北京电网调度管理规程

北京电网调度管理规程（精选8篇）

1.北京电网调度管理规程 篇一

地区电网调度系统值班人员、停送电联系人员资格管理办法总则

1.1加强电网调度管理，维护电网调度正常秩序，保证地区电网的安全稳定运行和可靠供电，依据《电网调度管理条例》、《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》制定本办法。

1.2 调度系统值班人员、停送电联系人员须经电网调度业务培训、考核合格后上岗。严禁未经考核或考核不合格的人员发布或接受调度指令、进行停送电业务联系。

1.3 本办法适用于地区电网内与调度机构有调度业务联系的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。

1.4 电网调度机构负责调度系统值班人员、停送电联系人员资格的考核认证工作。

2调度系统值班人员

2.1 调度机构对调度业务考试合格的人员颁发《调度系统运行值班合格证书》。

2.2 取得《调度系统运行值班合格证书》的值班人员具备发布或接受调度指令、进行停送电业务联系的资格。

2.3 下列人员须取得《调度系统运行值班合格证书》：

2.3.1 县级调度机构（含地方电网调度机构）值班调度人员；

2.3.2 发电厂值班长或电气班长；

2.3.3 变电站（含开关站、换流站、配电站）值班长和正值班员；

2.3.4 配电网络运行值班人员；

2.3.5 用电人电力调度员或变电站值班长和正值班员；

2.3.6 其他需与调度机构进行调度业务联系的值班人员。

2.4 地区电业局调度中心负责其直调系统值班人员的考核工作，各县调负责其直调系统值班人员的考核工作。

2.5 下级调度机构值班调度人员资格由上级调度机构考核。发电厂、变电站（含开关站、换流站、配电站）、配电网络运行值班人员资格由调度机构考核。调度关系涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构考核；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构考核。

取得上级调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，应及时送各下级调度机构登记备案，自登记备案之日起生效。

2.6 新建设备的运行人或所有人应于投产日60个工作日前向调度机构申报需考取调度系统值班人员资格的资料，调度机构应于收到申报资料之日起60个工作日内完成考试和发证工作。

2.7 调度系统值班人员资格有效期一年，一年一审，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核工作。停送电联系人员

3.1 调度机构对停送电业务考试合格的人员名单予以公布，取得停送电联系人员资格。

3.2 停送电联系人员具备与调度机构进行停送电业务联系的资格。

3.3 地区地调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工

作，各县调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工作。

3.4 上级调度机构公布的停送电联系人员适用于各下级调度机构，上级调度机构公布的停送电联系人员名单应转发各下级调度机构。

停送电联系业务涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构组织考试；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构组织考试。

3.5 需办理停送电联系业务的单位或个人应提前30个工作日向调度机构申报需考取停送电联系人员资格的资料，调度机构自收到申请资料之日起30个工作日内完成考试和公布工作。

3.6 停送电联系人员资格有效期一年，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核和公布工作。

4罚则

4.1 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，对其予以警告，必要时将书面通知其所在单位：

4.1.1 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，未造成损失且情节轻微的；

4.1.2 延误执行调度指令的；

4.1.3 未及时反映电网运行情况；

4.1.4 设备停送电时间、检修时间变动时，未及时向调度机构申请的；

4.1.5 其它违反调度纪律、规程和制度，未造成损失且情节轻微的。

4.2 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，取消其资格，并书面通知其所在单位：

4.2.1 审核内受到同一调度机构两次警告的；

4.2.2 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，造成损失或情节恶劣的；

4.2.3 不执行调度指令的；

4.2.4 不如实反映电网运行情况，情节恶劣的；

4.2.5 未按设备停送电时间联系停送电的；

4.2.5 不执行调度机构下达的电网安全控制措施的；

4.2.6 未经值班调度员同意擅自操作调度管辖和许可设备，情节恶劣的；

4.2.7 其它违反调度纪律、规程和制度，造成损失或情节恶劣的。

4.3 发生4.2规定情形的，有关调度机构应及时报请资格管理调度机构取消责任人调度系统值班人员或停送电联系人员资格。

4.4 调度系统值班人员、停送电联系人员资格自取消之日起一年内不予重新认可。

2.北京电网调度管理规程 篇二

关键词：县级电网,调度,运行管理

在现代生产生活中, 电力成了必不可少的必需品, 因此加强电网调度运行管理成了各级电网调度机构的重中之重。电网调度包括电力生产、输送、分配、使用等环节, 可见电网调度运行管理是一项系统的工作, 需要重视对上述各个环节的综合管理。

1 县级电网调度概述

电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构, 调度机构既是生产运行单位, 又是电网管理部门的职能机构, 代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。在我国, 县级电网调度机构居于最低层级, 服从省辖市级 (州级) 电网调度机构的调度。县级电网调度的职责和目标主要体现在:

首先, 确保本县电网的安全稳定运行。电网调度的最根本职责之一, 就是保证电网运行的安全稳定, 这是电力供应的客观规律决定的。县级电网调度必须保证电能质量的各项指标符合国家规定标准, 强化对电厂、用户的电压无功管理考核;采取有效的技术措施和组织措施, 减少停电时间、提高电能质量, 做好各项应急预案。

其次, 优化资源配置, 平衡供需矛盾。通过对运行电网的计算和分析, 提出电网规划的合理建议, 实现区域的优化调度;通过负荷预测的技术管理, 确保地区电网调度的供需平衡;通过合同或协议管理, 保护好发电、供用电各方利益。

再次, 完善电力调控技术支持系统。不断开发或引入地区电网调度管理软件, 适应电网调度的新形势和新要求。

最后, 按照电力市场调度营运规则, 保障电力市场营运秩序。

2 县级电网调度运行管理的现状

2.1 县级电网调度运行管理的基本情况

运行管理原则方面, 县级电网设备的运行操作根据调度管辖范围的划分, 实行统一调度, 分级管理。各级调度对其调度管辖范围内的设备发布调度指令, 并对其正确性负责。特殊情况下, 上级调度机构的值班调度员可对下级调度机构管辖的设备直接发布操作指令, 但事后应及时通知下级调度机构的值班调度员。下级调度机构的操作对上级调度机构所管辖设备运行或电网安全有影响时, 必须得到上级调度机构值班调度员许可后方可进行。上级调度机构的操作对下级调度管辖系统有影响时, 上级调度机构值班调度员应提前通知有关下级调度机构值班人员。厂站值班员接受上级调度机构值班调度员的调度指令, 并对执行调度指令的正确性负责。厂站值班员在接受调度指令时, 如认为该调度指令不正确, 应立即向发布该调度指令的值班调度员报告, 当发布该调度指令的值班调度员重复该指令时, 受令人必须迅速执行。如执行该指令确危及人身、设备安全时, 受令人应拒绝执行, 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主管领导。厂站值班员在遇有危及人身、设备安全的紧急情况时, 可根据现场规程规定先行处理, 处理后应立即报告值班调度员。

操作模式方面, 根据调管范围的划分, 县级电网调度操作模式可分为直接操作、委托操作、配合操作、转令操作和许可操作。正常情况下, 各级调度对其调管范围内设备采用直接操作模式。同一厂站内的设备, 分属不同调度调管, 经相关方值班调度员协商后, 可采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。线路两侧设备由不同调度调管, 且相关方调度在线路对侧厂站无调管权时, 应采用配合操作。间接调度设备的操作, 一般采用转令方式。调度许可操作适用于只涉及一个单位的操作。

操作指令方面, 调度操作指令分为综合令、单项令和逐项令, 逐项令中可包含综合令。值班调度员在发布调度操作指令前应先交待操作目的和任务。对于只涉及一个单位的操作才能使用综合令。可以下达综合令操作的设备有:变压器、母线、开关、低压电抗器、低压电容器、交流滤波器、串补、电压互感器、继电保护及安全自动装置。对于一个操作任务, 凡涉及两个及以上单位共同配合, 并按一定逻辑关系才能进行的操作, 应使用逐项令。

2.2 县级电网调度运行管理存在的问题

2.2.1 电网调度运行安全管理意识较弱

县级电力工作人员的电网调度运行安全管理意识普遍不强, 在电力调度自动化系统的维护和管理方面积极性不足, 部分工作人员对自动化系统的管理和维护能力欠缺。在这种背景下, 即使一些县级电力设备和系统先进, 也会存在管理和维护水平不高的现象, 这自然在很大程度上影响了县级电网调度运行的安全和稳定。

2.2.2 电网建设管理缺位

国家历来重视电网运行的安全和稳定, 因而在硬件中投入较大。然而在县级电网调度的运行管理中, 管理人员对建设设施的重要性认识不到位, 在电网工程建设各个阶段的监督管理都存在一些问题。例如, 建设工程设计和评估工作不到位, 导致项目达不到实际电网运行的高度;工程建设中, 质量监控不到位, 导致电网工程质量不达标等。这些问题的存在, 不仅增加了电网建设的成本, 而且也引发了建设进度和建设质量等方面的问题。

2.2.3 电网系统维护相对复杂

除了一些外力因素例如雷击、暴风、雨雪、冰雹等自然灾害会对电力设备造成不同程度破坏外, 还存在一些不法分子的认为破坏。县级电网调度过程中, 由于电力设备更新、供电线路更改等因素的影响, 电网系统的问题和故障都相对要复杂一些。当县级供电设备遇到故障时, 因供电系统的复杂性和供电设备数量的庞大, 故障原因很多, 技术人员对故障的判断难度也大, 给系统的修复带来了困难。

2.3 调度指令问题

县级电网调度过程中, 不同程度地存在调度指令不及时不准确现象。一些技术人员在处理电网系统故障时, 不能及时、正确地做出相关指令, 往往导致电力过载、供电不足甚至电力事故等问题。技术人员专业知识薄弱, 或者在处理供电系统故障时不够谨慎, 都可能导致对故障原因分析的错误, 从而做出错误的调度指令, 影响到县级电网的稳定性。

3 县级电网调度运行管理的对策建议

针对当前县级电网调度运行管理普遍存在的问题, 结合多年的县级电网调度运行管理经验, 简单提出一些建议对策。

3.1 强化电网调度的安全意识

县级供电局应统一思想、加强调度纪律, 提高工作人员对电网调度运行安全管理重要性的认识。通过宣传、教育和培训, 让工作人员意识到电网调度工作直接影响着地方经济的运行, 意识到国家和政府对电网安全稳定运行的重视程度, 意识到电网调度的现代化程度对电网调度运行安全管理的新要求。在此基础上, 尽可能避免人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令, 杜绝擅自投停运设备。通过强化工作人员的安全意识, 从思想上深化对电网调度运行管理的重要性的认识, 更好地保障县级电网调度运行的安全和稳定。

3.2 加强电网建设管理

电网建设工程涉及多个环节, 各级领导和管理人员要加强对施工前、施工过程和施工后各个阶段的检查、监督, 确保电网建设工程的质量、成本和进度等在电网运行要求范围内。电网设计方面, 要通过严格的评审程序, 避免设计环节就出现缺陷, 导致开工后无法调整;施工过程中, 电网运行单位要积极参与, 对工程中存在的问题及时提出整改意见;成本控制方面, 对整个电网工程进行合理的预算和结算, 确保工程成本控制在合理范围;进度控制方面, 确保工程质量的前提下, 重视工程效率, 避免工期延误导致成本的增加;标准化工作方面, 加强标准化工作建设, 提升服务质量, 重塑供电局良好形象。

3.3 加强电网运行的操作管理

针对县级电网系统维护相对复杂的特性, 应加强电网运行的操作管理, 以提高电网运行质量。首先, 健全相关制度, 严格执行电网调度管理规定。除了严格遵守《电业安全工作规程》、《电网调度管理条例》外, 各县应结合自身实际制定操作管理制度, 完善《电力调度管理规程及相关规定》, 同时督促工作人员切实贯彻和执行, 避免各项制度流于形式。其次, 加强计划检修管理。县级电网调度运行管理中, 可以推行一条龙检修方式, 实现检修计划一条龙管理, 严格检修各个环节的审批与管理, 避免随意非计划检修、不具备条件检修、未准备好配合工作检修等现象。

3.4 加强调度业务培训, 提升调度人员的业务素质

当今社会, 科学技术不断发展, 各种电力设备更新频率不断加快, 电网调度运行管理的现代化水平越来越高, 这无疑对县级电网调度人员的业务素质提出了更高的要求。为了更好地应对县级电网调度运行管理工作, 县供电局要加强对调度人员的业务培训, 让工作人员尽快掌握专业领域的新知识与新技能。业务培训要紧密围绕岗位工作实际, 突出调度人员的技能培训, 让调度人员熟悉电网的一次系统图、主要设备工作原理, 熟悉调度自动化系统, 熟悉电网各种运行方式和事故处理及岗位责任制;能正确下达倒闸操作命令, 能准确分析电网运行情况, 能及时准确判断各种事故。只有通过各种形式的培训学习, 才能让调度人员在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。

总之, 随着科学技术的进步, 电网调度的现代化程度越来越高, 电网的安全稳定运行要求也越来越高。在县级电网调度运行管理工作中, 只有努力杜绝人为的误调度、误操作事故以及不服从调度指令, 才能真正确保县级电网的安全、优质和经济运行, 更好地满足社会对电力的需求。

参考文献

[1]李晨.县级电网调度运行问题探析[J].电子测试, 2015 (19) .

3.北京电网调度管理规程 篇三

摘要：现在我国的电网系统发展的速度越来越快，智能化和自动化已经成为了我国电网调度管理的主要方向，其有效地促进了电网的稳定和安全运行，本文立足于电网自动化调度系统，对采用自动化调度管理电网的重要意义进行了分析和介绍，并且对使系统稳定安全运行受到影响的因素进行了分析，最后有针对性地提出了加强电网自动化调度管理的有效对策，从而希望能够使电网的稳定安全运行得到切实的保障。

关键词：电网；自动化；调度管理

由于我国电力事业发展的越来越快，因此对电力系统安全运行具有越来越高的要求。作为保障电力系统安全的重要组成部分，电网调度管理在推动电力事业不断发展的进程中发挥了越来越重要的作用。对电网调度运行和操作进行协调、组织、指挥，从而使电网优质安全的运行得以确保，这是电网调度管理的主要任务，因此电网运行的现状在很大程度上受到了调度管理的影响。在我国电网技术不断发展的今天，我国的电网调度管理具有越来越高的自动化程度，并且在保障电力系统安全稳定方面发挥了越来越重要的作用。

一、电网自动化调度系统的重要意义

电网自动化调度系统的主要结构就是信息通道、RTU、控制中心以及主站系统等，以系统不同的功能为根据可以将系统划分为人机联系系统、信息处理系统、信息传输系统、信息执行系统以及信息采集系统等各种子系统。电网自动化调度系统主要包括 SCA-DA的系统终端设备、网络设备、服务器以及前置通讯机等[1]。

在实施电网自动化调度之前，我国电网系统的监管范围以及监控范围存在着较大的局限性，往往只是局限于发电厂及变电站的设备，其主要是监控和监管调度员所能看到的各种运行数据和围墙设备，而很少有能够有效的监管围墙之外的系统设备运行情况。在电网自动化调度实施之后，调度员就能够及时地了解整个电网系统的用电环节、输电环节、配电环节以及发电环节等各个环节的运行情况，这样就使得整个系统的工作效率得以有效增长。同时在自动化调度得到广泛应用之后，还可以利用开关和配变等设备自动的采集设备的实时数据，从而可以做好实时的监测设备的运行情况，并且利用远方控制开关的方式使得现场工作的危险性得以极大降低，并且提高了工作人员的工作的效率，保證了事故及时报警的实现，同时还能及时的打印、统计和记录各种事故信息，快速准确的对应电网的运行图和实际的地理位置，将在各个角落分布的各个设备的运行具体位置找出来，从而便于电网系统的及时维修，更加快速的排除故障。

二、系统安全稳定运行的主要影响因素

电网在具体的运行过程中会受到各种因素的影响，这些因素主要包括管理因素、环境因素、系统规范以及安全防护体系等。

2.1环境因素和系统规范

在变电所实现无人值班以及自动化的今天，电网自动化调度系统发挥了越来越重要的作用。目前电网自动化调度系统已经成为集合了电网保护、测量以及控制等各项功能的自动管理系统，然而由于各种原因的影响，导致现在仍然采用旧标准作为电网自动化调度系统的技术标准，因此造成现行的应用标准很难使电网调度系统的实际需要得到充分的满足，比如不安全的通道以及不完善的建设情况等，严重的影响到了系统的安全稳定运行[2]。

2.2管理因素的影响

在安装好系统设备之后，一些新的设备并没有经过验收环节就开始正式投入使用；一些调度人员并未进行上岗之前的培训工作就开始作业操作，因此这些调度人员就很难快速有效地处理各种异常情况，导致系统存在很多的安全隐患。

2.3安全防护体系

电网自动化系统在应用和连接方面主要是受到了计算机犯罪及物理层面等各种问题的影响。网络层面的安全是网络安全问题的主要表现形式，网上任何主机都可能会对联网计算机进行攻击，如果没有采取有效的网络安全方式，就可能会导致各种安全问题，比如黑客攻击、病毒攻击、公网攻击和威胁等。物理安全问题主要包括主机硬件方面以及物理线路方面的安全问题，比如自然灾害与盗用、硬件故障等。而系统的安全问题主要包括系统损害、未授权存取以及账号泄密等操作系统方面的各种问题。

三、基于电网自动化调度管理电网安全运行的有效对策

3.1建立健全系统安全防护体系

立足于电网自动化调度系统安全运行方面，必须要严格的以国家相关规定为根据，充分的考虑到实时性、安全性以及可靠性等各方面的问题，从而构建科学合理的电网调度系统安全保护措施，并且在具体的实践过程中对其进行不断的完善。首先，在系统网络的传输层面上，要想保证数据必要传输以及数据网络安全的实现，就必须要采用单向传输的方法进行信息传输，并且采取有效的安全隔离措施。其次，立足于专用网络的广域网以及局域网等层面，可以以不同的业务系统为根据选择多种网络安全技术、备份恢复、加密通信、身份认证以及安全访问控制等技术。最后，立足于电网系统和应用层面，要想使数据网络安全得以确保，就要选择软硬件冷热备份、操作系统与关键数据、安全应用系统等方法[3]。

3.2做好自动化装置安全防护的工作

自动化调度系统在运行的过程中很容易受到一些硬件故障以及自然灾害等各种问题的影响。立足于自然灾害方面，可以选择有效的方式使得自然灾害对系统的破坏程度得到很好的控制，这就要求建立较为完善的监控系统。通过局域网使监控系统连接其他的系统，这样就能够实现异地监控系统互联，从而确保监控系统在遇到各种问题的时候实现早发现以及早处理。在硬件故障方面，相关单位必须要将安全稳定的应急措施出来，这样才能够保证系统在发生硬件故障后及时的恢复正常运行，必须要妥善的保存和备份关键的数据。同时要及时地更新系统中的软件，特别是一些杀毒软件。总之，必须要将系统的维护工作做好，从而有效地避免系统中出现各种漏洞。要将监测攻击和告警的设备装配在关键的位置，从而能够使系统的安全防护能力得以提升，一旦遇到黑客攻击或者病毒攻击的情况，就需要马上采取有效的应对措施，在使现场安全得以确保的基础之上，尽可能的以最快的速度使系统恢复正常运行，防止出现事态扩大的情况[4]。

3.3对系统运行环境的规范控制进行强化

必须要严格地以相关系统设计依据为根据对高级软件、系统性能要求、网络通信要求、历史数据报表管理、支撑软件要求、系统结构配置、系统设计依据等进行规范，从而有效地避免出现各种不安全的因素。要严格地有无人值班的要求为根据改造和设计全部的变电所，并且保证系统四遥功能的实现。自动化调度设备还必须要具备防雷击防过压的措施以及安全可靠的接地系统，要对其接地电阻进行及时的检测，确保接地电阻符合相关的规定，同时还要对相关的消防设备进行有效的配备。

四、结语

在我国电力技术快速发展的今天，在电网系统中广泛地应用到了自动化调度系统。自动化调度系统的应用除了使现场操作得以减少之外，同时还使工作人员的劳动强度得以减轻，最为关键的是其能够对城市各个角落的电网信息进行有效的采集，从而使系统的监控范围不断扩大。总之，要想使自动化调度的作用充分的发挥出来，就必须要将安全防护体系构建好，并且不断地规范其运行管理，最终确保电网实现安全稳定运行。

参考文献：

[1]郭伟.浅析电网调度管理一体化[J].云南电力技术.2012（03）

[2]吕菊平.浅析电网调度管理和自动化系统安全防护[J].机电信息.2011（36）

[3]胡睿.电网调度管理和自动化系统的安全防护[J].科技资讯.2011（20）

4.省电力公司电网调度规程 篇四

第一章总 则

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

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

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

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

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

第7条 本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理

第一节 电网调度管理的任务

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

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

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

省电力公司调度的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。

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

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

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

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

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

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

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

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

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

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

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

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

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

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

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

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

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

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

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

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

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

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

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

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

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

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

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

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

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

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

第14条 省调调度管辖范围一般为：

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

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

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。

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

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

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

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

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

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

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

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

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

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

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

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

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

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

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。

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

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

2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。

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

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

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

1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

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

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

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

第四节 运行方式的编制和管理

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

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

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

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

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

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

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

8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

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

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

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

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。

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

3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。2）电网的设备能力和检修情况。

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

2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

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

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

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

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

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

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

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

第45条 水库调度管理的基本任务：

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

2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。

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

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

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

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

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

第47条 水库调度基本原则

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

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

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

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

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

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

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

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。

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

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

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。

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

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

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。

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

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

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

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

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

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

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

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。

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

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

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

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。

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

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

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

第58条 负荷管理的任务

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

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

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

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

5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

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

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

第八节 新设备投运管理

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

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

第64条 新设备投产前应具备下列条件：

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

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

3.设备参数测试正常。

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

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

6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

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

省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

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

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

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

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。

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

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

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

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

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

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

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

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

3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。

第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

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

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

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

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

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

第91条 稳定运行管理的主要内容：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

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

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

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

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

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

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

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

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

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。

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

3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第十三节 调度自动化管理

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

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

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

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

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

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

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

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。

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

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

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

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

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。

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

9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2、组织编制省电力公司电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

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

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

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

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

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

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

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

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

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

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

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

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

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

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。

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

3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。

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

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

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

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

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

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

第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。

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

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

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

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

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

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

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

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

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

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

4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作

1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。

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

2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

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

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。

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

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。

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

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

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

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

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

2.线路停（送）电操作原则：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。

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

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

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

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

第206条 线路零起升压操作。

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

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

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

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

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

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

第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

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

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

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

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

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

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

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

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

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。

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

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

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

第218条当母线电压高于省调下达电压曲线上限规定时：

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

4.装有有载调压变的厂、站可带负荷调整变压器分接头。

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

第220条 单电源直馈线断路器跳闸，如无明显的故障迹象（如爆炸、火光等）：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第225条 有带电作业的线路故障跳闸后，送电规定如下：

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

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

第226条 线路故障后，省调值班调度员发布事故查线或事故抢修指令时应说明：

1.线路是否带电。

2.若线路无电是否已做好安全措施。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

第六节 系统解列事故处理

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

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

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

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

3.起动备用机组与频率较低部分系统同期并列。

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

5.将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的部分系统。

6.在频率较低的部分系统中切除部分负荷。

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

第235条 系统振荡时的一般现象为：

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

2.失去同步的发电厂与系统间的联络线的输送功率表、电流表将大幅度往复摆动。

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

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

2.故障时断路器或继电保护拒动或误动，无自动调节装置或装置失灵。

3.电源间非同期合闸未能拖入同步。

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

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

7.多重故障。

8.弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。第237条 消除系统振荡的处理原则：

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

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

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

5.与南方电网联网运行时电网振荡的处理应注意兼顾省际联络线潮流的控制。

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

第238条 发电机跳闸，应先查明继电保护及自动装置动作情况，再进行处理：

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

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

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

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

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

2.允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过30分钟。

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

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

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

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

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

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

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

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

第十节 断路器异常处理

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

第249条 断路器在运行中出现不能分闸操作需要处理时，一般可采取下列措施：

1.凡有旁路断路器的厂站，可以采用旁路代供的方式使故障断路器脱离系统。

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

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

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

5.无论采取何种方式，隔离开关的操作必须符合隔离开关操作原则。

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

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

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

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

第254条 发电厂、变电站与各级调度通讯中断时，应按下列原则处理：

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

4.调度指令已下发，正在进行的操作应暂停，待通讯恢复后再继续操作。

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

第十二节 电力系统黑启动

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

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

（1）省调当值调度员负责协调指挥整个电网黑启动过程。

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

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

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

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

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

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

附录：

附录一 省电力公司电网调度术语 2.1 调度管理

调度管辖 电网设备运行和操作指挥权限的范围。

调度管辖设备 运行和操作的指挥权限归相应调度机构的设备。

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

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

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

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

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

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

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

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

一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。

2.1.7 越级调度

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

2.2 调度 2.2.3 复诵

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

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

2.3.1合上：使断路器或隔离开关由分闸位置转为合闸位置。

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

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

2.3.7.1 核相： 用仪表或其它手段对两电源或环路相位检测是否相同。

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

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

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

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

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

2.3.8.3 解闭锁合环： 不经同期闭锁直接合环。

2.3.8.4 解环： 将环状运行的电网，解为非环状运行。

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

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

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

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

2.3.14.2备用状态： 泛指设备处于完好状态，随时可以投入运行的状态。

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

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

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

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

2.3.14.2.5事故备用：在规定的时间内，可并入电网运行的备用机组。

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

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

2.3.14.6 停电： 断开断路器及隔离开关使设备不带电。

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

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

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

2.4 事故及异常

2.4.1 摆动：电网的有功、无功、电压、电流等表计指针来回摆动。

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

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

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

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

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

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

2.5.1 可以停电：指设备已具备停电条件，可以开始停电。

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

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

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

2.6 用电

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

2.6.3 拉闸限电：拉开线路断路器强行限制用户用电。

2.6.4 保安电力：保证人身和设备安全所需的最低限度的电力。

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

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

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

2.7.14 单机最低出力： 根据机组运行条件核定的最小发电能力。

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

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

2.8 调整

2.8.1校电钟：使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差。

2.9 水库运行

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

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

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

2.10 调度自动化

2.10.1 遥信：远方断路器、隔离开关等位置运行状态测量信号。

2.10.2 遥测：远方发电机、变压器、母线、线路等运行数据测量数据。

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

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

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

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

2.10.5.8 TBC、FFC、FTC： AGC的三种基本控制模式。

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

幺、两、三、四、五、陆、拐、八、九、洞

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

第1条 各单位应按有关要求按时向省调上报生产信息。

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

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

2、重大事件分类：

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

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

3)人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

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

6)经确认因调度人员责任打破安全记录。

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

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

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

1.各地调在实行新调度规程时，须及时将新调度规程报上级调度机构备案。

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

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

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

附录三 调度系统培训制度

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

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

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

调度系统值班要求的其它有关知识。

附录四 新设备投产应报送的技术资料内容

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

一、设备、图纸资料

1、电气安装平面布置图；

2、电气一次接线图及厂（站）用电接线图；

3、火力发电厂煤、汽、水、油系统图；

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

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

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

7、继电保护及安全自动装置配置图、原理图、组屏图及技术说明书等；

8、通信有关技术资料与图纸；

9、自动化有关设计、施工的技术资料与图纸；

二、出厂资料

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

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

3、发电机、原动机转动惯量；

4、汽（水）轮机调速器调整率及传递函数框图和有关各环节的时间常数；

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

6、有关PSS等稳定装置参数；

7、发电机、变压器等设备过激磁特性曲线与过负荷特性曲线。

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

2、220kV及以上变压器实测正序、零序阻抗。

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

4、通信电路组织方式。

5、线路高频参数。

6、现场自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）策略及参数。

7、背景谐波实测资料。

四、发电厂、变电站现场运行规程（不少于10套）

五、地区电网提供资料

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

附录五 省电力公司电网申请管理

1、目的

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

2、职责

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

工作相关的单位对省调转发其它工作单位的申请填写相应的意见。

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

3、申请种类：

检修（试验）申请、新设备投产申请、电网方式变更单。

4、申请流转管理

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

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

5、申请的申报方式与要求

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

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

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

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

方式变更单必须填写改变原因，改变时间等。5.4 申请填报时间：

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

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

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

（4）方式变更单提前一天填报。

5.华中电力系统调度管理规程07 篇五

2007-xx-xx发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

批准人：卢放

审核人：郑俊杰、梁虹

主要起草人员：李群山、崔云生、凌卫家、黄争平

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

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 10 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10 12 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈14 13 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 14 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 15 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈32 附录A（资料性附录）华中电力系统运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈42 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈46 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈48 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈50

I

前 言

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

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

本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

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

II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。

本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。规范性引用文件

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

中华人民共和国主席令第60号 中华人民共和国电力法

国务院令第115号 电网调度管理条例 国务院令第432号 电力监管条例

国家电力监管委员会令第5号 电力二次系统安全防护规定 国家电力监管委员会令第22号 电网运行规则（试行）GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范

GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

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

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

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 961 电网调度规范用语 DL/T 1040 电网运行准则

电监安全[2006]34号 关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知 国电调[2001]532号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国通运[2004]158号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定

国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法 国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）国家电网安监[2005]145号 国家电网公司电力生产事故调查规程 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 3 术语和定义

下列术语和定义适用于本规程。3.1 电力系统

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

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

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度 电力调度机构（以下简称调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5 电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

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

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

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围 电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

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

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

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

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

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

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

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

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

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

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

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

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

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

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

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

电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。3.30 黑启动

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

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.32 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.33 保护及故障信息管理系统

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

由厂站内采集运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度生产、管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.35 4 电力通信网

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.36 电力通信机构

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

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

4.2 电力调度应遵守国家有关法律、法规、政策的规定，并符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

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

4.5 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。

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

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

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

──华中区域电力调度机构（以下简称网调）；

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.3.1.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。

6.3.1.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.4.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。

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

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

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

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

6.5.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。

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

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 调度管辖的一次设备范围划分原则

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

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

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

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

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

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

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

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

7.4.1 电网企业使用的全部业务通道，由该电网企业的通信机构调度管辖。

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

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

7.4.5 上述7.4.2、7.4.3条中不包括上级通信机构已指定由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

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

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。

8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。

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

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。

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

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

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

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

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

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

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

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

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下： 8.11.1 下级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。上级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响下级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应通知下级调度机构。

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

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

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

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

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

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

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

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

9.6

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

10.1 频率

10.1.1 电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

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

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

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

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

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

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

10.1.8

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

10.2 电压

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

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

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

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

a)调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；

b)投切电容器、电抗器；

c)调整有载调压变压器分接头； d)改变电力系统运行方式。

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

11.1 操作制度

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

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

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

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

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

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

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

a）事故处理；

b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变； c）机组状态改变；

d）拉、合刀闸、接地刀闸；

e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； f）更改系统稳定措施；

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

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

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

d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

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

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

a）系统发生事故时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）交接班时；

d）系统高峰负荷时段；

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

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

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

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

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

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

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

11.4.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。

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

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

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

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

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

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

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

11.6 刀闸操作一般规定

11.6.1 可用刀闸进行下列操作：

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

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；

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

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

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

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

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

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

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

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

11.8.1 变压器并列运行条件：

a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

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

11.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。

11.8.3 变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。

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

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

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

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

11.11 母线操作一般规定

11.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

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

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

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

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

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

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

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

12.1 事故处理制度

12.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。12.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

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

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

a)将直接对人身安全有威胁的设备停电；

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

d)其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。12.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备及相关设备的状态和潮流情况，经检查后再详细汇报如下内容：

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

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

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

a)上级调度机构调度许可设备故障； b)需要上级调度机构协调或配合处理的。

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

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

12.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12.3.1.6 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。12.3.2 系统电压升高时的处理办法：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。12.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。12.6 变压器事故处理

12.6.1 变压器过负荷的处理方法：

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

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

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

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

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

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

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

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

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

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

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

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。

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

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

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

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

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

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

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

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

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

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

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；

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

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

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

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

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

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

12.12.1 异步振荡的主要现象：

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

12.12.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。12.12.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，18 且略有波动。

12.12.2 同步振荡的主要现象：

12.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。12.12.2.2 发电机机端和电网的电压波动较小, 无明显的局部降低。12.12.2.3 发电机及电网的频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。12.12.3 异步振荡的处理方法：

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

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

12.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员的指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。12.12.3.4 各级值班调度人员应迅速在频率升高侧，降低（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端），采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

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

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

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

12.12.3.8 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。12.12.3.9 如经采取12.12.3.1-12.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止事故的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。13.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。13.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

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

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

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

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运；

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

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。14 调度计划

14.1 原则规定

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

14.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。14.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排。调度机构编制检修计划时应注意以下事项：

a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

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

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。

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

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

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

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

14.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。

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

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

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

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电建议计划报网调。

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

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

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

b)每日15时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。

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

14.3 负荷预测

14.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

14.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

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

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

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

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷；

c)

分地区年、月最大负荷；

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

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

a)

月用电量； b)

月最大负荷；

c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

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

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

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

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

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

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

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

14.4.5.2 申报时间：

a)

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

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

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

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

14.4.8 已批准的检修工作申请票应按下列规定办理开工和终结手续。

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

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

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

14.4.10 网调值班调度人员有权批准下列临时检修工作：

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

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

1）不需退出线路重合闸的带电作业；

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

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

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

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

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

14.5.2.3 如工作许可人由设备运行维护单位的操作人员担任，则运行值班人员应根据备案的名单，核实工作票上所列人员（签发人、许可人、工作负责人）并指定工作范围。14.5.3 影响一次设备及保护装置正常运行的调度自动化设备、电力通信设备的检验检修，其运行维护单位除履行14.5.2条所规定的手续外，还应向相关调度机构申报检修工作申请票并履行相应手续。14.5.4 影响调度自动化设备、电力通信设备运行的一次设备检修工作，其运行维护单位除履行一次设备检修所规定的手续外，还应向相关调度机构调度自动化部门或通信机构申报调度自动化设备或电力通信设备检修工作申请票并履行相应手续。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

15.2

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

15.2

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

16.1 原则规定

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

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

16.2.1 华中电网稳定计算由网调组织，按照统一计算程序、统一计算标准、统一计算模型、统一运行方式、统一计算方案和计算进度的原则实施统一管理。各级调度机构按照调度管辖范围划分负责稳定计算工作，并对正确性负责。

16.2.2 三峡发输电系统及华中-华北联网方式下的稳定计算工作，在国调统一组织下进行。

16.2.3 下级调度机构进行稳定计算时，应以上级调度机构发布的稳定限额为计算条件，确保调度管辖设备运行状态不影响上级调度机构制订的稳定限额。若有影响，且下级调度机构方式调整困难时，可向上级调度机构提出申请，上级调度机构可根据实际情况采取适当措施。

16.2.4 全网性稳定事故分析计算，由网调负责组织进行，提出报告，报送各有关部门；省网局部稳定事故分析计算由省调负责，提出报告，并报网调备案。16.3 安全校核

16.3.1 调度机构应对运行方式及月、日调度计划及特殊运行方式进行安全校核。16.3.1.1 运行方式安全校核的主要内容包括：

a）电力系统网络结构分析； b）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

c）电力系统安全稳定水平分析，提高稳定水平的措施，联络线稳定限额，并按照《电力系统安全稳定导则》的标准对本系统安全稳定水平进行评价； d）短路容量计算分析及防止短路容量越限的措施；

e）无功分区分层平衡情况、电压水平、可能越限的地点及原因分析和采取的措施； f）安全自动装置及低频（低压）减负荷方案；

g）本电力系统运行中存在的问题、改进措施和建议。16.3.1.2 月调度计划安全校核的主要内容包括：

a）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

b）电力系统安全稳定水平分析及提高稳定水平的措施； c）无功电压分析；

d）电力系统运行中存在的薄弱环节、采取的有关措施。16.3.1.3 日调度计划安全校核的主要内容包括：

a）安全稳定措施及安全自动装置运行变更安排；

b）调度计划的执行有无导致设备超稳定限额或过负荷运行的可能。

16.3.2 当电力系统运行中出现以下特殊情况时，调度机构应及时进行稳定计算分析校核。

a）超出稳定规定的特殊运行方式； b）安全自动装置不能正常运行。

16.3.3 当系统运行方式变化使调度计划不满足稳定要求时，应对调度计划进行调整或改变系统运行方式。

16.3.4 如需按单永故障标准控制输送功率时，应由网、省调度机构主管生产领导批准，并采取预防事故措施。

16.3.5 如遇不满足单永故障考核标准的特殊运行方式，应由网、省电网企业主管生产领导批准。16.4 安全稳定措施

16.4.1 调度机构应根据调度管辖范围，制定电力系统安全稳定措施，电网企业、发电企业和电力用户应按照调度机构制定的稳定措施装设和运行安全自动装置。16.4.2 省调应按稳定规定保证安全自动装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点。

16.4.3 安全自动装置所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。16.4.4安全自动装置动作切负荷后，运行值班人员不应自行恢复所切负荷开关，并立即向值班调度人员汇报，根据值班调度人员指令处理。

16.4.5 安全自动装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其他机组。16.4.6 发电厂机组励磁系统、电力系统稳定器（PSS）、调速器等装置的参数应满足调度机构要求。16.4.7 调度机构应每年编制电网低频（低压）减负荷方案。

16.4.7.1 网调应于每年10月31日前完成下华中电网低频减负荷方案的编制并下达。

16.4.7.2 省调应完成本省（直辖市）电网低频减负荷方案的编制，于11月30日前报网调并下达到各地区电网企业及调度管辖厂站，在次年3月末实施完毕。16.4.7.3 华中电网低频减负荷方案应按以下原则编制：

a）确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50Hz以上，且不高于51.00Hz； b）在电网各种运行方式下，低频减负荷装置动作均不应导致电网设备过载和联络线功率超稳定限额；

c）电网功率缺额造成的频率下降不应使大机组低频保护动作； d）应先切除次要用户、后切除重要用户；

e）全网低频减负荷装置切负荷总量应不低于年预测最大平均负荷的30%，并按可能发生事故造成的最大功率缺额进行校核。16.4.7.4 省调应根据本省（直辖市）电网的实际情况编制本省（直辖市）电网低压减负荷方案并组织实施。

16.4.7.5 低频（低压）减负荷装置因故退出时，省调应按低频（低压）减负荷方案的要求，采取措施保证切负荷总量。

16.4.7.6

在拉闸限电情况下，低频（低压）减负荷装置切负荷量仍应满足低频（低压）减负荷方案要求。

16.5 稳定监控

16.5.1 各级调度机构应负责本级调度管辖范围设备稳定监控。若输电断面由分属不同调度机构管辖的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由最高一级调度机构协调确定，并在稳定规定中明确。

16.5.2 各级调度机构值班调度人员应按照稳定规定要求，对电网实施监视和控制。涉及上级电网管辖设备或稳定限额的，应将监控结果及时报上级调度机构值班调度人员。

16.5.3 厂站运行值班人员应按照稳定限额要求，对本厂站出线及站内设备进行监视，超出稳定限额的，应立即向值班调度人员汇报。

16.5.4 系统中出现超稳定限额运行情况时，值班调度人员应立即采取措施，消除超稳定限额运行现象。

16.5.5调度机构应建立电力系统实时动态监测系统。

16.5.6

安全自动装置切负荷量的统计宜通过调度自动化系统进行。17 继电保护及安全自动装置

17.1 运行管理

17.1.1 调度机构应制定继电保护及安全自动装置调度管理规程。运行维护单位应依据调度机构制定的调度管理规程编写现场运行规程。

17.1.2 保护装置的投退及定值更改应按调度指令执行。

17.1.3 运行中的保护装置及二次回路出现下列异常时，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理，及时通知维护部门消缺。

a)电压互感器二次回路异常； b)电流互感器二次回路异常； c)保护装置本体异常； d）保护通道异常；

e)保护装置直流电源接地； f)保护装置直流电源消失；

g）其他影响保护装置运行的异常情况。17.1.4 保护装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报保护装置的动作情况，并作好记录。保护装置动作信号记录完毕后方可复归，同时还应收集整理保护装置动作报告、动作信号及故障录波等报调度机构。

17.1.5 电气设备不应无保护运行。220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。17.1.5.1 网调调度管辖范围内发生下列情况，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。

a)220kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV断路器失去断路器保护运行； c)220kV母线失去母差保护运行。

17.1.5.2 网调调度管辖范围内发生下列情况，时间不超过6小时，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。超过6小时的，应经华中电网公司主管生产领导批准。

a）500kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV主变压器及高压电抗器失去电气主保护运行； c)500kV母线失去母差保护运行。

17.1.6 网、省调应建立保护及故障信息管理系统主站。220kV及以上电压等级厂站应建立保护及故障信息管理系统子站。

17.1.6.1 厂站保护及故障信息管理系统子站的投退应经调度机构同意。17.1.6.2 保护装置软压板不应通过保护及故障信息管理系统子站投退。17.1.6.3 保护装置定值不应通过保护及故障信息管理系统主站远方更改。17.1.7 调度机构应制定微机保护装置软件版本管理办法，统一管理调度管辖范围内微机保护装置的软件版本。

17.1.8 运行维护单位应有完整的保护装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调度机构应建立保护装置档案（包括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。17.2 定值管理

17.2.1 调度机构应制定保护装置整定计算及定值管理规定 17.2.2 安全自动装置的定值和策略表由调度机构确定。

17.2.3 安全自动装置的投退或运行策略表的切换，按值班调度人员的调度指令执行。17.2.4 调度机构应依据DL/T 559《220-500kV电网保护装置运行整定规程》、DL/T 684《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》、DL/T 584《3-110kV电网保护装置运行整定规程》，编制保护装置整定方案及运行说明并履行审批手续，运行方式变化较大或重要设备变更时应及时校核。17.2.5 发电厂内的发电机、变压器（500kV联络变压器除外）、变电站内的站用变压器、调相机、低压电抗器、低压电容器保护定值由设备运行维护单位负责整定，并将其定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案。变压器、并联电抗器的非电量保护由其运行维护单位负责归口管理，并下达定值通知单。除此以外的调度机构管辖设备的保护定值，均由相应调度机构的继电保护部门负责整定。

17.2.6 发电厂应将发电机组的定子过电压、定子低电压、频率、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压、阻抗保护的配置方案和整定方案及定值报调度机构审批。

17.2.7 调度机构之间、调度机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守。分界点的整定应遵循局部服从全局、下一级电压系统服从上一级电压系统的原则，并兼顾局部或下一级电压系统的要求。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。17.2.8 保护定值通知单执行规定：

17.2.8.1 保护定值通知单应履行审批手续。定值通知单应编号并注明编发日期与要求更改日期。17.2.8.2 保护定值通知单应分别发给相关调度机构、运行值班单位、维护单位，新设备的保护装置定值通知单还应发给基建调试单位。

17.2.8.3 运行维护单位应按定值通知单规定的日期执行，并应在3日内将回执提交整定单位。17.2.8.4 运行维护单位如遇定值偏差或其他问题无法执行该定值通知单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位复核后下发新的保护装置定值通知单。

17.2.8.5 因临时或特殊运行方式需要更改保护装置定值，应由定值整定单位下达临时定值通知单。紧急情况下，值班调度人员有权先改变运行方式，后联系定值整定单位进行定值更改。17.2.8.6 保护定值通知单不应涂改，如需改动，应下发新的定值通知单。

17.2.8.7 保护装置执行新定值通知单后，运行值班人员应与值班调度人员核对保护定值通知单编号。保护装置具备投运条件后，运行值班人员应向值班调度人员汇报，按调度指令执行。17.3 检验管理 17.3.1 调度机构应依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》制定保护装置检验管理制度。运行维护单位应制定保护装置检验实施细则。

17.3.2 运行维护单位应按检验管理制度和检验实施细则进行保护装置的检验。17.3.3 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定保护装置检验计划，并将检验完成情况及时报调度机构。

17.3.4运行维护单位应按期完成安全自动装置的定期检验、缺陷处理。调度机构应组织协调安全自动装置通道联调试验。

17.3.5 当保护装置发生不正确动作后，应退出该保护装置出口压板并保持保护装置状态不变，如实记录保护装置动作情况，及时进行现场检验。17.4 装置管理

17.4.1 保护装置应符合GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定及电网反事故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。

17.4.2 在华中电网首次使用的220kV及以上电压等级保护装置，应通过网调（省调）组织的入网动模试验。凡在华中电网挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调度机构审核，并由调度机构报电网企业批准。

17.4.3 调度机构应制定继电保护技术原则及配置选型规定。

17.4.4 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑保护装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列保护装置的配置与选型应经调度机构继电保护部门审核。

a)220kV及以上电压等级变电站的线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿电容器等设备的继电保护装置；

b)并网发电企业内的发电机、变压器、线路、母线、高压电抗器、断路器等设备的继电保护装置；

c)系统安全自动装置。

17.4.5 调度机构应根据保护装置的运行情况及使用年限，提出保护装置更新改造建议。17.4.6 调度机构负责组织制定保护装置的反事故措施，运行维护单位负责实施。

17.4.7 保护装置发生不正确动作后，调度机构应组织有关单位进行调查分析，制定反事故措施，并监督实施。18 调度自动化

18.1 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。

18.2 调度自动化系统的安全防护应满足《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。调度机构负责调度管辖范围内二次系统安全防护的管理工作。

18.3 调度自动化系统采集的自动化信息应满足调度运行管理的需要。

18.4 厂站端调度自动化信息至调度主站应具有两路独立的不同路由的通道。

18.5 多级调度机构调度的厂站应采用一发多收方式，共用一套调度自动化厂站设备。18.6 网调、省调、地调的调度自动化部门应实行24小时值班制度。

18.7 调度自动化设备的运行维护单位应保障设备的正常运行及传输信息的完整、准确。运行维护单位应定期巡视调度自动化设备，定期核对调度自动化设备遥测、遥信、遥控、遥调信息和功能的正确性，定期进行设备维护工作。

18.8 调度自动化系统应有应急预案和故障恢复措施，系统和数据应定期备份。18.9 调度自动化设备应按检验规程和技术规定进行检验。调度自动化系统实时信息采集所使用的电测量变送器、交流采样装置的检验宜与相应一次设备的检修同步进行。

18.10 调度自动化系统厂站端设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应的手续。

18.11 网供及省间联络线电力、电量监视点（见附录H）的数据以网调调度自动化系统采集的数据 为准，如对其准确性有争议，可由网调组织相关各方共同对采集数据进行核对、确认。19 电力通信

19.1 原则规定

19.1.1 电力通信应满足电力调度生产与管理的需要。华中电力通信网的调度管理遵循统一调度、分级管理的原则。

19.1.2 华中电力系统内应设立华中电网有限公司通信机构（简称网公司通信机构）、省（直辖市）电力公司通信机构（简称省公司通信机构）、省辖市（地区）供电公司通信机构（简称地区通信机构）等三级通信机构。各级通信机构在电力通信业务活动中是上、下级关系，下级通信机构应服从上级通信机构的调度。

19.1.3 通信机构调度管辖范围内通信设备的运行维护单位应服从该通信机构的调度。

19.1.4 网、省（直辖市）、地区电网企业通信机构应设置24小时有人值班的通信调度。通信调度按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。19.1.5 电力通信网所用设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术运行管理规定，满足所接入系统的组网要求。

19.1.6 主干通信网应形成以光纤或数字微波为主的环形网或网状网，并覆盖全部调度管辖对象。19.1.7 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障或单点设施故障，不应造成系统内任一站点的电力调度业务的全部中断。

19.1.8 双重化配置的保护装置，应配置两条完全独立的通道，采用两套独立的通信设备，并由两套独立的电源供电。

19.1.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》及华中电力通信网的要求，并履行相应的审批手续。省(直辖市)公司通信机构负责本省(直辖市)行政区划内无人值班通信站的审批工作。网调调度管辖厂站内通信站、华中光纤通信网中继站的审批结果，应报网公司通信机构备案。

19.1.10 调度机构调度室、发电厂集控室、变电站中控室均应配置独立的公网电话。19.2 运行管理

19.2.1 发电厂及变电站应负责厂站内通信机房的日常管理及设备的日常巡视工作。当设备出现异常状况时，运行值班人员应及时通知通信运行维护单位（或部门）。

19.2.2 通信机房内的电源、环境、主设备告警等信息应引入厂站内计算机综合监控系统。19.2.3运行维护单位应按规定进行电力通信设备的检验检修。

19.2.4 电力通信设备检修宜与相应一次设备及保护装置的检修同步进行。载波机、高频通道、光缆备用纤芯的测试工作，应与其所在输电线路的检修同步进行。

19.2.5 电力通信设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应手续。事故抢修时，运行维护单位可以电话方式申请。

19.2.6 在输电线路改造、改接等工作中，若需加固、移动、更换或中断光缆，运行维护单位应分别向调度机构和通信机构办理检修工作申请票、通信检修工作申请票，并附工作方案。

19.2.7 通信机构在新增或调整业务通道、设备运行状态时，应编制通信方式单并逐级下达。19.2.8 通信机构在安排下级通信机构、运行维护单位从事与电力通信网运行有关的工作，应编制工作通知单并逐级下达。

19.2.9 检修工作申请票、通信方式单、工作通知单的开工、终结、延期均应履行相应通信机构确定的手续，其中，开工时间应以通信调度员下达的开工指令为准。

19.2.10 各级通信机构应依照所属电网企业应急规范编制本机构所辖通信电路的应急预案，并根据网络和业务的变化对应急预案及时进行修改和补充。

19.2.11 电力通信网设备或电路故障时，运行维护单位应立即报告值班通信调度人员。故障处理按通信调度管辖范围进行。19.2.12 危及通信网络及人身安全的紧急情况下，运行维护单位应按照相关规定处理，并立即报告相应的值班通信调度人员。

19.2.13 涉及国调中心调度、生产业务的通信设备检修工作及相关流程应按照《国调直调系统通信检修管理办法》执行。20 并网调度

20.1 拟并网的发电厂、独立小电力系统应与电网企业签定并网调度协议。并网调度协议由协议各方根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照GF-2003-0512《并网调度协议（示范文本）》起草。并网调度协议应于并网调试30日前签订。

20.2调度机构应参加拟并网的发电厂、独立小电力系统、新建的输变电工程（以下统称拟并网方）项目的可研审查、接入系统审查、初设审查及二次设备选型、技术方案确认等工作。

20.3 拟并网方的一、二次设备应符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。

20.4 拟并网方应在首次并网日的90日前，向调度机构提交有关参数（设备实测参数应在首次并网日的15日前提供，并网调试过程中实测的参数应在并网后7日内提供）、图纸以及说明书等并网资料（详见附录I，外文资料需同时提供中文版本），并对所提供资料的完整性和正确性负责。

20.5 拟并网方应在首次并网日的60日前，向调度机构提交并网申请书。并网申请书应包含并网设备的基本概况、并网调试方案、调试计划等内容。调度机构应于收到并网申请书后的35日内对并网申请书以书面形式给出确认或不确认的意见。

20.6 拟并网方在收到并网确认通知后10日内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。20.7 调度机构对并网申请书予以确认后，应完成下列工作：

a）在首次并网日20日前将设备命名、编号及调度范围划分书面通知工程主管部门、运行值班单位和相关调度机构，并同时提供联系人员名单和联系方式；

b）在首次并网日10日前完成设备启动调试调度方案的编制，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值；

c）在首次并网日5日前完成系统继电保护定值计算，向拟并网方提供系统保护定值通知单，并在收到实测参数7日后，确认是否更改定值；

d）通信机构应依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于首次并网日20日前完成并网通信电路运行方式单的下达和测试、开通工作；

e）调度机构自动化部门在首次并网日 7日前与拟并网方共同完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调；

f）首次并网日20日前完成对拟并网方运行值班人员的调度系统运行值班资格认证； g）其他与并网有关的工作。

20.8 调度机构应依据并网调度协议，在首次并网日5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。20.9 在确认拟并网方设备具备并网条件后，拟并网方应于首次并网日3日前向调度机构提出关于并网调试的检修工作申请票，调度机构应于并网调试1日前批复。

20.10 拟并网方应根据调度机构已确认的并网调试调度方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

20.10.1 拟并网方管辖设备的操作可能对电网产生冲击时，拟并网方应编制反事故措施并提前告知值班调度人员。

20.10.2 调度机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

20.11 并网设备调试完毕，拟并网方应向调度机构提交调试报告和结论及正式并网运行申请。当拟并网方不满足并网运行条件时，调度机构应拒绝其并网运行，并向拟并网方下达拒绝并网通知书。20.12 未签定并网调度协议的，不应擅自并网运行。签定并网调度协议并且已经正式并网运行的，31 不应擅自解网。21 统计报表

21.1 调度机构、发电厂、变电站应按规定收集、统计和处理电力系统运行数据和运行情况，将有关报表和数据真实地向上级调度机构报送。

21.1.1 省调应于每日6时前将本省（直辖市）电力调度生产日报上报网调，网调于每日7时前将华中电力调度生产日报上报国调。

21.1.2 省调应于每周日12时前将本省（直辖市）电力调度生产周报上报网调。21.1.3 网调应于每旬后第一个工作日13时前将华中电力调度生产旬报上报国调。21.1.4 调度机构每月应编制电力调度生产月报。

21.1.5 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电压合格率报网调，网调于每月3日前报国调。21.1.6 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电网发输变电新（改、扩）建设备完成情况及下月投产计划报网调。

21.2调度机构继电保护部门应依据DL/T 623《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》，对本系统保护装置运行情况进行综合统计分析，并对调度管辖保护装置的运行情况进行分析评价。21.2.1 省调应于每年7月31日前向网调报本省（直辖市）电力系统上半年保护装置动作统计报表，网调于8月20日前将华中电力系统上半年保护装置统计分析报告报国调。21.2.2 省调应于每年2月28日前向网调报本省（直辖市）电力系统上保护装置动作统计报表，网调于4月10日前将华中电力系统上保护装置统计分析报告报国调。21.3调度机构调度自动化部门应依据DL 516《电网调度自动化系统运行管理规程》，对本电网调度自动化系统运行情况进行统计、分析。

21.3.1 省调应于每月2日18：00前向网调报本省（直辖市）电网上月调度自动化系统运行月报。21.3.2 网调应于每月3日18：00前向国调报华中电力系统调度自动化系统运行月报。21.4 通信机构应依据DL/T 544《电力系统通信管理规程》和国电调[2001]532号《国家电力公司电力通信统计管理办法》，对本系统电力通信电路和设备运行情况进行综合统计分析，并对本电网企业所使用的电力通信电路和设备运行情况进行分析评价。

21.4.1 通信运行月报主要内容包括本通信机构调度管辖范围内电力通信网与设备运行情况的统计和故障分析。网、省公司通信机构应于每月15日前将运行月报报上级通信机构。21.4.2 省公司通信机构应于每月8日前向网公司通信机构报送电力通信统计月报，网公司通信机构对统计数据分析汇总后，于每月10日前报送国电通信中心。

21.4.3 电力通信统计年报主要是对电力通信网络基础设施及各种业务网络的电路、设备、资产、人员状况的统计。网、省公司通信机构应于2月28日前将上统计年报报国电通信中心。

附 录 A（资料性附录）

华中电力系统运行方式主要内容

A.1 上电力系统运行情况分析

a）新(改、扩)建项目投产日期及设备规范； b）电力系统规模； c）生产、运行指标；

d）对生产、运行指标的分析和评价； e）主要水电厂运行情况；

f）电力系统安全情况总结和分析；

g）系统安全稳定措施的落实情况和效果； h）电力系统运行中出现的问题； i）无功电压分析；

j）电力系统运行方式变化大事记； k）迎峰度夏总结分析； l）提高电网输电能力工作。A.2 本运行方式

a）编制原则和依据；

b）新(改、扩)建项目投产计划； c）生产调度计划：

1)全网和分省分月用电负荷预计； 2)发电设备检修计划；

3)主要输变电设备检修计划； 4)水库控制运用计划； 5)燃料供需计划； 6)发电计划；

7)备用容量(含负荷备用和事故备用)安排； 8)分月电力电量平衡。d）网络结构； e）潮流分析：

1)典型方式潮流； 2)N-1静态安全分析；

3)负荷中心静态电压分析。f）稳定分析：

1)主要稳定计算结果； 2)稳定措施建议项目；

3)重要线路及断面稳定限额； 4)保厂用电措施。

g）短路容量及开关遮断容量分析(包括主要变压器中性点接地方式)。h）无功电压：

1)无功补偿设备容量； 2)无功补偿措施建议项目； 3)无功分层分区平衡情况；

4)电压考核点电压水平及考核标准；

5)各厂站主变分接头位置；

6)可能出现电压越限地点及原因分析和准备采取的措施。i）调峰、调频：

1)分月用电峰谷差预测； 2）分月系统调峰能力预计；

3）分月调峰能力分析、调峰缺额及补救措施。

j）安全自动装置、低频（低压）减负荷装置的配置及整定方案； k）电力系统运行中可能存在的问题及改进措施或建议。

附 录 B（规范性附录）

华中电力系统内国调调度管辖设备

B.1 500kV线路及串补装置

辛洹线、万龙 I 线及其串补、万龙 II 线及其串补，三龙I、II、III线，三江I、II、III线，龙斗I、II、III线，斗江I、II线，宜江 I、II线，峡都I、II、III线，峡江I、II线峡葛I、II线。B.2 电厂

B.2.1 三峡左岸电厂

a）三峡左岸电厂500kV#1母线、#2母线、#3母线、#4母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡左岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂51116、511167、51236、512367、51316、513167、51536、515367、52116、521167、52236、522367、52316、523167刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV三江 I 线高抗、三江 II 线高抗。e)三峡左岸电厂＃1B～14B主变的中性点接地方式。B.2.2 三峡右岸电厂

a）三峡右岸电厂500kV#5母线、#6母线、#7母线、#8母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡右岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂53116、531167、53236、532367、53316、533167、54316、543167、54216、542167、54436、544367刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV峡江 I 线高抗。

e)三峡左岸电厂＃16B～26B主变的中性点接地方式。B.3 500kV变电站 B.3.1 洹安变电站

洹5051、5052 开关及其两侧刀闸，505167 接地刀闸。B.3.2 万县变电站

500 kV万龙 I 线高抗、万龙 II 线高抗，5022、5023、5032、5033 开关及其两侧刀闸，502367、503367、5023DK1、5023DK17、5033DK1、5033DK17 刀闸。B.3.3 斗笠变电站

a）500kV #1母线、#2母线及其接地刀闸； b）5021、5023、5031、5032、5041、5042、5051、5052、5061、5062开关及其两侧刀闸，503167、504167、505167、506167接地刀闸；

B.3.3 奉节串补站

奉节串补站 500 kV全部一次设备。B.4 直流系统

B.4.1 ±500kV葛南直流 B.4.1.1 500kV葛洲坝换流站

除5061、5063开关及其刀闸外的全部500kV设备。B.4.1.2 ±500kV葛南直流输电系统

±500kV葛南直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.2 ±500kV龙政直流

B.4.2.1 500kV龙泉换流变电站

龙泉换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#2主变，500kV万龙Ⅰ线

高抗、万龙Ⅱ线高抗，500kV#2主变220kV侧2299接地刀闸，500kV#2主变35kV侧无功补偿设备。B.4.2.2 ±500kV龙政直流输电系统

±500kV龙政直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.3 ±500kV江城直流

B.4.3.1 500kV江陵换流变电站

江陵换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#1主变，除5111、5123、5143、5151开关及其两侧刀闸、511167、515167、512367、514367、5151DK1、5151DK17、5143DK、5143DK17外的所有开关和刀闸，500kV三江Ⅲ线高抗，500kV#1主变220kV侧2339接地刀闸，500kV#1主变35kV侧无功补偿设备。

B.4.3.2 ±500kV江城直流输电系统

±500kV江城直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.4 ±500kV宜华直流

B.4.4.1 500kV宜都换流变电站

500kV宜都换流变电站内所有 500 kV母线、开关、刀闸、换流变压器、交流滤波器等一次设备。B.4.4.2 500kV宜华直流输电系统

±500kV宜华直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.5 灵宝背靠背直流 B.4.5.1 灵宝换流站

灵宝换流站内除2202617刀闸外的所有220kV换流变压器、母线、开关、刀闸、交流滤波器、电容器、电抗器，以及相应的二次设备。C.4.5.2 灵宝直流输电系统

灵宝直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备以及相关的二次设备。

附 录 C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备

C.1 线路

C.1.1 省间联络线 C.1.1.1 鄂豫联络线

a)500kV樊白Ⅰ、Ⅱ回线，孝嵖Ⅰ回线。b)220kV丹邓Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.1.2 鄂湘联络线

a)500kV江复Ⅰ、Ⅱ回线，葛岗线。b)220kV汪峡线。C.1.1.3 鄂赣联络线

a)500kV磁南线，咸梦线。b)220kV下柘线。C.1.1.4 鄂渝联络线

500kV张恩Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.2 湖北省境内线路

500kV葛玉线，葛双Ⅰ、Ⅱ回线，清葛线、双玉Ⅰ、Ⅱ回线，玉凤Ⅰ、Ⅱ回线，凤磁Ⅰ、Ⅱ回线，凤咸Ⅰ、Ⅱ回线，玉孝Ⅰ、Ⅱ回线，木孝Ⅰ、Ⅱ回线，木道Ⅰ、Ⅱ回线，大道Ⅰ、Ⅱ回线，斗孝Ⅰ、Ⅱ回线，斗樊Ⅰ、Ⅱ回线，水渔Ⅰ、Ⅱ回线，恩渔Ⅰ、Ⅱ回线，渔兴Ⅰ、Ⅱ回线，渔宜线，江兴Ⅰ、Ⅱ回线，兴咸Ⅰ、Ⅱ回线，阳木Ⅰ、Ⅱ回线，荆双Ⅲ、Ⅳ回线，襄樊Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.3 河南省境内线路

500kV姚郑线，姚白线，姚邵线、嵖邵Ⅰ回线，白郑线，白群Ⅰ回线，邵祥线，郑祥线，祥庄线，牡马Ⅰ、Ⅱ回线，马嵩Ⅰ、Ⅱ回线，嵩郑Ⅰ、Ⅱ回线，牡郑线，嵩获Ⅰ、Ⅱ回线，洹获线，洹仓线，获塔线，塔仓线，祥塔线，三牡Ⅰ、Ⅱ回线，邙马Ⅰ、Ⅱ回线，沁获Ⅰ、Ⅱ回线，丰洹Ⅰ、Ⅱ回线，多塔Ⅰ、Ⅱ回线，周嵖线，鸭白Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.4 湖南省境内线路

500kV五岗线，五民线，岗复线、岗艾线，复沙Ⅰ、Ⅱ回线，复艾Ⅰ、Ⅱ回线，沙星Ⅰ回线，昆沙Ⅰ回线，星云线，艾云线，三牌线，牌长Ⅰ回线，长民线，民云线，金民Ⅰ、Ⅱ回线，湘云Ⅰ、Ⅱ回线，益复Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.5 江西省境内线路

500kV南梦线，南进Ⅰ、Ⅱ回线，南乐Ⅰ、Ⅱ回线，乐鹰Ⅰ、Ⅱ回线，梦罗Ⅰ、Ⅱ回线，罗文Ⅰ、Ⅱ回线，文赣Ⅰ回线，丰进Ⅰ、Ⅱ回线，黄鹰Ⅰ、Ⅱ回线。C.2 发电厂设备

C.2.1 湖北省境内发电厂 C.2.1.1 葛洲坝电厂

a)＃1～＃21机组、升压变压器及其开关、刀闸（含旁路刀闸和接地刀闸，下同）、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)二江电厂220kVⅠ、Ⅱ母线及其接地刀闸、TV、避雷器，220kV母联、251变220kV侧开关及其刀闸、TA，474刀闸，4747、47417地刀闸。c)500kV全部设备。C.2.1.2 丹江电厂

a)＃1～＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)220kV、110kVⅠ、Ⅱ母线、旁路母线及其接地刀闸、TV、避雷器、220kV、110kV母联、220kV旁路开关及其刀闸、TA。

c)丹52、53开关及其两侧刀闸。C.2.1.3 水布垭电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.4 隔河岩电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.5 高坝洲电厂

a)＃1～＃3机组、主变及其开关（不含高24、25开关）、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

C.2.1.6 阳逻电厂三期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.7 荆门电厂三期

a)＃

6、＃7机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.8 襄樊电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.9 大别山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2 河南省境内发电厂 C.2.2.1 姚孟电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)姚联变220kV侧开关及其刀闸、TA。c)500kV全部设备。C.2.2.2 沁北电厂

a)＃

1、#

2、＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.3 邙山电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.4 大唐三门峡电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.5 周湾燃气电站

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.6 多宝山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.7 丰鹤电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.8 鸭河口电厂

a)＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3 湖南省境内发电厂 C.2.3.1 五强溪电厂

a)＃1～＃5机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.2 湘潭电厂二期

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.3 金竹山（B）电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.4 三板溪水电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.5 益阳第二发电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4 江西省境内发电厂 C.2.4.1 丰城电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4.2 黄金埠电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。

C.3 变电站（换流站、开关站）设备

C.3.1 湖北省境内变电站（换流站、开关站）C.3.1.1 葛洲坝换流站

换5061、5063开关及其刀闸。C.3.1.2 双河变电站

a)500kV全部设备。

b)双河500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)双20kV母线，双20kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.3 凤凰山变电站

a)500kV全部设备。

b)凤凰山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)凤35kV母线，凤35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.4 玉贤变电站

a)500kV全部设备。

b)玉贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)玉35kV母线，玉35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.5 孝感变电站

a)500kV全部设备。

b)孝感500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)孝35kV母线，孝35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.6 斗笠开关站

斗5033、5043、5053、5063开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.7 江陵换流站

江5151、5143、5123、5111开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.8 磁湖变电站

a)500kV全部设备。

b）磁湖500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。c）磁35kV Ⅶ、Ⅷ母。C.3.1.9 樊城变电站

a）500kV全部设备。

b）樊城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）樊35kV母线，樊35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.10 兴隆变电站

a）500kV全部设备。

b）兴隆500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）兴35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.11 咸宁变电站

a）500kV全部设备。

b）咸宁500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）咸35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.12 木兰变电站

a）500kV全部设备。

b）木兰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）木35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.13 渔峡开关站

500kV全部设备。C.3.1.14 恩施变电站

a）500kV全部设备。

b）恩施500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）恩35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.15 道观河变电站

a）500kV全部设备。

b）道观河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）道35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.16 汪庄余变电站

汪庄余站汪09开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.17 下陆变电站

下陆站下32开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2 河南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.2.1 郑州变电站

a）500kV全部设备。

b）郑州500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）郑20kV母线，郑20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.2 嵩山开关站

除5033开关及其刀闸以外的500kV全部设备。C.3.2.3 牡丹变电站

a）除5011开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）牡丹500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牡35kV母线，牡35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.4 白河变电站

a）500kV全部设备。

b）白河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）白35kV母线，白35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.5 获嘉变电站

a）500kV全部设备。

b）获嘉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）获35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.6 仓颉变电站

a）500kV全部设备。

b）仓颉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）仓35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.7 祥符变电站

a）500kV全部设备。

b）祥符500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）祥35kV母线，祥35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.8 邵陵变电站

a）500kV全部设备。

b）邵陵500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）邵35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.9 洹安变电站

a)除5051、5052开关及其两侧刀闸和505117、505127、505217、505227、505167接地刀闸以外的500kV全部设备。

b)洹安500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)洹35kV母线，洹35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.10 马寺开关站

500kV全部设备。C.3.2.11 嵖岈开关站

500kV全部设备。C.3.2.12 群英变电站

a）500kV全部设备。

b）群英500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）群35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.13 塔铺开关站

500kV全部设备。C.3.2.14 庄周变电站

a）500kV全部设备。

b）庄周500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）庄35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.15 邓州变电站

邓州站丹邓

1、丹邓2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.16 紫东变电站

紫东站灵紫2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.17 灵宝换流站

灵宝换流站灵2202617刀闸。

C.3.3 湖南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.3.1 岗市变电站

a）除5043开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）岗市500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）岗35kV母线，岗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.2 复兴变电站

a）500kV全部设备。

b）复兴500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）复35kV母线，复35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.3 沙坪变电站

a）500kV全部设备。

b）沙坪500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）沙35kV母线，沙35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.4 云田变电站

a）500kV全部设备。

b）云田500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）云20kV母线，云20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.5 民丰变电站

a）500kV全部设备。

b）民丰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）民35kV母线，民35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.6 长阳铺变电站

a）500kV全部设备。

b）长阳铺500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）长35kV母线，长35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.7 艾家冲变电站

a）500kV全部设备。

b）艾家冲500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）艾35kV母线，艾35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.8 昆山变电站

a）500kV全部设备。

b）昆山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）昆35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.9 牌楼变电站

a）500kV全部设备。

b）牌楼500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牌35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.10 星城变电站

a）500kV全部设备。

b）星城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）星35kV 母线，星35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.11 峡山变电站

峡山站峡608开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4 江西省境内变电站（换流站、开关站）C.3.4.1 南昌变电站

a）500kV全部设备。

b）南昌500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）南35kV母线，南35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.2 梦山变电站

a）500kV全部设备。

b）梦山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）梦35kV 母线，梦35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.3 罗坊变电站

a）500kV全部设备。

b）罗坊500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）罗35kV母线，罗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.4 乐平变电站

a）500kV全部设备。

b）乐平500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）乐35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.5 赣州变电站

a）500kV全部设备。

b）赣州500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）赣35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.6 进贤变电站

a）500kV全部设备。

b）进贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）进35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.7 鹰潭开关站

500kV全部设备。C.3.4.8 文山变电站

a）500kV全部设备。

b）文山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）文35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.5 重庆市境内变电站 C.3.5.1 张家坝变电站

张5021、5022、5032、5033开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。

附 录 D（规范性附录）

华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备

D.1 国调调度许可设备

除特殊说明外，国调许可设备中的线路是指线路本体，不包括线路两侧刀闸和线路高抗。开关是指断路器，不包括两侧刀闸。D.1.1 发电厂设备

a）三峡左岸电厂内＃1－14发电机、相应的升压变压器及其开关、刀闸。b）三峡右岸电厂所有右三峡水利枢纽梯级调度中心管辖的500kV开关、刀闸以及发电机变压器组。

D.1.2 500kV换流（变电）站

a）葛洲坝换流站内500kV 5061、5063开关。

b）龙泉换流变电站内#2主变220kV侧229开关及2293、2296刀闸，35kV侧3201刀闸。c）江陵换流变电站内#1主变220kV侧233开关及2336刀闸，35kV侧3101刀闸； #2主变220kV侧237开关及2376刀闸，35kV侧3201刀闸。

D.1.3 华中－西北背靠背直流系统

a）灵紫线，I、II 紫五线。

b）华中－西北安控系统华中部分。

D.1.4 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网联网运行方式）D.1.4.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，洹获线、洹仓线、获仓线，樊白I、II线、孝嵖I线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

a）洹安、获嘉变安稳装置。

b）张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。

D.1.5 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网解网运行方式）D.1.5.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，樊白I、II线、孝嵖线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。D.2 国调紧急控制设备

6.山东电网风电调度管理规定 篇六

1.1为加强风电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据国家电网公司Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》（以下简称《技术规定》）、Q/GDW392-2009《风电场调度运行管理规范》、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）以及国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》等标准、规程制定本规定。

1.2本规定涉及风电场并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。1.3 本规定适用于山东电力调度中心（以下简称省调）调度管辖的风电场（总装机容量大于10MW）的调度管理，自2011年3月1日起执行。其他风电场参照本规定执行。

２ 并网管理

2.1 2011年1月1日起，新核准风电项目安装并网的风电机组，必须是通过《风电机组并网检测管理暂行办法》规定检测的机型，只有符合相关规定的风电机组方可并网运行。

2.2 新建风电场应在每年10月15日前，按《调度规程》规定向省调报送下半新设备投产计划，省调于11月15日前批复。

2.3 新建风电场应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定风电场并网运行的安全技术条件和行为规范。

2.4 新建风电场应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料并完善OMS基础信息库（包括但不限于）

2.4.1风电场基础信息：资产属性（企业法人名称）、电厂经纬度、装机台数及容量、拟投产日期、机组设计利用小时数、发电量等。

2.4.2 技术参数：风机型号、风轮直径、切入风速、额定风速、切出风速、发电机型号及模型、单机容量、发电机电压、功率调节速率（典型出力下的爬坡、下降速率）、机组有功（无功）特性曲线、功率因数等。

2.4.3 机组涉网保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。2.4.4 风电场升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

2.4.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

2.4.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。

2.5 风电场调度命名由省调统一实施，风机编号报省调和所属地调备案。

2.6 新建风电场在升压站接入系统送电和机组并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网风电场也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

风电场实时信息包括风力数据（风速、风向、空气密度等）机组出力信息（有功、无功、电流等）、机组状态信息、无功补偿装置信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。2.7 风电场应监理风力测量及功率预测系统，按省调要求上传出力预测信息。2.8 风电场应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10s到故障后60s的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据传输通道。

2.9 风电场的主变压器应采用有载调压变压器，接入220kV及以上电压等级的风电场应按省调要求配置PMU系统。

2.10 新建风电场应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

2.11风电场应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。2.12 风电场并网前须与所属地开通专用调度电话，并测试良好。

2.13 风电场有关值班人员取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

2.14 风电场并网前须通过省掉组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。2.15 风电场并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

2.16 针对风力发电机组容量特点，现场每完成10台风机启动后，应向省调值班调度员汇报启动情况，征得省调同意后，方可进行下一步启动工作。

2.17 风电场应在并网运行后6个月内向省调提供有关经有资质单位提交的有关风电场运行特性的测试报告；已并网风电场应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定餐区解网或限制出力等考核措施。

2.18 风电场测试应按照国家或电力行业有关风力发电机组并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

2.19 风电场测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：风电场电压调节能力、机组有功/无功控制能力、最大功率变化率、电压偏差、电压变动、闪变、谐波、低电压穿越、相关涉网保护及省调要求的其他并网调试项目。

2.20 风电场并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取停运机组直至风电场全部停运措施。

2.21 为保证风电场并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

3.1 当电网调解能力不足时，风电场必须按照调度指令参与电网的调峰、调频、调压和备用。

3.2 施工情况下，若风电场的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将风电场解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复风电场的并网运行。

3.3 风电厂及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。

3.4 风电场应根据风电功率预测结果，每15分钟自动向省调滚动上报超短期风电功率预测曲线。

3.5 风电场应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证风电场并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向省调汇报，并按调度指令控制风电场运行状态。

3.6 风电场应想省调和所属地调按要求上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，风电场应立即向省调汇报，并按省调要求期限完成上传。发电计划管理

4.1 风电场应根据风电功率预测系统的预测结果，每日12时前向省调提交次日风电发电功率申报曲线，声调综合考虑电网运行情况，编制风电场次日计划曲线，并与17时前下达给风电场。4.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知风电场值班人员。

4.3 风电场应严格执行声调下达的每日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调解有功出力。

4.4 风电场按计划曲线运行时，实际出力应在以下范围内： 4.4.1 调度计划值在50MW以下时：允许偏上限范围为≤+25%；允许偏下限范围为≤-30%。

4.4.2 调度计划值在50MW~100MW之间（含50MW和100MW）时：允许偏上限范围为≤+20%；允许偏下限范围为≤-25%。

4.4.3 调度计划值在100MW以上时：允许偏上限范围为≤+15%；允许偏下限范围为≤-20%。

4.5对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。考核电量=超出允许偏差数绝对值×0.25×2（单位为万千瓦时）。

4.6 风电场可以根据风力变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于几话值的±20%及以上。

4.7 省调可结合电网实际运行需要确定以下风电场运行模式。

4.7.1 最大出力模式：指调度给风电场下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

4.7.2 恒出力模式：指调度给风电场下达全场出力曲线为一恒定值。4.7.3 无约束模式：指调度对风电实时出力没有限制，风电场可以根据风力情况自行调整出力。

4.7.4 联络线调整模式：指调度根据风电厂相关送出潮流约束情况，下达风电出力曲线。4.7.5 旋转备用模式：指调度根据电网安全运行要求，在下达风电场出力曲线时，留装机可调容量20%的旋转备用。检修管理

5.1设备检修按计划进行，风电场向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

5.2 省调将风电场设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

5.3 风电场设备（包括机组和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过20MW时，按《调度规程》旅行检修申请手续。

5.4 风电场送出设备计划检修，原则上每年只安排一次，且应尽可能安排在风电出力较小的时期进行。

5.5 风电场应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

5.6 风电场无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。

5.7 风电场因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知声调。

5.8 风电场内部计划安排风机全停或对风场处理影响较大的检修工作时，应尽可能与风电送出输变电设备的检修工作配合。6基本技术要求

6.1调度自动化设备配置

6.1.1 风电场应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101、DL/T 634.5104、DL/T 719.6.1.2 风电场应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719.6.1.3 风电场应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；才用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网不同节点。

6.2 风电场其他设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[2010]39号）要求配置。

6.3 风电场应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[2010]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

6.4 风电场风机监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现风机实时信息的上传。

6.5风电场功率预测和有功功率控制

6.5.1 风电场应配置风电功率预测系统，具有0~48h短期风电功率预测以及15min~4h超短期风电功率预测功能，预测值的时间分辨率为15min。

6.5.2 风电场应配置有功功率控制系统，具备单机有功功率控制能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保风电场有功功率值符合省调的给定值。

6.5.3 风电场有功功率控制应根据省调统一安排实现AGC功能。

6.5.4 在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场。6.6 风电场无功配置和电压调整

6.6.1 风电机组运行在不同输出功率时，其功率因数应在-0.95~+0.95变化范围之间可。风电场须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《技术规定》和省调要求。

6.6.2 风电场无功功率的调节范围和响应速度，风电场应能自动调节并网点电压在额定电压的97%~107%。

6.6.3 风电场应配置无功电压控制系统；根据电网调度部门指令，风电场通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度能满足电网电压调节的要求。

6.6.4 风电场无功电压控制应根据省调统一安排实现AVC功能。

6.7 风电场运行能力和电能质量要求 6.7.1 风电场低电压穿越能力

（1）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625ms的能力。

（2）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。

（3）电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。6.7.2运行电压要求

（1）当风电场并网点的电压偏差在-10%~+10%之间时，风电场应能正常运行。

（2）当风电场并网点电压偏差超过+10%时，风电场的运行状态由风电场所选用风力发电机组的性能确定。6.7.3 运行频率要求

（1）风电场应能在49.5Hz~50.5Hz频率范围内连续运行。

（2）在48Hz~49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行30min。（3）频率50.2Hz~51Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2分钟；并且当频率高于50.2Hz时，不能有其他的风力发电机组启动。

（4）频率高于51Hz时，风电场机组逐步退出运行或根据调度部门的指令限出力运行。6.7.4 风电场应配置电能质量监测设备，实时监测的风电场电能质量（包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等）符合《技术规定》，并按照调度要求能够上传有关信息。信息统计及披露

7.1 风电场应进行风场运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送风电场运行月报。

7.电网调度运行管理及维护研究 篇七

随着我国经济的快速发展, 电力系统的基础设施投入也明显加大, 电网的容量也有了本质的发展, 基于这种情况就应该保证它的安全运行。以供电需求为前提, 根据电网调度的基本原理, 制定出各厂 (站) 之间或机组之间的最优负荷分配方案, 使整个电网的能耗或运行费用最少, 从而获得最大的经济效益。因此, 应从多个方面加强管理, 如:完善电网的网络结构、提高继电保护的可靠性、提高电网调度人员的素质等。

此外, 电网规模在不断扩大, 发生事故的几率也在日渐增多, 电网调度就承担起了保证电网安全的重要任务。电网调度作为保证电网安全、经济、优质运行的一个重要机构, 其安全管理工作的好坏, 直接影响着电网的安全、稳定及可靠运行。所以, 电网内部的各种电气设备技术水平都有待于提高, 以此来降低电网发生故障的几率, 提高电网调度的现代化程度, 维护电网的安全运行。

2 当前电网调度存在的不安全因素

2.1 有的电网运行人员没能严格遵守相

关安全规程, 在交班时未能了解电网运行方式, 就直接发布了调度命令, 引发了严重的事故。此外, 还有的是由于疲劳导致在拟写调度命令时出现重大失误。调度员在现场进行三核对的过程中, 因不清楚现场回报, 或者是交接班时对交接工作没有掌握好就匆忙的进行操作, 这样也必然会出现错误。

2.2 电网调度员的责任心不强, 他们所

使用的调度术语不规范, 而自己还没有意识到, 所以也导致了错误命令。

2.3 没有严格执行电网调度操作的有关

制度, 在工作结束时交接手续还不清楚, 导致了工作许可方面还存在严重错误, 影响了工作组之间的协调。工作完成后, 应及时汇报, 汇报工作太片面, 不完全也会造成严重事故。

2.4 在电网的安全管理方面, 班组存在

严重的漏洞, 使调度员也缺乏了安全意识, 由于无法执行对一二次资料的科学管理, 那么在执行的过程中, 调度员也没有资料作为有效依据。

2.5 缺少有计划性的检修和维护工作,

不断地重复对所使用的一系列设备进行停电检修, 在一定程度上给电网调度员安排电网运行带来了极大的隐患问题。

3 加强电网调度运行管理及维护的有效途径

3.1 建立并完善电网调度的绩效考核制度

要搞好电网调度工作, 具备良好的工作责任心是前提。建立起细致、严谨的绩效考核制度, 并将完成工作的质量情况与经济效益挂钩, 以此来提高调度人员的工作责任心。在工作过程中, 做好绩效考核工作, 充分意识到“有功必奖、违章必罚”的严谨工作作风, 更有效的做好电网调度运行安全管理及维护。

3.2 对运行方式的编制进行细化, 并不断强化对运行方式的管理

一是将电网的运行方式管理模块化, 从制度上规范电网的运行方式, 根据一年中电网存在的问题来编制电网年运行方式, 使各种应对事故的措施都能够应用到具体的运行方式中去, 这样才能够提高对电网运行方式分析的深度;二是在电网运行方式的计算方面, 要对母线和同杆架设的双回线路故障下的稳定性进行校核分析, 分析同时失去两条线路的重要输电断面出现故障的原因, 并在最不利的运行方式下认真计算出最严重的故障将对整个电网带来怎么样的影响, 细化防范措施, 以预防电网事故的发生。

另外, 还要深入分析电网中存在的薄弱环节, 对不同年份的夏季最大负荷进行总结, 以此为依据来加强应急预案工作, 使预案措施更具有可操作性, 目的是最低限度地保证电网的安全运行。

3.3 通过负荷预测, 做到供需平衡

一般来说, 电力系统的调度部门都有专门的负荷预测专职, 其工作范围就是对每一天的地区负荷进行准确地预测, 向各发电厂下发发电曲线, 从而更好的控制电力的发供平衡。系统负荷预测包含了多个方面的内容, 如:计划期内电量、电力、负荷曲线等。负荷预测曲线又分为了两种, 一种是年负荷预测曲线;另一种是日负荷预测曲线。年负荷预测曲线可以作为电网内机组检修安排和燃料订货的有效依据;日负荷预测曲线则是用来确定机组起停水火电协调, 作为联络线交换功率的重要依据。

对比国内外对负荷预测的使用情况, 国外对日负荷预测常用先做出参数负荷曲线 (又称标准负荷曲线) 再预测计划负荷与参数负荷间的剩余偏差, 以此对参数负荷进行修正;而我国通常采用的是负荷预测软件, 超短期预测软件, 这一软件在实际运用中发展得到的数据还是比较准确的, 也取得很好的效果, 已经被广泛地应用。#

3.4 加强电网现场调度的管理

合理安排电网调度人员定期进行现场调度有以下几个好处:一方面, 可以减轻值班调度员的工作压力, 将注意力集中到日常的调度工作中;另一方面, 可以结合实际情况对现场中遇到的问题随时进行解决, 节省了送电操作时间的同时也提高了工作效率。在现场调度原则基础上, 要负责变电站、开闭所内的设备调度, 就要事先编制好具体的充电方案, 按照有关指示来进行。当充电设备均投运都正常中去以后, 还要及时向值班调度员汇报电力运行情况和相关的注意事项, 以免有交代不清楚的纰漏出现, 给电网事故带来严重的隐患。

3.5 加强调度人员业务知识的学习, 提高调度人员的素质

随着电网规模的不断扩大, 在电力系统中已经有大量新技术被应用, 为了顺利达到电网现代化的运用水平, 调度人员就必须加强对业务知识的学习, 不断提升自身素质。调度人员只有深入了解设备的原理、性能、构造、操作方法等, 才能整体上把握好设备的实际状况、掌握设备异常运行的特征及处理办法, 确保电网安全运行。此外, 加强对调度人员的培训工作也是非常必要的, 这对电网安全来说是一个关键因素。调度人员在提高业务技能的基础胜任自身的本职工作, 并以培训为基础, 以应用为目标, 重点对技能进行培训。

4 结语

总之, 电网调度的运行管理及维护是确保电网安全运行的一项主要工作。所以, 应完善相应的应急机制, 提高调度员的处理能力, 加强应急体系的建设, 并不断提高电网的安全稳定性, 定期组织调度员学习和讨论, 从根本上保证电网的安全运行。

摘要：电网调度是保障电网安全运行的基础, 目前, 电力局面相对紧张, 所以强化电网调度管理就显得尤为重要。文章结合着当前电网调度运行存在的不安全因素, 提出强化电网调度运行管理及维护的有效措施, 促进电网调度正常运行。

关键词：电网调度,管理,运行

参考文献

[1]陆朝江.论电网调度安全运行管理中应注意的问题, 技术与市场, 2012年06期

[2]曹霞.浅谈电网调度安全运行管理, 城市建设理论研究, 2012年03期

8.北京电网调度管理规程 篇八

关键词：电网事故回顾分析电网调度管理措施

为了满足市场的需求，电力体制改革的步伐不断加快，国家越来越重视电力行业的发展。电力行业逐步向商业化转型，电力市场也不断扩大，电网调度工作因此面临着巨大的挑战。近几年，无论是国内还是国外，电网事故发生频繁，这就需要行业管理者对历年来国内外典型的电网事故进行回顾与分析，了解事故产生的原因，根据实际情况采取有效地措施，保障我国电力行业的快速发展。

1 电网事故的回顾与分析

1.1 自然因素 强风、冰雹、地震、洪水、沙尘暴等天气都会不同程度上引发停电事故。笔者结合多年电网管理工作经验，对几种典型的自然因素对电网产生的影响做了简要介绍。2005年，江苏受大风灾害的影响，产生了严重的电网事故，对整个华东地区的供电状况造成了极大的困扰。风灾的表现形式主要有两种，一种是沿海地区的强台风，另一种是内陆地区的飓风、龙卷风。风灾危害主要表现为输电线路闪络、受雷击电网跳闸导致停电等。另外，风灾还会导致电网倒坍，对电网的正常运行也会产生严重的影响。2008年南方各大城市受严重雨雪天气的影响，国内电网出现严重的问题，冰雪灾害对电网的影响主要表现在：线路开关受冻、输电设备闪络、电线杆倒塌等；同一年，四川汶川发生严重地震，导致国家电网受到严重损害，地震对电网最大的影响是直接摧毁电网设备，导致大范围的电网事故。

1.2 人为因素 人为因素主要包括设备、网架、市场、技术等。2005年，新疆一地区电网受线路老化，导致严重的电网事故。电网设备的老化和质量问题对电网的安全工作会产生严重的威胁，受市场经济的影响，社会对电网设备的要求越来越高。2003年伦敦城市大规模停电，社会秩序受到严重的影响，伦敦出现电网事故的主要原因是操作人员错误地安装了保险丝，技术因素对电网的安全有较大的威胁。美国“8.14”大规模停电事故引发了世界对电网事故的广泛关注，电力市场仍然存在很大的缺陷，从而导致严重的电网事故。

2 电网调度管理的措施

2.1 完善电网结构 电网调度管理工作的首要任务是完善电网结构，目前，各地电网规模较大，因此，电网之间不能相互交接，不同电压的电网更加不能相交。上文中介绍的多种电网事故其电网结构均属于网络状，一旦某位置发生问题，其他环节就会产生连锁反应，造成严重的电网事故。

2.2 保持电力平衡 全国区域内的电网应该保持基本的电力平衡，保障同一电网内部的有功功率可以进行互相供应，无功功率在封网内保持电力平衡。如果某地区电网内的有功功率不平衡，电压就会明显下降，电网内部的整体频率和电压不会因此受到影响，但是该网络内的输电网络会出现较大的波动，对整个电网也会产生较大的影响。同一电网内，如果某环节电压不稳定、电力不足，应该快速将其负荷切断，保障电力平衡的同时，保障电网的安全。

2.3 运用自动减负荷系统 为完善电网调度管理工作，还应该运用自动减负荷系统，该系统不仅可以控制电力事故的规模，还可以保障电网的安全运行。电网事故通常是由输电线路承载过重的电荷产生的，为了保障供电的安全，调度管理人员通常运用事先准备好的电源增加电力，供电负荷保持不变，事故发生后，及时拉闸即可控制事故的影响范围。为了精准地判断事故发生的原因，在电网中安装自动减负荷系统，对输电网中超出的电荷进行自动削减，从而减少事故的发生。

2.4 电网调度管理与电网发展相适应 电网调度管理工作的范围较广泛，输电和配电等工作都包含在电网调度管理工作之内。目前，我国绝大部分地区的电网采用统一的调度方式，有些地域受人为因素和自然因素的影响，将多个独立的调度系统进行整合，完成电网调度管理工作。另外，受市场经济的影响，电网调度管理应与电网发展水平相适应，我国各地经济发展水平差距较大，电网调度管理工作必然存在较大的差异。

2.5 开发电网自动安全系统 随着电力行业的发展，电网越来越稳定，安全指数也越来越高，但是一旦出现事故，其解决措施就尤为复杂，开发电网安全系统是电力行业建设者的当务之急。目前，全球范围内比较完善的电网安全保障措施有电力系统稳定器、快速保护装置以及能量管理系统等。我国应该吸取国外电力系统的优势，研发具有本国特色的电网自动安全系统，保障电力行业安全快速地发展。

3 结束语

电网事故不仅会产生严重的经济损失，还会直接影响人们的正常生活，威胁到人们的生命安全。总结国内外电网事故，对其进行准确地分析，了解造成电网事故的自然因素和人为因素，针对具体问题采取行之有效的电网调度管理措施，如完善电网结构、保持电力平衡、运用自动减负荷系统以及开发电网自动安全系统等，有效控制电网事故的产生，保障电力行业的安全发展。

参考文献：

[1]伊华茂.电网事故的回顾与分析及对电网调度管理的建议[J].中国科技投资，2013(26).

[2]杨君圣，王明霞.浅析电网调度管理过程中事故报警的判断及处理举措[J].中国电子商务，2012(6).

[3]刘彬博.锦屏水电站施工供电电网调度管理论述[J].商情，2013(30).