程一致。

28、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第237条明确电网输电断面超稳定限额运行时间超过1小时为电网一般事故”。

29、第244条 母联及分段断路器正常运行发生闭锁分合闸的情况，应采取以下措施，增加3.“三段式母线分段断路器，允许采用远控方式直接拉开该断路器隔离开关进行隔离，此时环路中断路器应改为非自动状态，否则采用到母线方式隔离。”

30、第246条断路器非全相运行且闭锁分合闸，应立即降低通过非全相运行断路器的潮流，增加“4.三段式母线分段断路器，允许采用远控方式直接拉开该断路器隔离开关进行隔离，此时环路中断路器应改为非自动状态，否则采用调度停电的方式隔离该断路器。明确5.三段式母线母联断路器及四段式母线母联、分段断路器，采用调度停电的方式隔离该断路器。”

31、增加了自动化系统异常的调度工作和事故处理（第255条—第257条）

32、增加了电网黑启动原则（第258条—第262条）。

33、第276条增加了继电保护及安全装置整定单应每年核对一次，3-5年更新一次。取消一份退回省调继电保护科。

34、增加了第286条明确“新安装的继电保护及安全自动装置启动带负荷试验完毕，由设备运行维护单位继电保护专职人员确认后视

为正式投运设备”。

35、根据目前省公司的通信设置情况，省公司的通信专业用“省公司电力通信机构”表示。

36、根据国家电力监管委员会的第5号令《电力二次系统安全防护规定》的要求。增加了第368条明确“因违反规定造成后果的，责任单位应承担相应的责任。”

五、“调度规程”宣贯、培训及执行要求

1、江苏电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须认真学习“调度规程”、熟悉遵守“调度规程”并进行考核。其他与电力生产运行有关的管理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。

2、各地区供电公司调度机构，要做好“调度规程”在所在地区有关调度、生产、运行部门的学习宣贯、培训和考核工作。并根据“调度规程”结合本地实际情况修订各地区供电调度规程，（建议地区供电公司组织县公司参与修订市公司的调度规程，县公司可不必再修订；市公司的调度规程应包括配网调度的内容）。

3、各发电企业、地区供电公司变电、线路等部门根据“调度规程”对照、补充、修订现场运行规程并经生技、调度部门会签（审核）后报领导审批。

4、江苏电力系统内电力生产运行单位的调度规程和现场运行规程均应与本规程精神相符，不得与本规程相抵触。若有关条款涉及省级电力调度机构管理权限时，必须事先得到相应认定。

5、电力系统计划、基建、检修、设计、科研等非电力调度系统

部门在涉及省级电力调度机构业务管辖范围时，须遵守“调度规程”。

6、本“调度规程”适用于江苏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。任何违反“调度规程”的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。