电网调度安全思考

电网调度安全思考（精选8篇）

1.电网调度安全思考 篇一

县级电网调度安全运行管理之我见

袁云虎

摘要：电网调度是电力企业中的核心工作。电网安全稳定运行，直接关系经济社会的发展和稳定。本文主要探讨了确保电网调度安全运行的管理措施。

关键词：县级电网，电网调度，安全，管理

县级电网调度是我国电网调度的基层调度单位，其任务是组织、指挥、指导、协调本县电网的运行和操作，确保本县电网正常、检修、故障运行方式下最大限度地安全稳定、合理运行、连续供电。电网调度安全管理工作的好坏，将直接影响电网的安全、稳定、可靠运行。笔者结合工作实际，就搞好县级电网调度安全 运行管理工作谈一下自己的看法。

一、加强继电保护装置的运行管理

继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确运作。运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”。

“三个管好”：(1)管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚，便于运行中检查。(2)管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号,定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。(3)管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站(所)长抽查，压板的投切操作写入操作票。

“三个检查”：(1)送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。

(2)停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。(3)事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。

二、制订科学合理的运行方式

电网运行方式变更是调度部门的一项重要工作。运行方人员要熟悉电网结构、潮流分布；掌握电网有功、无功电能量情况；收集整理有关运行、检验资料；合理编制运行方式，编制电网可能发生的局部和全网性事故的处理方案，做好事故预想；提出电网各种事故情况下的处理方法，提高反事故能力；建立健全电网事故应急处置的组织措施和技术措施，有针对性地组织开展反事故演习，不断提高运行人员处理事故的实际能力和效率。

三、提高调度自动化水平

要加强电网调度自动化和电力通信管理工作，确保通信、电网调度自动化相关设备与一次系统同步设计、同步建设、同步验收、同步投入运行；确保电网通信、调度自动化系统及其相关设备的安全、稳定、可靠运行；确保远动、计量等信息的完整、准确。做好应急预案和系统关键设备的故障处理预案，保证电网事故状态下调度自动化信息准确，通信电路畅通。

四、电力调度安全风险及防范措施

调度误操作和调度事故误处理为重大危险源，为此，应采取合理的风险防范措施。

1、调度误操作

调度误操作多为习惯性违章所致。调度操作过程中具体防范措施如下：

(1)检修工作票的审核与答复。认真审核工作票填写是否规范，工作内容、工作时间、设备双重命名编号、特殊说明等是否清楚、明确；合格的工作票按调度规程规定执行工作答复，不规范的工作票申请退回重填。

(2)拟写操作指令票。应由有资格并熟悉系统运行方式的调度员拟写操作指令票；拟写前应认真核对工作申请票，核对模拟盘及SCADA画面，核对现场设备状态。

(3)审核操作指令票。审核内容包括操作指令是否规范、操作步骤是否合理、方式调整是否合理、是否按保护要求调整并考虑停电范围的影响。

(4)预发操作指令票。经审核合格的计划工作，其调度指令票应按规定时间提前预发，如未按预定时间预发，则该调度指令票作废。不论在网上传票或传真方式传票，都必须经电话与现场核对预发票内容；预发调令时应互通单位、姓名、岗位、核对调令票编号和预发时间，并说明是预发调令。

(5)调度操作。当值调度员应保持良好的精神状态以防止误操作；操作时注意当时环境，尽量错开电网负荷高峰时段、避开恶劣天气(雷、雨、雾、冰雪、大风等)；操作前调度员应熟悉掌握电网事故应急预案，根据电网情况做好危险点分析及事故预想；操作应按预计时间准时操作，操作中严格执行、发令、复诵、录音、汇报制度，按调令票顺序执行并有监护。

(6)操作完毕。调令执行完毕后，调度员应明确调令执行完毕时间，将设备状态及时通知相关运行部门或检修单位，及时许可工作开工。

2、调度事故误处理防范措施

(1)事故预防。根据负荷变化、气候、季节以及现场设备检修情况等做好当班事故预想及危险点分析；遇重大节日及特殊运行方式下应编制相应事故预案。

(2)事故信息收集与初步分析判断。调度员应当面收集事故信息，了解事故情况，核对相关信息，准确掌握当时电网运行方式，事故地点的天气情况，清楚现场设备、保护、安全自动装置动作状况，清楚负荷性质，明确各级调度管辖范围的设备，并按设备管辖归属及时汇报相关调度，根据需要协助和配合事故调查与处理。

(3)事故处理。根据已掌握的信息分析事故情况下的电网运行方式及电网解环点；考虑并注意事故处理过程中因电网运行方式变化引起的潮流、电压变化及设备运行限额。按调度规程规定的电压、频率异常、系统振荡等多种故障的事故处理原则进行事故处理；使用设备双重命名，使用统一的调度术语规范事故处理操作；尽快隔离故障点，消除事故根源；严格执行发令、复诵、录音、汇报制度，并做好详细记录。

(4)调整运行方式，防止事故扩大。调度员应按照稳定原则，及时调整事故处理后的电网运行方式，保持正常设备继续运行和对用户的连续供电；尽快恢复对已停电用户的供电，特别是厂用电和重要用户的保安用电。

五、提高电网经济调度运行管理

电网经济调度主要从技术上和政策上进行调节，技术综合性的概括为降损措施，而在政策上以电价调节为主，具体为：

1、电网降损

降低网损的方法一般以运行性措施为主。如改善潮流分布、调整运行参数、调整负荷、合理安排设备检修等。

①提高用户的功率因数，减少线路输送的无功功率。

②加强无功管理，实行无功经济调度。合理进行无功补偿，提高线路功率因数，可降低线损。

③适当提高电网的运行电压水平。

2、电价结构调节

调节电价是指为保证用户合理用电，借助经济手段改善用电结构，从而有效的进行电网经济调度，特别是针对县级电网的峰谷、枯谷时期。

六、结束语

随着城乡电网的改造，电网技术装备水平不断提高，使电网的现代化程度越来越高。作为电网安全运行管理的调度部门，只有不断提高调度人员素质和专业技术水平和加强制订各方面的安全运行管理规定并严格落实，才能确保电网安全、稳定、可靠和经济的运行。

参考文献：

[1]山西省电力公司．电网调度[M]．北京：中国电力出版社，2009．

2.电网调度安全思考 篇二

电网调度的首要任务就是确保电网的安全运行, 在电网运行中, 电力调度中心是电网运行管理、倒闸操作和事故处理的指挥机构, 调度员是保证电网安全、稳定和经济运行的直接指挥者, 任何不规范的行为, 都可能影响电网安全运行, 甚至造成重大事故, 调度安全质量对电网安全运行产生直接影响。

1 电网调度存在的安全风险

电网调度人员就是电网系统的指挥者, 他们承担着其管辖范围内的电力供应安全、可靠以及经济之重任。电网调度人员的日常工作就是检查电力系统的运行情况, 发布电力调度指令。如果电网调度管理不合格, 就容易发生事故, 不但会造成用户停电, 甚至会使电力系统的安全性受到威胁, 将会引起供电网络的瓦解, 进而造成大面积的停电, 给集团公司的发展带来严重的影响。因此, 做好电网调度工作, 尤其是安全风险的辨识、以及科学有效的防范措施, 成为保证电网安全调度的关键所在。结合调度工作实际情况, 将调度工作存在的安全风险概括如下:

(1) 调度员安全意识淡薄, 未严格遵守电网的各种规章制度, 交接班不清或未认真了解电网运行方式, 导致误下命令;当工作量大, 操作任务繁重时, 填写调度命令容易出现错误;与现场进行核对操作票的过程中, 由于现场汇报不清或交接班时没有对工作交接清楚, 就下令进行操作;在倒闸操作时, 进行交接班, 导致交接内容不清。

(2) 调度员安全责任心不强, 在下令时使用调度术语不规范或不使用调度术语, 凭经验主观判断, 没有认真核对操作票、对设备运行状态了解不清, 造成误下令。

(3) 调度员安全红线意识不强。未严格按照操作五制进行操作;当线路工作有多个工作班组在工作时, 工作结束时没有全部终结就送电。

(4) 电网发生异常或事故时, 调度员对故障类型或电网方式不熟悉, 有可能对电网异常及事故出现误判断, 造成事故扩大, 延误事故处理;现场人员对调度员汇报事故发生的时间及开关跳闸情况不清;事故主要象征及起因不清, 导致调度员对事故误判。

(5) 在进行设备检修或线路施工时没有安全按技术措施 (施工措施) 进行施工的;在进行倒闸操作时没有严格执行两票制 (操作票、工作票) 。

2 提高电网调度员业务水平

作为电力企业电网运行及事故处理的指挥者和协调者, 在保证电网的安全、优质、经济运行工作中, 具有特殊的地位。电力调度安全管理工作的好坏, 将直接影响着电网的安全和经济运行。为保证调度在安全生产工作中不发生误操作、误调度事故, 把好电网调度安全操作关, 调度员必须做好以下几方面的工作:

(1) 严格执行电办行业规章制度, 坚决抵制一切习惯性违章现象。

电力企业关于安全生产的各种规程制度, 都是以往生产经验血的教训总结出来的。因此, 我们必须把集团公司的安全通报、会议精神、各种规章制度及安全措施等作为学习的重点, 结合本岗位的实际情况, 查找电网安全运行中存在的问题和隐患, 制定措施及时处理。有计划地进行反事故演练和事故预想, 锻炼调度员的事故处理能力和应变能力。

(2) 加强电网运行的操作管理。

为了加强操作管理提高电网运行质量, 减少设备隐患, 结合电网实际操作管理制度, 严格按照《调度规程》执行。切实提高调度人员的安全思想意识, 并严格执行规章制度, 杜绝一切习惯性违章操作, 严格执行“两票”制。

(3) 严格执行交接班制度。

要求调度员交接班时应提前半小时到达调度值班室, 查阅各种记录, 对当日电网系统运行、设备变更、运行方式的改变、设备缺陷及工作完成情况等进行了解, 然后进行交接班。在交接班过程中要做到交得清楚、接得明白。接班后, 调度员要对电网运行方式和当班需要完成的工作, 做到心中有数, 并针对天气情况、电网运行方式和当班的主要工作, 做好事故预想, 提前做好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时果断进行处理。

(4) 养成良好的劳动纪律, 为保证调度工作的连贯性, 保持良好的精神状况。

在下达调度命令时要全神贯注、集中精神、情绪稳定。对变电运行人员的素质和业务水平都要熟悉了解。对有些变电值站班员不但要讲清下令去操作什么, 还要使操作人员真正明白操作的目的和方法。必要时给予特殊提示, 交待操作安全注意事项。这样做, 能增加调度员和变电值班运行人员的自身保护和思想沟通。

(5) 电力调度人员要具备良好的专业素质和较好的心理素质, 处理事故时要正确、迅速、果断。

经常进行反事故演练, 提高处理事故的能力, 做好各种运行方式下的事故预想, 特别是特殊的、薄弱的运行方式下的事故预想。

①要了解掌握本专业的技术技能, 熟悉电气设备的运行情况, 熟悉管辖范围内电网正常运行方式和特殊运行方式, 做好事故预想, 定期进行事故演习, 总结经验。真正树立”安全第一, 预防为主”的思想。

②调度员要对电网运行方式和当班需要完成的工作、电气设备的运行状况做到心中有数, 并针对天气情况、电网运行方式和当班的主要工作, 做好事故预想, 提前做好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时果断进行处理。

③熟悉掌握有关规程, 正确及时处理事故。在处理事故时, 能够做到沉着冷静, 迅速准确。平时不但要学好专业理论知识, 遵循电网管理制度, 还要多积累处理事故的经验。事故处理必须按规程规定进行;事故处理应迅速及时, 本着保人身、保电网、保设备的原则, 在处理过程中, 不能对未停电设备或人员造成影响, 防止事故扩大;下达事故处理操作指令时, 应认真考虑操作对系统的影响, 可能造成的后果, 充分考虑对重要用户供电的连续性;对一些重大事故的处理, 需及时向相关领导汇报。

④对电网设备的运行状况要做到心中有数。调度人员在值班期间必须集中精力指挥电网运行, 应该掌握本地区电网电气设备的健康状况。当电气设备发生异常时, 指挥厂站运行人员及时进行监视和分析, 如不能坚持运行时, 应及时下令将该设备退出运行。如不能退出运行时, 应做好事故预想, 提出反事故措施。有条件的可以转移负荷, 并密切监视, 同时做好事故处理的准备。

(6) 加强技术培训, 不断提高调度人员的业务水平。

随着电网设备的不断更新, 电网的现代化水平越来越高, 同时对调度人员的技术水平也提出了更高的要求。因此, 调度人员应不断学习新技术、新知识, 提高业务技能。调度人员必须达到“三熟三能”的要求。三熟即熟悉管辖范围内电网的一次系统图、主要设备的工作原理;熟悉调度自动化系统的工作原理、电网继电保护配置方案及工作原理;熟悉本地区电网的各种运行方式的操作和事故处理及本岗位的规程制度。三能即能正确下令进行倒闸操作、正确投退继电保护及安全自动装置;能运用自动化系统准确分析电网运行情况;能及时准确判断和排除故障, 尽可能缩小事故范围。调度人员只有通过各种形式的培训学习, 不断提高技术水平, 才能在处理事故时, 做到处变不惊, 沉着冷静。

3 结束语

在运用现行安全规章制度的前提下, 首先要搞好电网安全调度, 必须认真提高调度员安全意识和业务素质, 加强调度安全生产管理, 其次学好专业理论知识, 遵循电网调度管理制度, 最后要多做反事故演习和事故预想, 并要持之以恒, 扎扎实实, 深入研究, 做好安全调度工作就要规范调度工作程序和标准。分析工作过程, 制定切实可行的调度工作的环节和标准, 使调度各项工作规范化、标准化, 从而规范调度员的行为, 使其安全而高效的进行调度工作, 确保电网的安全运行。

摘要：电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网运行, 电网调度值班员是电网运行、倒闸操作及事故处理的指挥者, 按照规定的调度范围行使指挥权, 因此在电网调度工作中对调度员自身的业务水平就提出了更高的要求。

3.加强调度管理保证电网安全运行 篇三

关键词调度管理;电网;安全运行

中图分类号TM727.2文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)022-0146-01

0引言

随着社会电网系统的互联和电网覆盖范围的扩大,电网一旦发生事故且不能迅速消除时,会导致连锁反应,造成大范围、长时间的停电,对社会的政治稳定、经济增长和人民生活安全等造成严重影响,这是其他行业事故无法比拟的。揭西县供电公司被广东电网公司成功接管后,广东电网公司对揭西县电网建设和改造投入了大量资金,逐步改善了昔日揭西县电网设备老化、结构薄弱、电网“卡脖子”、安全隐患大、供电可靠性差等状况。同时,揭西县供电企业管理水平和供电服务质量也进一步提高,电网建设力度也随之进一步提升,加强调度管理保证电网安全运行,有利于改善揭西县地方投资环境,促进揭西经济的发展和人民群众生活水平的提高。电网调度的主要任务是指挥电网运行,合理配置资源,保证整个电网安全稳定运行和连续可靠供电,电网调度管理工作的好坏直接影响着电网的安全可靠运行。当前,揭西县经济发展迅速,用电负荷逐年剧增,对电网安全稳定运行质量的要求越来越高,电网的改造和电网技术设备的更新,使电网调度管理工作逐步实现现代化程度,合理的电网网架结构、可靠的继电保护和高素质的调度人员是保证电网安全运行的三个必要条件。本文結合当前揭西县电网结构,分析加强调度管理,特别是加强可靠继电保护及安全自动装置的调度管理和运行方式的管理,提高调度人员自身素质水平,避免调度、操作失误事故的发生,保障电网安全稳定运行。

1加强继电保护管理

继电保护既是电网运行的可靠屏障,又是可能导致电网事故扩大的根源。作好继电保护装置的运行管理,使继电保护装置处于良好的工作状态,确保其正常运作。

1.1运行管理要做到“三个管好”

管好控制保护设备,控制保护设备不同单元要用明显标志分开,控制保护屏前后要有标示牌和编号,端子排、信号刀闸有双编号,继电器有双编号并且标注清楚出口继电器,有助于在工作运行中检查。管好直流系统及各个分支保险,定期检查直流系统及储能元件工作状态,各保险都制定双编号,定期核对保险编号及定值表,检查保险后的直流电压无误。管理好压板:编制压板投切表或压板图,每天值班人员检查核对后做好投切记录,在保护校验后或因异常情况需保护退出后,又重新投入前,应测量压板两端电压是否正确,以防止投入压板时保护误动。

1.2运行管理还要做到“三个检查”

送电后的检查,送电后要检查电流表有指示、断路器已合上,还要检查保护、位置灯为红灯,正常送电瞬时动作的信号延时复归。停电后的检查,要判明断路器断开的项目,要检查位置灯为绿灯,正常停电瞬时动作的信号延时复归。设备事故跳闸后的检查,要检查断路器的状态、性能,还要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好,必要时检查辅助接点的切断情况。

2加强运行方式管理

2.1建立健全数据库系统,提高运行方式的管理水平

从制度上规范电网运行方式工作管理化,每年年度运行方式的编制应依据前一年电网运行中存在的问题,加以防范,将反事故措施落实到运行方式中,更好地发挥运行方式对电网的指导作用。从技术上要完善调度自动化系统,以便收集准确的各种运行数据,为电网运行方式分析提供可靠的依据。对网架变化以及严重故障影响电网安全运行更最不利的运行方式要提出相应对策,进行有组织、有重点、有针对性的事故预想和反事故演习,制定防范措施,防患于未然。

2.2加强符合管理和电网潮流计算分析

根据季节负荷特性,准确掌握线路负荷情况,合理安排运行方式,对过负荷、重负荷线路问题加强监视,并采取相应措施,确保电网安全可靠经济运行。

3杜绝调度、操作失误事故

揭西县供电局调度人员在下令改变电网运行方式,指挥停、送电操作和处理事故操作中,防止误调度、误操作事故的发生是调度人员主要工作和重要责任。

3.1调度工作应着重抓调度操作全过程,严格执行调度规程

管理人员制定操作方案、事故预案,调度人员制定当值的危险点预控分析,检查调度值班期间的工作质量、调度工作的规范化。

3.2揭西县供电局严格执行电网运行规章制度,杜绝习惯性违章

据事后分析,调度、操作事故大部分因执行规章制度不认真、不严格造成的,因此,调度员在工作中必须养成自觉认真执行规章制度的习惯,克服习惯性违章。要提高调度人员的安全意识,增强岗位责任心。坚持定期举行安全活动,集中学习误调度、操作事故通报,从事故中汲取教训。开展调度命令无差错活动,将调度命令无差错作为安全考核指标对员工进行按月考核,考核结果作为评选先进的条件,从而增进了职工的主人翁责任感和岗位安全意识。

3.3发展科技新技术提高职业技能

随着各种新技术、新设备不断应用于揭西供电局电网运行中,电网运行的现代化水平越来越高,与此同时对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。调度人员要加强学习技术知识,提高业务能力,以胜任本职工作为目标,掌握系统自动化工作原理,熟练运用各种运行方式的操作和事故应急处理,并果断决策事故发生的原因。县供电局调度人员通过各种形式的培训学习,苦练过硬本领,努力在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。

3.4通过掌握运行方式,力争做好事故预想

揭西县供电局要求调度人员对电网运行方式、电网设备的运行状况和当班需要完成的工作每日做到心中有数,在天气突变或重大事件突发前做好事故预想和应急措施,以便能及时进行果断处理。遇电网改造和电路检修时,要重点警示,避免误调度事故发生。

4总结

随着揭西县城、农网的改造,电网变电站将能实现无人值班或少人值守,电网的运行管理变成操作队加集控中心方式,计算机实时监控系统是电网管理的重要手段,所以建立和完善实时监控系统的安全预警、在线提供实时操作预案功能,对电网的安全运行管理有着指导性的重要作用。总之,调度人员要对调度的设备了如指掌,严格遵守各项调度制度,时刻保持头脑清醒,工作中要密切配合,操作时要严格执行监护制度,在电网遭遇大负荷或极端恶劣天气时要提高警惕,及时、准确、果断的处理事发故障并上报相关领导部门。

参考文献

[1]宋太忠.加强调度管理保证电网安全经济运行[J].时代经贸,200,80.

[2]谢丽霞.加强调度管理保证电网安全运行[J].农村电气化,2003,10.

作者简介:

4.电网运行和调度 篇四

（1）电能目前还不能大量存储，电能的生产、输送必须和电能的即时消费一致；

（2）电力系统的暂态过程非常迅速，以10^-3~10^-6s计；

（3）供电中断有可能给国民经济和人民生活造成重大损失，甚至影响国家安全和社会稳

定；

（4）电能质量要求十分严格。

由于以上特点，电力系统的运行必须安全可靠，并应具备有符合标准的供电质量和运行经济。电力系统正常情况运行时，必须使所有运行设备的电流、电压及频率在允许的幅值与实践范围内，此时必须保持稳定性，即同步稳定、电压稳定与频率稳定。同时电力系统的运行必须符合越来越严格的环境保护要求。

电力系统调度管理是指对影响电力系统全局安全经济运行和事故处理的问题进行计划、只会、控制、协调等工作的总称。调度管理的主要任务是：①充分利用发供电设备的能力和调节手段向用户提供质量合格的电能；②在发生不超过设计规定的事故条件下，使电力系统安全运行和向用户连续不断供电；③合理使用燃料、水能等资源，使电力系统在安全稳定运行的前提下达到最大的经济性和较小的环境污染。

调度管理的主要内容包括：①电力系统运行计划的编制；②电力系统运行控制；③电力系统运行分析；④继电保护、通信和调度自动化等设备的运行管理；⑤有关规程制度的编制和人员培训等的管理。图3-22所示是我国华北某电力系统地区调度室。

电力系统的运行是通过发电厂和变电所的控制和操作来完成，发电厂和变电所在其相应调度范围的指挥下完成以下主要工作：

（1）发电厂有功、无功出力的增减，频率和电压的调整；

（2）系统之间、发电厂与系统之间的并列与解列；

（3）输电线路和变压器的投入与停送电；

（4）网络的合环与解环；

（5）母线接线方式的改变；

（6）中性点接地方式的改变和消弧线圈补偿的调整；

（7）继电保护和自动装置使用状态的改变；

（8）设备维护检修等相关工作。

另外，发电厂和变电所还要随时监视其设备正常运行或不正常运行的状态、开关的投切、保护的动作与否、自动化装置的运行情况等。

为了完成以上所述功能与任务，发电厂和变电所控制室中通常装有各种监视仪表，如电流表、电压表、功率表、频率表等，其中有的是作为运行记录用，有的只是为了监视运行情况（如越限等）。控制室内还装有灯光监视信号（如表示断路器的通、断位置的红、绿灯只是，表示断路器自动跳闸的绿灯闪光、表示断路器自动合闸的红灯闪光的指示），及提醒值班人员注意有不正常情况的光字信号牌。此外，还有印象信号，如表示断路器跳闸的蜂鸣器；表示设备运行不正常的电铃音响（同时相应的光字牌也亮，显示出设备的不正常状态）。

发电厂和变电所的控制对象主要是高雅断路器，其控制多用集中控制方式，即在控制室内用控制开关（或按钮）通过控制回路对远方的断路器进行操作，要求操作回路既能远方手动跳、合断路器，又能由继电保护装置和自动化装置跳、合断路器，断路器的动作完成后应将相应的位置信号送回到控制室以供值班人员监视。

5.电网调度相关常识 篇五

1.《中华人民共和国电力法》规定的电网调度管理原则是什么？答：电网运行实行统一调度、分级管理，任何单位和个人不得非法干预电网调度。2.电网调度管理的任务包括哪些？答：（1）以设备最大出力为限尽量满足电网负荷的需要，即在现有装机容量下，合理安排检修和备用，合理下达水、火电计划曲线，以最大能力满足用电负荷的需要。（2）使整个电网安全可靠运行和连续供电。（3）保证电能质量，由调度统一指挥来实现全电网所有发、供、用电单位的协同运行。（4）经济合理的利用燃料和水力能源，使电网在最经济方式下运行，以达到低耗多供，使供电成本最低。3.《国家电网调度系统重大事件汇报规定》的事件分类有哪些？答：（1）特急报告类事件；（2）紧急报告类事件；（3）一般汇报类事件。4.《国家电网调度系统重大事件汇报规定》中，对重大事件汇报时间有何要求？答：（1）发生特急报告类事件，相应分中心或省调调度员须在15分钟内向国调调度员进行特急报告。（2）发生紧急报告类事件，相应分中心或省调调度员须在30分钟内向国调调度员进行紧急报告。（3）发生一般报告类事件，相应分中心或省调调度员须在2小时内向国调调度员报告。（4）分中心或省调发生电力调度通信中断事件应立即报告国调调度员。（5）特急报告类、紧急报告类、一般报告类事件应按调管范围由发生重大事件的分中心或省调尽快将详细情况以书面形式报送至国调，省调应同时抄报分中心。5.发生哪些情况时，地调需及时向省调汇报？答：（1）委托地调指挥的所有220kV设备异常及故障。（2）系统母线故障、线路发生倒塔。（3）66kV线路及变电站变压器故障造成影响供电(热)。（4）500kV变压器主变压器三次侧故障。（5）发电厂6MW及以上机炉故障。（6）10kV及以上电压等级发生的误操作事故。（7）人身伤亡事故。（8）火灾事故。（9）稳定破坏事故及因故障造成电网解列单运事故。（10）造成重大经济损失及社会影响的故障。6.系统发生事故时，要求事故及有关单位运行人员必须立即向调度汇报的主要内容是什么？答：事故发生的时间及现象；断路器变位情况；继电保护和自动装置动作情况和频率、电压、潮流的变化及设备状况等。待弄清楚后，再迅速详细汇报。7.调度在指挥电网生产运行、操作及异常事故处理全过程中应严格遵守“两票、三制、四对照”原则。答：两票：检修票、操作票。三制：监护制、复诵记录制、录音制。四对照：对照电网、对照现场、对照检修票、对照典型操作票。8.调度术语中，“同意”、“许可”、“直接”、“间接”的含义？答：同意：上级值班调度员对下级值班调度员或厂站值班人员提出的申请、要求等予以同意。许可：在改变电气设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作。直接：值班调度员直接向值班人员发布调度命令的调度方式。间接：值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其他值班人员转达调度命令的调度方式。9.电力系统进行调度业务联系时应遵守哪些事项？答,进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后方能执行-指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。下面，我们通过两个小案例让您深入了解电网调度的哪些事。案例分析1：

事故汇报。请指出下面对话中存在的问题。110kV ××变电站单台主变压器运行，变压器为双卷变压器，变比为110/10kV。××变电站值班员张三汇报：调度吗？ 我是××变电站，10时35分，站内1号主变压器复压过流保护动作跳闸，站内10kV母线失压。请问：（1）变电站运行值班员的汇报存在什么问题？（2）作为当值调度员，为了全面了解事故情况，做出准确判断，还需要询问变电站值班员哪些情况。

答：变电站运行值班员的汇报存在的问题有：（1）运行值班员汇报没有互报姓名。（2）没有讲清楚主变跳开的是低压侧开关还是两侧开关。调度员还应询问清楚下列情况：（1）主变压器动作跳闸的是哪个开关。（2）10kV出线开关是否有保护动作情况，10kV母线及出线开关检查情况。（3）主变压器保护及外观检查情况。案例分析2：

调度下令及汇报。请指出对话中存在的问题。因变电站内工作需要，甲变电站66kV丙丁线6612开关要停电转为检修状态，地调张三下令给变电站运行值班员。（1）地调值班调度员张三：喂，你好！是甲变电站吗？（2）甲变电站运行值班员李四：你好！我是甲变电站李四。（3）地调值班调度员张三：我是张三，现在下令给你，请做好记录。（4）甲变电站运行值班员李四：好的，请讲。（5）地调值班调度员张三：将甲乙线6612开关由运行转检修。（6）甲变电站运行值班员李四：好的，我写好票就操作。（7）甲变电站运行值班员李四操作完毕后，汇报调度：你好，我是李四，现在已将6612开关由运行转检修，操作完毕。

6.省电力公司电网调度规程 篇六

第一章总 则

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

第2条 省电力公司调度电网系指由省电力公司境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。

第3条 本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。省电力公司调度电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

第4条 省电力公司内与省电力公司调度电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。

第5条 省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。第6条 省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。

第7条 本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理

第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1． 按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。2． 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。

第9条 省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。

省电力公司调度的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。

3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。

7、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制省电力公司电网发、供电计划和技术经济指标，参加南方电网运行方式的计算分析。

8、负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请书，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责省电力公司电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制省电力公司电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

14、参加电网规划、系统设计的审查，负责组织管辖范围内的继电保护及安全自动装置、电网调度自动化系统的规划、改造、选型及实施工作。负责组织管辖范围内的通信信息系统的改造、选型及实施工作。

15、负责编制省电力公司电网事故和超计划用电的拉闸限电序位表，并报经本级人民政府有关部门批准后执行。

16、参与电力市场规则的制定，负责技术支持系统的建设，负责省电力公司电网电力市场交易的组织、实施和电力电量考核。

17、组织调度系统各专业人员的业务培训，开展有关专业活动。第10条 地调的主要职责

1、负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案。

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

3、维护全网和本地区（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息。

4、组织编制和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该调度核准。

5、负责制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修。

6、根据省调的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压。

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

8、负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构调度管辖范围，经本级电网经营企业批准，并报省调备案。

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

10、负责实施本地区（市）电网和所辖县（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

11、负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。第11条 县调的主要职责

1、负责本县（市）电网的调度管理，实施上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网的有关规章制度。

2、维护全网和本县（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息。

3、负责制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报上级调度核准。

4、根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压。

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

6、负责实施本县（市）电网继电保护和安全自动装置、自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

7、负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。第二节 调度管辖范围的划分原则

第12条 调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。第13条 省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。地调与县调之间调度管辖范围划分，由相应地调确定。

第14条 省调调度管辖范围一般为：

1.纳入省网电力电量平衡的并网发电厂。2.220kV及以上变电站。3.220kV及以上输电线路。

第15条 省调调度管理设备一般为地调或发电厂管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。

2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

第18条 凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。第19条 调度管辖范围具体划分见有关划分通知。第三节 调度管理制度

第20条 值班调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，在调度管辖范围内行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）。3.变电站（集控站）站长、值班长。

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

第22条 省调的“可接令人”受省调值班调度员的调度指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。

第23条 任何单位和个人不得干预调度系统的值班人员发布或执行调度指令。调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过省调主管领导或调度负责人传达给值班调度员。

发、供电单位领导的指示或命令，如涉及到省调管辖权限时，须经省调值班调度员许可后方能执行。

第24条 未经省调值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖和管理范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按现场运行规程处理，处理完毕后应立即向省调值班调度员汇报。

第25条 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。

第26条 地调值班调度员和厂站值班人员在接受省调调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的省调值班调度员报告，当省调值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的省调值班调度员，并向本单位主管领导汇报。

第27条 属于省调管辖范围内的设备，根据需要，在省调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。

第28条 因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。

第33条 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。

2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。

3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

5.当需对无人值班变电站进行现场就地操作时，操作人员应在规定的时间内到达现场完成操作。

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按有关法律、法规和规定进行处理。

1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。

第四节 运行方式的编制和管理

第38条 省调应按年、月、日编制系统运行方式，以及其它需要的特殊运行方式（含保供电方案），并满足调度管理的基本要求。

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。

2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容包括： 1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。

8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。省电力公司电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准： 1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量。3.检修备用：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

4.电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应经有关部门同意。第43条 发、供电调度计划

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。

2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。

3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。

2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

5）有关的供、用电合同（协议）。6）上级下达的供、用电计划。7）国家有关供、用电政策。

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

1.发电厂必须按照日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率。2.发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理： 1）发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。

2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组： 1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

5）由于天气等原因使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。7）威胁电网安全运行的紧急情况。第五节 水库调度管理

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。

2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。

3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经 6 批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。

3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

4.水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70～75%。对水库运用方式和安排，须根据水雨情和水库下游的情况及时调整水库发电方式。

第47条 水库调度基本原则

1.在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

3.在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部调度。特殊情况，经上级批准，可拦截洪尾，适当超蓄。防洪限制水位以下，由省调调度。

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

5.各水调分中心应做好有关设备的维护和管理，确保数据准确可靠传输至省调。第六节 设备检修管理

第49条 发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。省电力公司电网计划检修安排原则：

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。

2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

3.设备计划检修原则上应在不影响发供电的情况下进行。4.设备检修应抓好计划管理，避免重复停电。

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。

6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

第50条 检修工作按性质分为计划检修、临时检修、事故检修三类。1.计划检修分年、月两种。

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。

月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修： 指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请： 一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。

对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

第52条 各发、供电单位应明确计划检修归口管理部门，负责对同一设备的不同检修项目和不同部门的检修工作进行综合平衡、协调，防止重复停电检修；并归口向省调办理省调管辖、管理设备检修申请，由省调平衡、协调。凡属电网联络线计划检修相关发电、供电单位必须配合进行，避免重复停电检修。

凡遇基建工程需要在役设备停电或改变运行方式者，按检修停电申请手续向相应的调度部门申请。

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。

临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

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

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。

第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理

第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。

4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。

3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。

5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

2.地区下负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，于本年末60天前报省调。下月度负荷预测于本月末10天前报省调，日负荷预测应于前一天的12：00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前5天报省调。

第61条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。在事故情况下，地调应执行省调下达的限电方案。

第八节 新设备投运管理

第62条 新建、改（扩）建工程以及地区电网或电厂（机组）并网前，应按调度管辖范围划分向相应调度机构办理申请入网手续，并按规定在并网前3个月向调度部门提交技术资料（见附录四）。

第63条 凡接入省电力公司电网的地区电网或电厂（或机组），应遵守《电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》和集团公司颁《省电力公司省地方发电厂（网）与省电网并网运行的规定》（试行）。并网前，应本着平等互利、协商一致的原则签定并网协议、调度协议、供用电协议等。调度机构在收齐有关计算资料后，需进行潮流、电压、稳定、短路电流、继电保护及安全自动装置等计算、校核，于该工程投产前1个月书面提交建设单位有关计算、校核结论。

第64条 新设备投产前应具备下列条件：

1.必须符合国家颁布的新设备启动验收规程规定，并经启委会同意或建设单位和运行单位签字认可。

2.必须满足电网安全稳定运行的要求，执行调度机构提出的方案和意见，确保设备安全并入电网运行。

3.设备参数测试正常。

4.生产准备工作就绪，运行人员已经技术培训考试合格，并经调度机构资格认证；规程制度及有关技术资料齐全。

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入省电力公司电网水调自动化系统。

6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。

省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

3.新设备调试、投运过程中有关继电保护及安全自动装置的要求及注意事项。4.通信、自动化要求及注意事项。5.其他有关事宜。

第66条 新设备投产前有关调度机构应做好的准备工作： 1.修改电网一次接线图和二次保护配置图。

2.修改调度模拟盘，修改或增补有关电网调度自动化的接线图。3.修改设备参数资料。4.建立和修改设备档案。

5.修改短路容量表，制定稳定运行规定。6.调整保护整定方案。7.其它准备工作。

第67条 新设备投产前调度员和有关人员应及时深入现场熟悉设备，现场运行方式，运行规程和事故处理规程等，并做好事故预想。

第68条 凡新建、改（扩）建设备自得到调度员指令并同意接入电网试运行起，该设备的试运行即应遵守本规程的有关规定；该设备验收并移交生产单位后即纳入调度管理并应遵守本规程的一切规定。

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 省电力公司电网与南方电网并列运行时，省电力公司电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下应满足南网总调的要求。第72条 省电力公司电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

第77条 对省际联络线潮流或系统频率有较大影响的大用户在负荷大幅度调整之前必须征得省调调度员的许可。

第78条 当省电力公司电网与南方电网的联网方式发生变化时，省调调度员要及时通知地调和主要发电厂。

第79条 省电力公司电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频 10 厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

第81条 当省际联络线出现大幅度功率波动，联络线监控电厂应及时汇报省调。第十节 电网电压调整和无功管理

第82条 省电力公司电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

1.确定电压考核点、监视点，并根据电网的发展进行必要、适当的调整。原则上省调管辖的所有220kV及以上母线均作为电压监视点，其中的80%作为电压考核点。

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。

5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

第84条 省调负责管辖范围内的无功平衡分析工作以及在相关各地区电网的无功分区平衡的基础上组织进行全网无功平衡分析工作，并制定改进方案和措施。第85条 各厂、站的运行人员负责监视并按给定的无功、电压曲线控制各级母线运行电压在曲线范围内。

1.高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近上限运行。

2.低谷负荷时，按发电机允许的最高功率因数，降低发电机无功出力，使母线电压逼近下限运行。

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。

4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

5.当母线电压超出电压曲线规定值，可不待调度指令自行调整发电机无功出力，使母线电压恢复至电压曲线允许范围，若经调整仍超出规定值，应立即报告省调值班调度员。

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

1.调整发电机、调相机无功出力、投切变电站电容器组或低压电抗器，达到无功就地平衡，或开停备用机组。

2.在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头时，可以带负荷调整主变分接头运行位置。

3.在保证系统稳定运行的前提下，适当提高或降低送端母线运行电压。4.调整电网运行方式，改变潮流分布或限电。

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整： 1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。

2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完后电压仍偏高时，方能调整变 11 压器分接头断路器，降低电压。

3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。

第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

2.每月20日前按要求报送典型日（15日）地区有功、无功负荷曲线，电压曲线，电容器组运行实测资料。

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

3.分析正常和特殊方式下，调压工作存在的问题并提出改进措施。若遇突出问题，应对所下达的电压曲线进行及时调整。第十一节 电网稳定管理

第90条 稳定运行管理的主要任务是：掌握电网的稳定性情况，按《电力系统安全稳定导则》要求，制定和实施保持电网稳定运行和异步运行后再同步措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。

第91条 稳定运行管理的主要内容：

1.对各种运行方式的稳定情况进行计算分析提出合理的运行方式。2.提出主干联络线或断面的动态和暂态稳定最大控制功率极限。3.提出稳定措施方案，经电网稳定工作小组批准后督促实施。4.对电网重大事故进行稳定性校核计算分析，并提出相应对策。5.对安全稳定装置的动作情况进行统计分析和评价。第92条 电网稳定职责分工

1.电网稳定工作由电网稳定领导小组统一领导，分级管理，分层负责。各级调度及接入电网的发供电企业承担相应责任。

2.凡在电网内从事电力规划、设计、建设、生产、科研、调度等工作，均应遵守电网稳定管理的有关规定。

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理及稳定事故分析计算，配合有关部门检查稳定措施落实情况。第93条 电网稳定计算管理

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。

2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。

5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

6.为了确保全网的安全稳定运行，省调对地区电网提出的潮流输送极限、运行方式、继电保护、稳定措施等要求，各地调须遵照实施。

第94条 220kV及以上电压等级的系统，当速动保护退出将影响电网安全稳定运行时，须经主管领导批准。

第95条 省调在编制年、月、日运行方式或新建发、输、变电设备投产前，应根据电网的实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出保证电网稳定的措施和注意事项。

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。

第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。

第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

第100条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。省调继电保护部门对全网继电保护专业进行行业管理，其职责是：

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

3.参加新建工程及系统规划的继电保护及安全自动装置的审查工作。组织或参加对属于技改工程的继电保护及安全自动装置的审查工作。

4.负责电网继电保护及安全自动装置动作情况的分析、统计评价和运行总结。组织或参加对不正确动作的原因进行调查、分析。

5.监督继电保护及安全自动装置反事故措施、重大技术措施与技术改造方案的制定和实施。监督继电保护及安全自动装置整定方案、运行规程、检验规程等的修编与实施。

6.对接入省电力公司电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。

7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 省电力公司电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

第103条 针对继电保护出现的临时问题，继电保护的临时处理措施由继电保护部门编制，主管领导批准后执行。

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。

第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。

第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

第107条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的投、退按省调值班调度员的命令执行，任何人员不得擅自进行投、退操作。

第108条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的定值按省调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与省调值班调度员核对无误后，方可投入运行。

第109条 省调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的继电保护及安全自动装置，其定值不是省调下达的均由设备所属单位管理，这些继电保护装置的投、退由现场运行人员按规程规定执行。

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。

第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。

第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。

第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

1.500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2.直馈线路的电源侧采用三相重合闸；

3.110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定，一侧投检同期，另一侧投检无压。

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第117条 电网发生事故时，现场值班人员应先记录好继电保护及安全自动装置的全部动作信号，并经第二人复核无误后，方可将信号复归。继电保护及安全自动装置动作情况须及时汇报省调值班调度员。

第118条 在电网发生故障后，必须及时将省调管辖设备的继电保护及安全自动装置动作情况、打印报告、故障录波器录波波形图上报上传省调，并将故障测距结果汇报省调值班调度员。在电网发生故障后的5天内将继电保护及安全自动装置打印报告、故障录波器录波波形图现场打印报告报省调。

第119条 继电保护及安全自动装置整定及配置应符合相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。

第120条相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护及安全自动装置整定方案和运行说明的依据：

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

2.系统最大有功及无功潮流，母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。

2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。

3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。

4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

5.运行现场必须妥善保存当前使用的继电保护及安全自动装置定值通知单，并定期进行核对。

6.由于运行方式变化，需要临时改变继电保护及安全自动装置整定值时，按临时定值通知单执行。

第124条各单位应按《继电保护及安全自动装置统计评价规程》的要求，加强运行分析和统计评价工作，按月统计分析并填报。保护动作情况月报表、省调调度管辖范围内线路纵联保护、母差保护投入率统计月报表，保护定检完成情况月报表等，各单位应于每月5日前报送省调。

第125条 电网安全自动装置的初步设计方案须取得调度部门同意，控制策略需经调度部门审定。

第126条 安全自动装置的维护与检验由设备所属单位负责，各单位须按相关规程对装置进行检验。

第127条各单位应于每月5日前将省调管辖的安全自动装置的异常、动作情况进行统计分析，并报送省调。

第128条省调管辖系统安全自动装置由省调负责定值下达和指挥装置投、退。未经省调许可，不得更改装置定值和装置的运行状态。

第129条省调管辖范围内安全自动装置定值单由省调下达至相应单位，现场定值单必须与省调值班调度员核对无误后方可执行。

第130条 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应及时报告省调值班调度员。装置缺陷应及时处理。

第131条 必须保证低频、低压减载装置、区域型稳定控制装置所切负荷容量，不得因使用备用电源自投装置而影响切负荷容量。不得擅自转移装置所切负荷，在新方案申报年内，如所切负荷容量减少，必须及时补充相应的切除容量，并报省调备案。

第132条各供电单位须实测每季度典型日（2、5、8、11月的15日）4：00、10：00、15：00、20：00共4个点时的低频、低压减载装置控制的实际负荷，做简要分析后于次月5日前以报表形式报送省调。

第133条 省调根据南方电网低频减载方案及本网的实际情况，每年对各地区各轮低频、低压减载切负荷容量进行调整。低频、低压减载切除容量既要满足省网按级按量的要求，还应满足地区网与主网解列后稳定运行的要求。

第134条 站间通信是区域稳定控制装置的重要组成部分，相关单位必须确保通信的可靠畅通。

第135条 发电机组自动励磁装置及PSS功能正常应投入运行，如需检修或试验停用，应得到省调批准。

第十三节 调度自动化管理

第136条 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。第138条 各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统、集控站（中心）自动化系统及其相关设备。

3.远动专用变送器、遥控、遥调执行继电器、输入和输出回路的专用电缆及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元。

4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

5.电力调度数据网络设备（路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆。6.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。

第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合省电力公司电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。

8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。

9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。

10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班 16 制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

第143条 设备的运行维护由设备所在地单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的准确、可靠，应作好设备的定期巡视、检查、测试和校核。每年至少进行一次厂站例行遥信传动试验工作，并与省调核对遥测、遥信。凡投入系统正式运行的设备，均应建立岗位职责，明确专职维护人员。值班人员发现设备故障或接到设备故障通知，维护单位必须立即派人赶到现场处理。电网发生事故后，自动化专业人员应认真检查、核对和记录。

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

第146条 各级值班调度员或运行值班人员以及相关使用部门发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理，自动化值班人员应及时处理并做好记录。

第147条 为确保发电厂和变电站远动设备可靠运行，应配备专用不间断电源（UPS）或厂（站）内直流电源；为防止雷电或强电磁场干扰，在远动设备至通信设备的输出接口应加装避雷和电隔离设施。

第148条 投入运行的调度自动化设备不得随意更改和变动。远动设备的远动信息增减或改变、遥测量定标值的改变等，须经上级调度自动化机构同意方可实施。关口计量点换表、移表、校表、电能量采集装置的电话号码改变等，应首先向省调自动化部门提出申请报告，经审批核准后方可进行，并把变动的实际结果通知有关单位。

第149条 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道，应由通信管理部门提出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并提前书面通知相关调度部门及自动化运行管理部门，经批准后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢复运行。

第150条 各级调度自动化部门直接管理的信息范围应与调度管辖的一次系统范围相适应，并且要求自动化信息直接传送至相关的调度部门。根据高级应用软件（负荷预报、状态估计、静态安全分析、调度员潮流等）的需要，各级调度除必须掌握直调的信息外，还必须掌握非直接调度的厂站及系统的部分信息，这些信息由相关的调度自动化部门转发，自动化信息应根据省调的统一规定进行分层传送。

第151条 各级调度自动化部门、发电厂应建立严格的值班制度，并按规定向上级调度自动化管理部门报送远动和调度自动化系统运行月报。每月第4个工作日前将上月报表按要求报省调调度自动化部门。运行管理部门根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

第152条按电网要求需具备AGC功能的发电厂，新投产机组在并网调试期间应完成AGC功能试验及系统调试，并在机组移交商业运行时同时投入AGC控制。AGC功能在投运前，必须制定本厂的AGC运行规程，并报省调备案。

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。

第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。

第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经 17 省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。

第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

第158条 系统关口计量是负荷管理、计费、网损考核的主要依据，是实现厂网分开、竟价上网，保证省电力公司电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了省电力公司电网电能量计量系统，为保证该系统的正常运转，各单位应落实责任人，认真加强管理，保证电能计量的准确。

第159条 系统关口计量点、计量方式及电量计算方法按有关规定执行。关口计量表日常计量电力电量由省调实行管理。关口表换表、移表、校表、代供等应先报告有关职能管理部门，并有临时的表计或方法可供计量后才能工作。关口计量点（厂、局或变电站）值班人员必须记录好换表、移表、校表、代供前后的电量读数、时间，并书面报告省调。

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和符合省电力公司电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。

第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入省电力公司电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

第163条 各厂、局要有计量归口管理部门。关口计量点所在厂、局、变电站值班人员或负责人员应加强对表计、采集器、调制解调器、规约转换器电源、相关电源、通信线的日常巡视工作，发现问题及时报省调和相关管理部门。第十五节 调度通信管理

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。

第165条 省电力公司电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

第166条 省电力公司电网通信系统的运行与管理实行“统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体”的原则。各级通信管理、维护部门必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度管理条例》、《电力系统微波通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程规定，确保通信系统的正常运行。

第167条 省调是省电力公司电网通信职能管理部门，负责全网通信的规划、组织和协调工作，负责全网通信电路的专业技术管理和技术监督工作，代表集团公司在技术、运行维护上归口管理省电力公司电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查省电力公司电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制省电力公司电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

4、负责协调省电力公司电网通信系统运行中出现的重大问题。会同安全监察部门参加电力通信系统的事故调查和事故分析。

5、负责省电力公司电力通信系统技改大修项目的管理，参加审查工程项目计划、技术改造计划及其技术方案。

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

8、负责集团公司无线电管理委员会的日常管理工作。负责统一归口管理省电力公司省行政区域内电力系统各发、供电单位的无线电管理工作。负责集团公司通信频率的管理工作。

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。第168条 云电信息通信股份有限公司接受省电力公司电力集团有限公司的委托，负责省电力公司电力通信系统的运行维护。

第169条 运行的通信系统必须满足可靠性、稳定性、实时性的要求，保证电网安全稳定运行。

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。

第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。

第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

第173条 通信系统计划检修原则上应与电网一次系统的计划检修同步进行。计划检修、临时检修、事故检修按本规程规定的设备检修管理办法执行。

第174条 当通信系统进行临时检修将对调度生产业务造成瞬时或短时影响时，通信运行维护部门必须提前通知省调当值调度员，并征得当值调度员同意后方可进行操作。

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

1.电力线载波通道的耦合电容器、线路阻波器、接地隔离开关、绝缘架空地线的巡视、维护、拆装，由各运行维护单位高压电气专业负责。

2.电力线载波通信用的结合滤波器、高频电缆的维护和接地隔离开关的操作由通信（或运行）人员负责。

3.电力线载波通道的耦合电容器的实验，线路阻波器工频特性实验和保护避雷器特性实验，由各运行维护单位高压电气专业负责，线路阻波器的频率调整和高频特性实验则由通信专业负责。

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分： 1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆 线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

2.普通架空光缆、管道光缆以及从变电站门型架（或中继站OPGW终端塔）光纤接续箱至通信机房的进场光缆由通信部门负责。

第179条 新建工程竣工验收前必须经过试运行，由运行部门提供试运行报告。在工程竣工验收时，应提供完整的竣工资料。

第180条 运行统计及评价按照《中国南方电网通信管理暂行规定》要求执行。《电力系统通信管理规程》DL/ T 544—94要求执行。运行统计报表每月2日前报送省调。第三章 运行操作 第一节 操作制度

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第182条电网的运行操作分为倒闸操作、工况调整、二次设备的操作等。倒闸操作是将电网或设备由一种状态（运行、热备用、冷备用、检修）转换到另一种状态。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要是指调整频率、电压、负荷、潮流、相角差等。

第183条 值班调度员应优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发布电网操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善，并拟定必要的事故预想和防止事故的对策。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

8.对500kV、220kV系统的操作，应尽量按照有关规定、要求，防止发生工频、操作、谐振过电压。

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。

第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

1.综合令：只涉及一个单位完成的操作，可下达综合令。发令人说明操作任务、要求及操作设备的起始、终结状态，具体操作步骤和内容由受令人根据有关规程自行拟定。

2.逐项令：凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须逐项下达操作指令，受令人必须严格按照发令人下达的指令顺序执行。未经发令人许可，不得越项操作。

第185条 省调值班调度员在发布省调管辖设备操作指令前，应预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据省调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票。

第186条 省调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置时，由省调调度员下达对装置的功能性要求，厂站人员按现场运行规程操作，满足功能性要求。

第187条 操作接令人汇报省调值班调度员的操作结果必须是经过现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地隔离开关、二次设备等的实际状态正确，负荷、电流、电压、保护切换回路等正常。

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

3.双重命名制度：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可。“×××kV（设备名称）×××（设备编号）”

4.复诵制度：调度员发布调度指令完毕或现场运行人员汇报执行操作的结果时，双方均应重复一遍，核对无误后，方可允许进行操作。

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

第189条 省调值班调度员发布的操作令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，省调调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）发给其他人员。

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

第191条 除第190条所列情况外，其余倒闸操作均须填写操作票，并严格按操作票执行。对于必须使用操作票进行的倒闸操作，严禁无票操作。第192条操作票填写要求：

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。

2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。

2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。

3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。

4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

第194条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第195条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂拆接地线、“约时”开工检修。

第196条 省调管辖范围内无人值班变电站的倒闸操作及事故处理由省调值班调度员对其集控站（中心）值班人员下达调度指令。集控站（中心）值班人员负责执行省调值班调度员下达的调度指令，对于无法进行远方操作的倒闸操作由其管辖的操作队进行操作。

第197条 接地隔离开关（地线）管理规定：凡属省调管辖线路，省调值班调度员下令操作的线路接地隔离开关（地线），由省调操作管理；出线隔离开关以内的接地隔离开关（地线），须经省调许可后，由厂、站值班人员操作管理；检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第二节 基本操作

第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。

2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。6.断路器操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

3)倒母线操作等，拉、合经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作保险电源切除）。

4)拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。1.1.1.1.26 超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。2.500kV隔离开关不能进行下列操作：

1)带负荷拉、合短引线（如需操作，须请示主管领导）。2)向母线充电或切空载母线（如需操作，须请示主管领导）。

3)严禁用隔离开关拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路及电容式电压互感器。

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。

4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作

1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。

3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。

2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。

第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。

2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。

3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

4.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差220kV一般不应超过25度，500kV一般不应超过20度。

5.凡属地调调度的35kV、110kV环路操作，若环路内有省调的管辖或管理设备，应事先向省调调度员问明是否是同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由有关地调负责考虑。第203条 线路操作。

1.环状或并联运行线路中的一部分线路停（复）电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。

2.线路停（送）电操作原则：

1)高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。

3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

3.3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路器，后合中间断路器，停电时相反。

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。

6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作地区所有安全措施确已拆除，方 23 可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。

9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作

1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同； 2)短路电压比相同； 3)接线组别相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时，应先拉开负荷侧（或低压侧）断路器，再拉开电源侧（或高压侧）断路器； 500kV联络变压器，必要时也可先从220kV侧停（送）电，在500kV侧合（开）环或并（解）列。

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并联变压器。5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。

6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。

2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停、送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电引起电压互感器二次保险熔断（跳），避免继电保护失压或安全自动装置误动作。4.用母联断路器对空母线充电：

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。

6.对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。

第206条 线路零起升压操作。

1.零起升压用的发电机应有足够的容量，对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

2.零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路断路器的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护； 3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

1.省电力公司电网与南方电网互联运行且需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入联络线和频率偏差控制模式（TBC）。

2.省电力公司电网与南方电网互联运行且不需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入恒定联络线交换功率控制模式（FTC）。

3.省电力公司电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。

5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。

第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

1.尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。

2.用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

4.尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户应优先恢复供电。5.调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

第209条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可；为防止事故扩大或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。

4.发电厂、变电站执行经批准的保厂用、站用电措施。5.电压回路失压时将有关继电保护和自动装置停用。

6.本规程及现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。第210条系统事故处理的一般规定：

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

2.系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

3.事故单位的值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；非事故单位应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

5.为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。

6.在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。

第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。第二节 系统频率异常及事故的处理

第212条 省电力公司电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2Hz时，省调值班调度员应及时检查省际联络线功率是否偏离规定值。如为省电力公司电网责任，应迅速调整出力，在15分钟内使其满足规定。电网频率异常期间，若省际联络线潮流超过稳定极限，省际联络线控制厂应无需等待省调通知而尽一切能力将联络线潮流控制在稳定极限内，然后汇报省调；其余发电厂和地调不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

当省电力公司电网事故，省际联络线出现有功、无功潮流倒送，则省际联络线控制厂应不待省调指令立即增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)外，并同时立即汇报省调当值调度员处理。省调当值调度员应立即指令其他电厂增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)。防止省电力公司网电压降低和发生省际联络线反向过载或稳定破坏解列事故。

第213条 省电力公司电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则： 1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。

2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时： 1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。

第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。

3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿 26 设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

第217条若母线电压低于85%额定电压而又无法调高时，发电厂可执行已批准的保厂用电措施；装有低压切负荷装置厂、站，如果装置该动而未动，则应不待省调指令将该线路拉闸，防止电网电压崩溃。

第218条当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时：

1.发电机功率因数必须高于0.95，具有进相运行能力的发电机、调相机及时进相运行。2.电容无功补偿装置及时退出，（视情况）投入低抗运行。3.改变电网运行方式或退出某些充电空线。

4.装有有载调压变的厂、站可带负荷调整变压器分接头。

第219条当电压监视点、控制点电压高于调度电压曲线值的105%及以上，各厂、站值班人员应立即采取调整无功补偿装置、降低机组无功出力等措施降低电压，同时报告省调值班调度员。省调值班调度员应立即进行处理，在1小时内使电压恢复到调度电压曲线值的105%以内，其中应在30分钟内使电压恢复到额定电压的110%以内。第四节 线路事故处理

第220条 单电源直馈线断路器跳闸，如无明显的故障迹象（如爆炸、火光等）：

1.自动重合闸装置拒动时，可不待调度指令立即强送一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）。

2.自动重合闸动作不成功时，现场值班人员应立即报告值班调度员。值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

第221条 220kV系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则：

1.投单相重合闸的断路器，单跳重合成功，现场值班人员应立即将动作情况报告省调值班调度员。

2.投单相重合闸的断路器，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况报告省调值班调度员，省调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次；强送成功则对侧断路器经同期并列或合环。

第222条 线路跳闸后，省调值班调度员可采取强送电方式，加速线路恢复运行，强送电时应考虑：

1.检查有关邻近线路的输送功率在规定范围以内，必要时应降低有关邻近线路的输送功率至允许值，或采取提高系统稳定度的措施。

2.强送前应该考虑是否存在过电压的情况并予以避免。3.根据系统运行方式，合理选择强送端。

4.现场值班人员应对跳闸线路断路器及线路有关设备进行外部检查，同时应将断路器跳闸后，按现场规程可否送电的意见，向省调值班调度员报告。5.强送端断路器必须具有完备的继电保护，强送端变电站的变压器中性点必须是接地系统。第223条 线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可指令用发电机组对线路进行零起升压，若零起升压失败时，应立即通知有关单位事故抢修。

第224条 当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可退出该保护，再强送一次。

第225条 有带电作业的线路故障跳闸后，送电规定如下：

申请带电作业的单位未向省调值班调度员提出申请故障跳闸后不得强送者，仍按上述“线路 27 事故处理”办法进行。

申请带电作业的单位向省调值班调度员提出申请要求停用重合闸、故障后不得强送者，省调值班调度员应得到工作负责人的同意后才能强送电。申请带电作业的单位在线路不论何种原因停电后，应迅速与省调值班调度员联系，说明能否进行强送电。

第226条 线路故障后，省调值班调度员发布事故查线或事故抢修指令时应说明：

1.线路是否带电。

2.若线路无电是否已做好安全措施。

3.省调值班调度员应提供继电保护动作情况及故障测距数据，供巡线单位参考。第227条 500kV线路并联电抗器事故处理：

1.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，不得对高抗送电。2.在未查明高抗保护动作原因，消除高抗故障之前，如电网需要线路运行，应符合线路无高抗运行的有关规定。

3.500kV线路并联电抗器保护动作跳闸时，经检查判明不是高抗故障，可对高抗试送一次。第228条 500kV线路由于线路保护与高抗保护同时动作跳闸，应按高抗事故进行处理。第五节 母线事故处理

第229条 母线电压消失，是母线本身故障还是由于系统故障引起，应慎重判别，采取相应的处理方法。

第230条 母线电压消失，现场值班人员应立即报告所属调度，对失电母线进行外部检查，并把检查情况报告所属调度，所属调度按下列原则进行处理： 1.确认现场将故障母线上的电源断路器全部在断开位置。2.不允许对故障母线不经检查即行强送电，以防事故扩大。

3.找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电，有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电。

4.找到故障点但不能迅速隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应迅速对故障母线上的各元件检查，确认无故障后，先拉开故障母线侧隔离开关，再将跳闸元件恢复至运行母线，操作时应防止将故障点带至运行母线。

5.经过外部检查或测试而找不到故障点时，应用电网外来电源对故障母线进行试送电。外来电源应选择对系统影响较小且具有完备的快速保护的线路；双母线中的一组母线发生故障时，尽量避免使用母联断路器试送电，特殊情况下，有必要使用母联断路器试送时，则必须保证母联断路器工况良好，并具有完备的充电保护；运行中的双母线同时电压消失时，立即断开母联断路器，用电网不同的外来电源断路器分别向两组母线试送电一次。

6.对于找不到故障点的发电厂母线故障，在电源条件允许时，可以利用本厂机组对故障母线进行零起升压。成功后设法恢复与电网同期并列。一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。

7.3/2接线的母线发生故障，经检查找不到故障点或找到故障点并已隔离的，可以用本站电源试送电。试送断路器必须完好，并具有完备的继电保护，母差保护应有足够的灵敏度。8.若母线故障使电网分成若干个单独运行的部分时，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸并列而扩大事故。

9.断路器失灵保护动作造成母线失压时，应查明拒动断路器并隔离后才能对母线进行试送。10.在对失电母线或故障母线进行处理时，均需注意母差保护的运行方式，必要时应停用母差保护。

第六节 系统解列事故处理

第231条当电网发生解列事故后，网内各厂、站、地调值班人员应在省调值班调度员的统一指挥下，尽快使电网恢复并列运行。

第232条 当电网发生解列事故后，省调值班调度员应迅速指定解列电网调频厂并及时调整有关继电保护及安全自动装置。

第233条 在系统事故情况下，允许经过长距离输电线的二个系统电压相差20%、频率相差0.5Hz进行同期并列。为此，值班调度员可采取下列方法使解列电网间满足并列条件： 1.先调整不合标准的系统频率，当无法调整时，再调整正常系统的频率。但均不得超出频率的合格范围。

2.将频率较高的部分系统降低其频率；将频率较低的部分系统频率提高，但不得超出频率的合格范围。

3.起动备用机组与频率较低部分系统同期并列。

4.将频率较高的部分系统的部分机组或整个发电厂与系统解列，然后再与频率较低的部分系统同期并列。

5.将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的部分系统。

6.在频率较低的部分系统中切除部分负荷。

第234条 事故情况下，电网解列成几部分，为便于事故处理，省调值班调度员可根据实际情况，指定有关地调、发电厂负责该孤立电网的调频、调压和事故处理。第七节 系统振荡事故处理

第235条 系统振荡时的一般现象为：

1.发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表的指针周期性地剧烈摆动；发电机、调相机和变压器发出有节奏的嗡鸣声。

2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

3.振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽照明灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

4.送端部分系统的频度升高，受端部分系统的频度降低，并略有摆动。第236条 系统振荡产生的主要原因： 1.系统发生严重故障，引起稳定破坏。

2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。

3.电源间非同期合闸未能拖入同步。

4.大容量机组调速器失灵或进相运行，或失磁，大型调相机欠励运行等引起稳定破坏而失去同步。

5.环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分电网联络阻抗增大；或送、受端之间的大型联络变压器突然断开或电网大型机组突然切除，使联络阻抗增大。6.失去大电源。

7.多重故障。

8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。第237条 消除系统振荡的处理原则：

1.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至最大允许值，直至设备过载承受极限为止。2.频率降低的发电厂，应充分利用备用容量（包括起动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时省调值班调度员指令有关地调、发电厂、变电站切除部分用电负荷。

3.频率升高的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近，但频率不得低于49.0Hz（与南方网联网时，不得低于49.5Hz），直至消除振荡；同时注意保证火电厂厂用电系统的正常运行。

4.当系统发生振荡时，不得任意将发电机或调相机解列，若由于发电机失磁而引起的电网 振荡，立即降低失磁机组有功出力，并恢复发电机励磁，直至振荡消除.否则将失磁机组解列。

5.与南方电网联网运行时电网振荡的处理应注意兼顾省际联络线潮流的控制。

6.从系统发生振荡时起，按上述办法处理后，经3至4分钟，振荡仍未消除时，省调值班调度员应在规定的解列点解列电网。第八节 发电机事故处理

第238条 发电机跳闸，应先查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：

1.水轮发电机由于甩负荷转速升高而使超速或过电压保护等动作跳闸，应即恢复并列带负荷运行。

2.发电机由于外部故障引起的后备保护动作跳闸，而主保护未动作且未发现发电机在不正常的现象，待故障隔离后可将发电机并入电网运行。

3.发电机由于内部故障保护动作跳闸时，应根据现场规程规定对发电机进行检查。如确未发现故障，可将发电机零起升压，正常后方可并网带负荷运行。

4.发电机因人员误碰保护（保安）装置而跳闸，应即调整转速恢复并网运行。若由于安全 自动装置联锁动作跳闸，按调度指令处理。第239条 发电机失磁的处理：

1.水轮发电机及100MW以上的汽轮发电机失磁，当失磁保护拒动时应立即解列发电机，允许无励磁运行的机组除外。

2.允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过30分钟。

3.允许无励磁运行的发电机失磁运行若发生振荡，应立即减小其有功出力直至稳态异步运行，并设法恢复励磁。若经减负荷直至为零仍发生振荡，则将该机组解列。

第240条 发电机进相运行失步时，应不待调度指令增加励磁、减少有功出力，使机组恢复同步运行。如处理无效，则应将该机组与电网解列，并争取尽快将机组再次并入电网。第241条发电机的事故过负荷能力由发电厂根据有关规定自行确定，并报省调备案。第九节 变压器事故处理

第242条 变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前不得强行送电。

第243条 变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，证明变压器内部无明显故障时，有条件的可对变压器进行零起升压，如正常即可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，证明变压器内部无故障后才能恢复运行。

第244条 变压器由于外部故障造成后备保护动作跳闸时，在检查变压器本体及引线无故障并将外部故障隔离后，可以对变压器试送一次。

第245条 有备用变压器和备用电源自投入的变电站，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后再检查处理跳闸的变压器。

第246条 变压器由于人为原因造成误动跳闸时，查明原因后经值班调度员的同意可将变压器恢复运行。

第247条 变压器的事故过负荷能力由设备主管单位根据国家有关规定自行确定，并报省调备案。

第十节 断路器异常处理

第248条 断路器的液压、气压、油位异常时，现场值班人员应尽快报告值班调度员，并通知有关部门尽快处理。

第249条 断路器在运行中出现不能分闸操作需要处理时，一般可采取下列措施：

1.凡有旁路断路器的厂站，可以采用旁路代供的方式使故障断路器脱离系统。

2.具有母联断路器的厂站，可采用母联断路器串供故障断路器，故障断路器加锁的方式继续运行；或母联断路器串供故障断路器后，将负荷转移，用母联断路器停电的方式进行停电处理。

3.直馈线路的受端断路器，将负荷转移后，用断开对侧电源断路器的方法，使故障断路器停电。

4.对于220kV及以下的母联断路器，可采用倒闸等方式将一条母线部分腾空，再断开母联断路器的两侧隔离开关。

5.无论采取何种方式，隔离开关的操作必须符合隔离开关操作原则。

第250条 不论什么原因断路器单相跳闸，重合闸未动作，造成两相运行时，现场值班人员应不待省调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应立即断开其余两相断路器后报告省调值班调度员。

第251条当事故跳闸后造成断路器一相运行，现场值班人员确认无误后立即手动断开该相断路器，再报告省调值班调度员。第十一节 通讯中断的事故处理

第252条 发电厂、变电站、地调与省调中断通讯联系时，现场值班人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接省调的电话，同时通知有关人员尽快处理。

第253条 事故时凡能与省调通讯畅通的地调、厂站，有责任向与省调失去联系的单位转达省调指令和联系事项。

第254条 发电厂、变电站与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理：

1.发电厂应按调度曲线自行调整出力，注意兼顾频率、电压及联络线潮流情况。2.与省调失去联系的单位，应尽可能保持电气接线方式、运行方式不变。3.一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行。

4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

第255条 调度电话中断时，进行事故处理的单位，在通讯恢复后应尽快报告省调值班调度员。

第十二节 电力系统黑启动

第256条 为在省电力公司电网全网瓦解或局部地区电网瓦解后，能最大限度地加快恢复速度，最大限度地减少损失。根据《电力系统安全稳定导则》的要求，需制定省电力公司电网黑启动方案。

第257条 省电力公司电网应成立黑启动工作小组，负责黑启动方案定时修编、宣贯等工作，并监督、指导、检查各单位的黑启动方案。在电网黑启动实施期间，实行“统一调度，分级管理”，各地区调度、发电厂、变电站要严格执行调度指令，以确保电网的快速恢复和在恢复过程中电网和设备的安全。黑启动实施过程中相关单位的职责：

（1）省调当值调度员负责协调指挥整个电网黑启动过程。

（2）具备自启动能力的发电厂根据调度指令及本厂黑启动恢复方案快速启动机组、对主干网架进行零起升压或空载冲击、并负责恢复过程中的电压及频率的调整。

（3）不具备自启动能力的发电厂，在系统提供启动电源后，快速恢复机组并网运行，并网后根据调度指令参与系统的频率和电压调整。

（4）各变电站根据调度指令及相应的事故处理预案，负责相应的解网、并网操作以及对供电负荷的恢复操作。

（5）各地调负责各地区小电网、小电站的恢复并网，并配合省调调度员完成负荷的恢复工作。

第258条 全网黑启动方案由黑启动工作小组负责编制，要求根据电网结构的改变及新投产电厂的情况原则上每年修编一次。黑启动方案所涉及的电厂、地调及变电站均应根据方案，编制和修改本单位的黑启动方案并报黑启动工作小组备案。各地调应根据所辖地区负荷的重要性，根据黑启动方案中的负荷恢复原则，制定事故后的负荷恢复方案，供调度员在黑启动事故恢复过程中使用。

第259条 方案中要求自启动的电厂，应对每台机组进行自启动试验，并将试验结果报黑启动工作小组。遇有重大设备改造或缺陷影响到机组自启动的，应报告省调。第260条 黑启动过程中的保护及安全自动装置、通信、自动化信息均应满足黑启动的要求。第261条各单位应根据每年制定的电网黑启动方案，开展相应的演习，以提高运行人员事故处理能力和反应速度，缩短电网恢复时间。

附录：

附录一 省电力公司电网调度术语 2.1 调度管理

调度管辖 电网设备运行和操作指挥权限的范围。

调度管辖设备 运行和操作的指挥权限归相应调度机构的设备。

调度管理设备 运行和操作的指挥权限归下级调度机构，但下级调度机构在操作前须征得相应调度机构同意、在操作后须向其汇报的设备。2.1.2 调度指令

电网调度机构值班调度员（以下简称值班调度员）对调度系统下级值班人员发布的必须强制执行的有关运行和操作的决定。2.1.2.1 操作令

值班调度员对所管辖设备进行操作，给调度系统下级值班人员发布的有关操作的指令。2.1.2.1.1 逐项令

值班调度员向调度系统下级值班人员的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求值班人员按照指令的操作步骤和内容逐项进行操作。2.1.2.2.2 综合令

值班调度员向现场值班员发布综合操作任务的调度指令。综合令由值班调度员下达操作任务，同时说明操作要求与注意事项，具体的操作步骤和内容以及安全措施均由现场值班员按规程自行拟定。2.1.3 调度许可

值班调度员对调度系统下级值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。2.1.4 直接调度

值班调度员直接向值班人员发布调度指令的调度方式(值班调度员向将要具体执行调度指令的值班人员发布调度指令的调度方式)。2.1.5 间接调度

值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其它值班人员转达调度指令的方式。2.1.6 委托调度

一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。

2.1.7 越级调度

值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员，而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行值班单位的方式。

2.2 调度 2.2.3 复诵

值班人员发布指令或接受汇报时，受话方重复通话内容以确认的过程。2.2.4 回令

值班人员在执行完调度指令后，向值班调度员报告调度指令的执行情况。2.3 运行操作

2.3.1合上：使断路器或隔离开关由分闸位置转为合闸位置。

2.3.2断（拉）开：使断路器（隔离开关）由合闸位置转为分闸位置。2.3.3挂地线（或拆地线）：在电气设备上挂上（或拆除）三相短路接地线。2.3.4倒母线：将母线上的线路或变压器从一组母线上全部或部分倒换到另一组母线的操作。2.3.5倒负荷：将线路（或变压器）负荷转移至其他线路（或变压器）供电。

2.3.6母线正常方式：调度部门明确规定的母线正常接线方式（包括母联断路器状态）。2.3.7 并列、解列

2.3.7.1 核相： 用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同。

2.3.7.2 定相： 新建、改建的线路，变电所（站）在投运前分相依次核对三相标志与运行系统是否一致。

2.3.7.3 核对相序： 用仪表或其它手段，核对两电源的相序是否相同。2.3.7.4 相位正确

断路器两侧A、B、C三相相位均对应相同。2.3.7.5 并列：两个单独电网（或发电机与电网），使其同期后并为一个电网运行。

2.3.7.6 解列：将一个电网分成两个电气相互独立的部分运行，或将发电机与主网解除并列。2.3.8 合环、解环

2.3.8.1 合环： 合上电网内某断路器（或隔离开关）将网络改为环网运行。2.3.8.2 同期合环： 经同期闭锁合环。

2.3.8.3 解闭锁合环： 不经同期闭锁直接合环。

2.3.8.4 解环： 将环状运行的电网，解为非环状运行。

2.3.9 试运行：发电机、变压器、锅炉等设备正式投运前，并入电网运行。2.3.10 投入（或切除）：将自动重合闸、继电保护、安全自动装置、强励、故障录波装置等设备投入（或退出）运行。

2.3.11 断点：根据电网运行需要，在环网或双侧电源的联络线上将某点断开后的断开点。2.3.12 三相不平衡：三相电流（或电压）指示不相同。

2.3.13 非全相运行：断路器跳闸或合闸等造成断路器一相或两相合闸运行。2.3.14 设备状态及变更

2.3.14.1（一次设备的）检修状态： 指设备的所有断路器，隔离开关均断开，挂好接地线或合上接地隔离开关时（并挂好工作牌，装好临时遮栏时）。

2.3.14.2备用状态： 泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行的状态。

2.3.14.2.1 热备用状态：指线路、母线等电气设备断路器断开，而隔离开关仍在接通位置。此状态下，设备保护均应在运行状态。

2.3.14.2.2 冷备用状态：指线路、母线等电气设备的断路器断开，其两侧隔离开关和相关接地隔离开关处于断开位置。

2.3.14.2.3 旋转备用：运行中的机组综合最大出力与实际所带负荷之差。

2.3.14.2.4紧急备用：设备存在某些缺陷或正在进行检修，紧急情况下可经领导同意或调度指令投入运行。

2.3.14.2.5事故备用：在规定的时间内，可并入电网运行的备用机组。

2.3.14.3 运行： 指设备的隔离开关及断路器都在合上的位置，将电源至受电端的电路接通（包括辅助设备如PT，避雷器等）。

2.3.14.4充电：使线路、母线、变压器等电气设备带标称电压，但不带负荷。2.3.14.5送电：对设备充电（带负荷）。

2.3.14.6 停电： 断开断路器及隔离开关使设备不带电。

2.3.14.7零起升压：用发电机对变压器、电抗器、母线或线路等设备，从零开始升起电压，至预定值或到额定电压。

2.3.14.8 零起升流： 电流由零逐步升高至预定值或额定电流。2.3.15 潮流：指线路（或变压器）的电流、有功、无功。

2.3.16独立网运行：发电厂或某一台机组，或某一局部电网与主网解列，带部分负荷单独运行，并负责频率和电压的调整。

2.4 事故及异常

2.4.1 摆动：电网的有功、无功、电压、电流等表计指针来回摆动。

2.4.2 冲击：系统发生短路或大电流接地时，发电厂、变电站的表计瞬间异常剧烈摆动，同时发电机、变压器处往往发出一种异常的响声。

2.4.3 振荡：电网并列运行的两部分或几部分间失去同期，电压、电流、有功和无功发生大幅度有规律的摆动现象。

2.4.4 过负荷：发电机、变压器或线路的电流（或有功）超过额定值或规定的允许值。2.4.5 跳闸：未经操作的断路器由合闸位置转为分闸位置。

2.4.6 重合成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上送电正常。

2.4.7 重合不成功：断路器跳闸后，自动重合闸动作，断路器自动合上后，继电保护再次动作造成断路器跳闸

2.4.8 重合闸拒动：断路器跳闸后，自动重合闸装置该动作而未动作。2.4.9 强送：线路或变压器等电气设备故障后未经处理即行送电。2.4.10 试送：线路或变压器等电气设备故障后经处理后首次送电。2.5 设备检修

2.5.1 可以停电：指设备已具备停电条件，可以开始停电。

2.5.2 可以复电：电气设备检修完毕，检修人员已全部撤离现场，安全措施已全部拆除，工作票已收回。

2.5.3 定期检修：按照规程或厂家规定的检修周期进行的检修工作。2.5.4 计划检修：经批准，由调度机构统一安排的检修工作。2.5.5 临时检修：计划外临时批准的检修。2.5.6 事故检修：因设备故障进行的检修。

2.5.7 事故查线：线路发生事故后，对带电或虽停电但未采取安全措施的线路进行的巡线。2.5.8 事故抢修：对因事故造成的停电线路或其它停电设备进行抢修。

2.6 用电

2.6.1 计划用电： 按不超过分配的用电指标，使用电力、电量。2.6.2 用户限电：通知用户按调度指令要求自行限制用电。

2.6.3 拉闸限电：拉开线路断路器强行限制用户用电。

2.6.4 保安电力：保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。

2.7 发电机、锅炉 2.7.1 开机（停机）：启动发电机同期并网发电（将发电机解列）。

2.7.2 进相运行：发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收电网无功功率。2.7.3 加负荷（或压负荷）：增加（或减少）发电机有功、无功出力。2.7.10 甩负荷：带负荷运行发电机所带负荷突然大幅下降至某一值。2.7.11 发电机跳闸： 带负荷运行的发电机主断路器跳闸。

2.7.12 紧急降低出力： 电网发生事故或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列。2.7.13 可调出力： 机组实际可能达到的发电能力。

2.7.14 单机最低出力： 根据机组运行条件核定的最小发电能力。

2.7.18机炉备用：设备处于完好状态，随时可根据调度指令启动，在规定时间内并入电网。2.7.19机炉失备：设备因故障、检修或其他原因，无法根据调度指令在规定时间内启动并入电网运行。

2.7.20 保养：机炉设备在较长时间内不运行时，采取保养措施。2.7.21空载：发电机已并列，但未接带负荷。

2.8 调整

2.8.1校电钟：使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。

2.9 水库运行

2.9.1 水库水位： 水库坝前水面海拔高程（米）。2.9.2 尾水水位：水电厂尾水水面海拔高程（米）。

2.9.3防洪限制水位：水库在汛期为满足防汛等综合利用要求所允许蓄水的上限水位。2.9.4正常高水位：水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到的水位。2.9.5 死水位：在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位。2.9.6 发电水头：水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差。2.9.7 发电水耗：每千瓦时发电量所耗水量（立方/千瓦时）。

2.9.8平均入库流量： 某时段内平均流入水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.9平均出库流量： 某时段内平均流出水库的流量〔立方米/秒〕。2.9.10 发电用水量： 水电厂在某时段内发电所耗用的水量。2.9.11 弃水量： 水电厂在某时段内未用于发电而弃掉的水量。

2.10 调度自动化

2.10.1 遥信：远方断路器、隔离开关等位置运行状态测量信号。

2.10.2 遥测：远方发电机、变压器、母线、线路等运行数据测量数据。

2.10.3 遥控：对断路器、隔离开关等位置运行状态进行远方控制，及AGC控制模式的远方切换。

2.10.4 遥调：对发电机组出力、变压器抽头位置等进行远方调整和设定。2.10.5 AGC：自动发电控制。

2.10.5.1 投入AGC：将机组AGC由厂控模式改为遥调模式。2.10.5.2 停用AGC：将机组AGC由遥调模式改为厂控模式。2.10.5.3 投入××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从单机切换到成组模式。

2.10.5.4 退出××机成组：将处于遥调（AGC）模式的机组从成组切换到单机模式。2.10.5.5 投入自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂投入自动开停机功能。2.10.5.6 退出自动开停机：具备计算机监控系统的发电厂停用自动开停机功能。2.10.5.7 ACE：区域控制偏差。

2.10.5.8 TBC、FFC、FTC： AGC的三种基本控制模式。

TBC是指按定联络线功率与频率偏差模式控制，FFC是指按定系统频率模式控制，FTC是指按定联络线交换功率模式控制。2.11 其它

幺、两、三、四、五、陆、拐、八、九、洞

调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”的读音 附录二 电网运行情况汇报制度

第1条 各单位应按有关要求按时向省调上报生产信息。

第2条 省调调度管辖范围设备发生事故时，必须及时向省调汇报。第3条 重大事件汇报

1、省电力公司电网内各地调管辖范围发生重大事件时，必须及时向省调汇报。省调调度员应立即了解相关情况，并按规定及时向上级汇报。

2、重大事件分类：

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

2)厂站事故：电网内重要发电厂和220kV及以上枢纽变电站全站停电、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

3)人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

4)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。5)调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件。

6)经确认因调度人员责任打破安全记录。

3、大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 1）事件发生的时间、地点、背景情况。

2）事件经过、保护及安全自动装置动作情况。3）重要设备损坏情况、对重要用户的影响。4）系统恢复情况等。

4、电网发生故障或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需较长时间时，各级调度应指派专人随时向上级调度机构值班调度员汇报恢复情况。第4条 其它有关电网调度运行工作汇报制度

1.各地调在实行新调度规程时，须及时将新调度规程报上级调度机构备案。

2.各地调发生重大电网事故时，应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告省调，并在事故分析会后向上级调度机构报送事故分析报告。3.每年1月底前，各级调度机构向上级调度机构报送 1）部门上一工作总结；

2）上一调度人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；

3）报送调度部门人员名单及联系电话。（须经过省调考核，确认具备接受调令资格）4）省调要求报送的其它资料。

附录三 调度系统培训制度

第1条 根据《电网调度管理条例》第十一条规定，电网调度系统值班人员（指电网各级调度机构的值班人员，发电厂的值长、电气班长（单元长），变电站的站长和班长，在上岗值班前必须经过培训、考核并取得可接调令的资格证书，方可正式上岗值班。上岗前，须通知有关单位。

第2条 资格证书有效期三年，换证前需经过审核或培训考核，合格者可在证书上加盖主管部门印章继续使用或换发新证；不合格者吊销证书，需经过重新培训取得证书。第3条 电网调度系统值班人员的培训属生产培训，具体培训由上级调度机构组织。第4条 培训的主要内容包括： 1.有关的法律、法规及政策； 2.有关的规程、制度；

省电力公司电网主网情况，电网运行对相应运行单位的要求； 有关的专业理论和技能； 系统、设备的操作； 系统、设备的事故处理； 有关的统计分析及报表； 有关的计算与分析；

调度系统值班要求的其它有关知识。

附录四 新设备投产应报送的技术资料内容

新建、改（扩）建工程接入电网运行前，项目建设单位或部门应于投产前三个月（现场运行规程提前一周，实测资料在测试或并网后30日内）向省调报送下列技术资料（书面资料和电子文档）：

一、设备、图纸资料

1、电气安装平面布置图；

2、电气一次接线图及厂（站）用电接线图；

3、火力发电厂煤、汽、水、油系统图；

4、水力发电厂气、水、油系统图，水工、气象、水文、水库及水情测报系统等设计资料；

5、输电线路的地理路径图，导线型号、长度、排列方式、线间距离、线路相序、交叉换位情况、平行线距离、架空地线规格；

6、一次设备断路器、隔离开关、母线、电压互感器、电流互感器、避雷器、阻波器、结合电容器及无功补偿设备（高抗、抵抗、串补等）技术规范；

7、继电保护及安全自动装置配置图、原理图、组屏图及技术说明书等；

8、通信有关技术资料与图纸；

9、自动化有关设计、施工的技术资料与图纸；

二、出厂资料

1、锅炉、汽（水）轮机、发电机、调相机、变压器、电抗器、电容器等的技术规范；

2、发电机和调相机的空载短路特性曲线与电气技术参数：如Ra、Xd、Xd＇、Xd“、X2、X0、Xq、Xq＇、Xq”及时间常数Td、Td＇、Td“、Td0、Td0＇、Td”；

3、发电机、原动机转动惯量；

4、汽（水）轮机调速器调整率及传递函数框图和有关各环节的时间常数；

5、励磁机规范、励磁方式、励磁倍数、励磁调节器形式，低励限制器特性曲线及励磁调节器传递函数框图和有关各环节的时间常数；

6、有关PSS等稳定装置参数；

7、发电机、变压器等设备过激磁特性曲线与过负荷特性曲线。

三、实测资料1、220kV及以上线路实测参数：R1、R0、X1、X0、B0、Xm（平行线路）。

2、220kV及以上变压器实测正序、零序阻抗。

3、机组进相、迟相、水电机组振动区及火电机炉的最低稳燃技术出力的试验报告，机组最大、最小出力，正常和事故开停机炉时间、增减负荷速率。

4、通信电路组织方式。

5、线路高频参数。

6、现场自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）策略及参数。

7、背景谐波实测资料。

四、发电厂、变电站现场运行规程（不少于10套）

五、地区电网提供资料

除以上要求提供的资料外，还需提供地区网络结构图、装机容量、电源资料、负荷资料、典型运行方式等。

附录五 省电力公司电网申请管理

1、目的

为了更好地规范发供电设备检修与新设备投产申请填报、批复与执行行为，提高检修与新设备投产安排的工作质量，做到责权明晰，杜绝人员责任事故，特制定本规定。

2、职责

设备工作单位负责申请填写、审核及上报，要求申请单位对填报的申请内容正确性负责，同时合理上报工期，合理安排配合工作。

工作相关的单位对省调转发其它工作单位的申请填写相应的意见。

省调负责在确保电网安全稳定运行，在充分考虑计划性、避免重复停电、有关单位相互配合的前提下，安排检修工作，受理申请、批准检修工期、批复相关内容，由值班调度员下令执行。

3、申请种类：

检修（试验）申请、新设备投产申请、电网方式变更单。

4、申请流转管理

（1）申请填报单位首先由填报人根据工作内容及其要求填报申请并流转给本单位具有审核权的人员审核同意后，上报给省调，同时通过电话与省调负责检修申请受理的人员进行确认，并对该项工作中一些具体情况进行联系和协调。

（2）省调检修流程主要指根据需要将申请流转到相关单位、受理上报申请、批复及执行申请等。

5、申请的申报方式与要求

5.1申请的申报方式为电子方式，各申请单位在省电力公司电网调度中心MIS系统的检修申请管理页面上填报。

5.2 填写申请内容时，涉及设备名称、单位名称时必须按《省电力公司电网调度规程》中规定的标准术语填写。

5.3 检修（试验）申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、停电范围，计划停复电时间。

新设备投产申请必须正确填报申请单位、申请人、停电联系人、联系电话方式、设备名称、工作内容、计划投产时间等，同时必须上报相应的附件：（1）施工单位主管审核意见，建设 38 单位或运行单位检查验收结论，并有主管领导的签字和公章（2）新投产设备的电气接线图，设备参数；（3）投产方案。；

方式变更单必须填写改变原因，改变时间等。5.4 申请填报时间：

（1）已列入计划的设备检修，一般设备的应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

（2）节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

（3）新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书。

（4）方式变更单提前一天填报。

7.浅析电网调度安全运行管理 篇七

电力调度安全管理工作的好坏, 将直接影响着电网的安全和经济运行。这是电力企业经济效益和社会效益并重的大事, 是一项长期而艰巨的工作, 搞好电力安全调度, 必须认真提高调度员安全思想认识和业务素质, 加强调度安全生产管理, 不但要学好专业理论知识, 遵循电网管理制度, 还要多做反事故演习和事故预想, 并要持之以恒, 扎扎实实, 深入研究等。

2 电网安全风险辨识

风险识别是电网安全风险管理的起点和重要环节。通常可以多视角地对电网安全风险进行识别。

2.1 外部与内部。

从电力体制改革、自然灾害、外力破坏、人为事故等因素识别电网外部安全风险, 可通过对输电网安全性评价及调度系统安全性评价来识别电网内部自身固有隐藏的风险。

2.2 电力与电网。

可通过对电力供需预测及电力市场运行的分析来识别电力供需平衡方面的矛盾或通过对电网网架及运行方式的分析来识别电网方面存在的矛盾。

2.3 未来与当前。

可通过对电网年度运行方式的分析超前识别未来电网运行存在的问题;也可通过对电网日常滚动运行分析和特殊运行方式的分析, 来识别当前电网运行隐藏的潜在风险。

2.4 目标与过渡。

通过对电力规划与电力建设最终目标的分析, 识别电网目标网架存在的安全风险;可通过对电力规划与电力建设过渡过程的析, 识别电网过渡期潜在的安全风险。

2.5 设备异常与电网事故。

可通过对省内外电网设备运行情况的分析识别电网设备异常, 也可通过对国内外电网事故的统计分析识别电网存在的安全隐患及事故处理过程的欠缺。

3 电网安全风险评估

风险评估是运用安全系统工程的方法, 对系统的安全性进行定性和定量的分析, 以确认系统发生危险的可能性及其严重度。电力系统常用作业条件风险性评价法 (亦称格雷厄姆-金尼法) 进行定量评估判定重大危险 (重大危险源) 。

作业条件风险性评价法主要是以与系统风险性有关的三种因素指标值的乘积来评价系统人员伤亡风险性的大小, 其表达式为:D=L×E×C。

L-发生事故的可能性大小;

E-人体暴露于危险环境中的频繁程度;

C-发生事故可能造成的后果;

D-风险性分值。

4 调度实时安全风险调控

从严格意义上讲, 电网安全风险的调度实时调控应覆盖电网运行安全实时预警、调度事故处理与恢复、信息沟通和披露的全过程。

4.1 电网运行安全实时预警

通过调度员事故预想、EMS系统越限提示和在线稳定监测系统等实时预警。可以使调度运行值班人员及时了解电网运行薄弱环节, 提前采取针对性的、有效的措施及时将事故隐患消灭在萌芽中或将系统恢复到一定的安全裕度内, 从而有效避免电网事故的发生。

4.2 调度事故处理与恢复

4.2.1 调度事故处理的依据。

电力系统调度运行规程, 电网特殊时期确保电网安全运行工作规范, 电网迎峰度夏及特殊时期保电预案, 电网事故拉限电序位表, 电网黑启动方案, 其它电网必要的事故处理预案和规定等。

4.2.2 电网过渡期的调控管理。

针对电网事故后可能出现的电网非正常运行方式, 尽快进行电网的安全分析和稳定性校核, 明确该状态下电网控制的要求, 使电网重新处于可控、在控的状态。同时, 对事故中损坏的设备应立即组织抢修, 尽快恢复运行或备用。

4.3 信息沟通与披露

及时的信息沟通与披露是电网事故处理的重要组成部分。是迅速有效地组织协调电网事故处理、共享事故处理信息、引导舆论报导的要求。在现代危机管理中, 已成为不容忽视、不可替代的重要一环。

5 加强电网安全运行调度管理措施

5.1 电网安全管理

任何工作的成败, 关键因素都在于人, 因此, 想要搞好电网调度工作就必须全面提升调度人员的安全意识与业务水平。管理部门必须将安全生产的思想贯彻到参与调度工作的每一个人身上, 使其端正认识, 提高责任心。另外, 针对我国电网建设速度的加快, 新技术、新设备不断应用于电网调度工作这一状况, 管理部门还应定期组织调度人员进行专业培训, 以提高他们对这些新事物的熟悉和掌握程度, 保证电网调度工作的安全进行。

建立以调度主任为第一安全责任人, 副主任为安全员, 班组设兼职安全员的安全网络, 全面考核审查安全工作, 强力推进标准化作业, 提高安全规程的现场执行力。安全网络各成员认真履行监督职责, 积极探索安全管理的新思路新方法, 认真研究改进管理的细节与控制, 采取多种形式提高员工安全意识, 以落实安全生产的“三抓” (抓行为、抓细节、抓执行) 建立安全管理, 从人员、设备、管理三要素入手, 建立了安全生产管理的规范机制, 调动全员主动负责的工作积极性, 层层签订安全生产责任书及无违章责任书, 并及时开展违章纠查, 对检查出的问题视情况进行警告或处罚, 定期组织安全活动, 学习有关文件、事故通报等, 分析每周安全生产情况, 总结安全工作经验, 查找安全隐患, 制定安全工作对策, 切实做到“我要安全”、“杜绝违章”和“三不伤害”。加强“两票”管理, 对照“两票填写规定”对执行情况及时进行奖罚。加强调度员安全操作管理, 对照“千次操作管理规定”每月进行奖励。通过各项奖罚措施提升了安全生产的“可控、能控、在控”水平, 巩固了长期稳定的安全生产良好局面。

5.2 电网缺陷管理

规范设备缺陷管理, 是提高设备运行水平的基础, 在设备运行过程中及时发现并消除设备缺陷, 能够有效地避免事故的发生。设备维护单位除按规定进行设备巡视外, 运用带电监测和红外线成像测试仪等设备能够及时、精确发现缺陷。在缺陷发生后相关单位按照类别积极采取措施予以妥善处理, 缺陷管理形成闭环管理, 做到有发现、有汇报、有督促、有反馈、有考核。

5.3 电网负荷的观察管理

输电线路, 尤其是高压输电线路, 一旦发生过负荷现象就有可能引发跳闸、设备烧坏等安全事故, 严重时甚至会导致全站停电, 造成恶劣影响。因此调度人员必须密切关注系统的负荷发展情况, 精确掌握联络开关的闭合, 同时加强对系统负荷发展情况的分析, 制定相应的事故应急处理方案。

5.4 调度计划管理

按照《年、月、周、日检修计划申报制度》适时编制调度计划。年调度计划编制大修、预试、技改工作, 作为年度检修的大纲。月调度计划参照年计划编制次月的总体工作安排, 包括新增用户用电接火。周调度计划按照提前7天通知用户的工作要求, 依据月调度计划安排下下一周工作内容。日调度计划依照周计划工作安排, 结合电网运行方式、天气变化等情况合理安排。年、月、周调度计划须经检修工作会议讨论决定, 并经主管生产副经理或总工批准。检修工作由施工单位或设备管理单位提前一天上午10时以前报调度室, 调度员接收工作计划后通过生产MIS发给运方专责, 运方专责负责编制日调度计划, 经调度主任审核、批准后, 于17点前通过生产MIS公示。周六、周日、周一的日调度计划于周五下发, 检修计划的执行情况由生产技术部负责统计、考核。

结语

电力安全生产管理规范化的重要内容之一是电力调度安全管理工作。首先要搞好电力安全调度, 必须认真提高调度员安全意识和业务素质, 加强调度安全生产管理, 其次就要学好专业理论知识, 准确辨别电网不安全因素, 减少误调度、误操事故, 确保电网安全稳定运行。

摘要：电网调度安全运行管理是一项系统工程, 要始终坚持“安全第一, 预防为主, 综合治理”的方针, 不断学习先进的管理理念, 坚持以人为本, 总结经验教训, 创新管理手段, 积极探索电网调度安全管理的方法和途径, 不断提升电网调度安全管理水平。

关键词：电网调度,安全风险,辨识

参考文献

[1]舒宗礼.电网调度管理[M].北京:中国电力出版社, 1999.

8.浅谈电网调度班组的安全管理 篇八

一、影响电网调度安全生产的因素

1、调度人员工作责任心不强

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

2、调度人员业务水平和心理素质差

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

3、调度操作管理制度执行不严

在实际调度工作中，存在对调度操作指令票马虎应付或操作完毕后有空再补填的现象，有的工作票的工作许可及工作结束手续不清，易造成误下令、误送电事故。特别是有多个班组同时在同一线路上工作时，若在全部工作未终结时就送电，或者用户在未得到当班调度员许可就在用户专用线上工作也容易发生事故。

4、交接班制度执行不认真

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

5、 调度人员与变电站运行人员之间缺乏沟通

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

6、班组安全活动没有定期开展或流于形式

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

7、有关电网技术资料管理不完善

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

二、做好电网调度班组的安全管理

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

1、加强调度人员的安全素质管理

提高调度人员的素质是安全管理的根本，抓人员的安全素质要三管齐下。

①加强思想教育，强化安全意识

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

②建立绩效考核制度，提高工作责任心

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

③定期开展班组安全活动，夯实安全基础

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

2、加强调度运行操作管理

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

①调度工作要流程化、规范化，并严把“五关”

“五关”即：申请单各项内容填写的规范关：一、二次设备运行方式安排的合理关；安全技术保证措施的完备关；调度指令票拟写的审核关；调度下令的监护关。把住了这五关就把住了调度安全操作的基础关。

②严格执行规章制度，杜绝调度“三误”的发生

（1）应做到调度命令三坚持：坚持调度命令的预发制、坚持调度术语的规范化、坚持调度命令复诵制。预防因调度下令不规范而引起的调度事故。

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

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

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

③ 加强技术培训，提高业务水平

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

④熟悉各种反事故预案，做好事故预想，定期开展反事故演习

随着近两年地区电网负荷跳跃式的增长，季节性、结构性的缺电使电力供应严重不足，面对这种形势，调度员要十分熟悉并掌握在电网出现严重故障时避免地区电网全面瓦解、崩溃，系统有序地指挥、协调事故处理预案及“N-1”甚至是“N-2”方式下的各种反事故预案。调度员当值期间必须针对电网运行状况、薄弱环节做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时能够及时果断地进行处理。而定期开展反事故演习可以让调度员身临其境，使其在技术上、心理承受能力上都得到锻炼，对提高其综合素质更有实际价值。

3、完善调度各项技术资料的管理

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

三、结束语