华中电网调度规程

关键词： 能源 电力部门 能量 资源

华中电网调度规程（精选6篇）

篇1：华中电网调度规程

电网调度规程》

第一章 总则

第1条 电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

第2条 电网调度机构是电网运行组织、指挥、指导和协调机构。各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。

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

第4条 凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内实施电网调度管理。

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

第二章 调度管理

第一节 调度管理的任

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

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

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

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

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

第7条 电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

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

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

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

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

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

8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

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

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

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

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

第11条 地调管辖委托县调代管设备划分原则

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

第12条 县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

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

第三节 调度管理制度

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

第16条 任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。

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

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

第21条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

第22条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第24条 各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。

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

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

第四节 检修管理

第31条 电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

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

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

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

1、八小时以内可以完工的检修；

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第42条 地调批准的设备检修时间计算：

1、发电机组检修时间从设备断开，地调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

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

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

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

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

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

第五节 出力管理

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

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

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

第六节 负荷管理

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

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

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

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

第七节 运行方式的编制和管理

第56条 编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条 编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项 第三章 调度操作

第一节 操作的一般规则

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

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

第126条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第127条 为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第128条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析；

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位；

3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条 调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个及以上单位的配合操作或者需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

2、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

第130条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作；

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作；

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

第二节 操作制度

第135条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂、站主结线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前二十四小时下达操作预告；

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致；

3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备；

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修申请单中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想；

5、填写操作票，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令；

6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第138条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

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

第三节 变压器操作

第140条 110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

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

第142条 新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

第143条 变压器并列运行的条件：

1、结线组别相同；

2、电压比相同；

3、短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

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

第145条 并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

第四节 母线、刀闸操作规定

第146条 母线的倒换操作，必须使用母联开关。

第147条 备用母线和检修后的母线，充电时应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。

第148条 无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

第149条 母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条 刀闸的操作范围：

1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器；

2、在无雷电活动时拉合避雷器；

3、拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；

4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；

5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；

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

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节 开关操作

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

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

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

第六节 线路操作

第155条 双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷掉闸或其它事故。

第159条 联络线停送电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。

第七节 解、并列操作

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

第161条 准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条 并列时调整频率的原则：

1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

2、电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。第163条 并列时调整电压的原则：

1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

2、电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

第164条 电网解环时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。

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

第166条 解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条 闭式网络只有相位相同才允许合环。

第168条 合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

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

第九节 零起升压操作

第170条 担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

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

第172条 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

第173条 零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章 电网事故处理

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

第200条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电；

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第201条 电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况：

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；

4、人身安全和设备运行异常情况。

第202条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。

第203条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第204条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；

2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；

4、将已损坏的设备隔离；

5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

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

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

2、按照规定及时处理异常频率和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

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

第二节 线路的事故处理

第209条 单电源线路故障开关掉闸时的处理：

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

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

第211条 两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条 两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

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

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

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

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

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

第218条 电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

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

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

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

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

第三节 小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条 接地故障的处理的一般规定

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

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

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

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

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

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

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

分割电网的方法：

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

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

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

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；

3）试拉有并联回路或有其它电源的线路；

4）试拉分支多、线路较长、负荷较轻的一般用户线路；

5）试拉分支较少、线路较短、负荷较重和较重要用户线路；

6）用倒换变压器、母线等方法检查电源、母线系统。

第五节 变压器的事故处理

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

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

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

第237条 由于人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。

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

第239条 变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定

第七节 线路过负荷的处理

第247条 线路过负荷时，应采取下列措施：

1、向省调汇报，受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；

2、提高受、送端运行电压；

3、改变电网运行方式，使潮流强迫分配；

4、将受电地区负荷调出；

5、在受电地区限电或拉闸。

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

第249条 线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：

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

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

3、继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

1、变压器事故处理原则？

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

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

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

（4）由于人员误碰使变压器跳闸，变压器不必检查，立即送电。

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

（6）变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。

篇2：华中电网调度规程

2006年5月1日实施 2006年3月10日发布

程

批准：洪连忠 审核：姚秀萍编制：郝红岩

李晓君 安志刚 杨永利孟兴刚 赵明君 王晓斌 周天一左成磊 王 琳

王成刚 旷瑞明 孙谊媊 田小壮 张绍波

目

录

一 调度管理规程

1总则

2调度管理的任务和职责

3调度管理的形式和调管范围的划分原则 4调度管理制度

5运行方式编制和管理 6设备检修管理

7电网频率调整及调度管理 8电网电压调整和无功控制 9电网稳定管理

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

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

1事故处理的一般原则 2频率异常的处理

3电压异常的事故处理 4系统解列的事故处理

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

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

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

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

4旁路（母联）保护的运行 5变压器保护的运行

6故障录波及测距装置管理 7自动重合闸

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

1调度管理 2检修管理

3设备状态及变更操作术语 4操作指令 5发电机组 6原动机 7水电

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

一 调度管理规程

1总则

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

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

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

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

2调度管理的任务和职责 2.1调度管理的主要任务：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2.9参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的设计审查。

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

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

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

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

3调度管理的形式和调管范围的划分原则

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

3.2新疆电网设置三级调度机构，即：

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

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

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

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

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

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

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

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

4调度管理制度

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5运行方式编制和管理

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.8省调日运行方式的编制和执行：

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

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

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

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

5.8.3.1日负荷预测是编制日发、供电调度计划的基础。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6设备检修管理

6.1编制设备检修计划的原则：

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

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

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

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

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

6.2.5设备检修包括计划检修和非计划检修。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7电网频率调整及调度管理

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

禁止升高或降低频率运行。

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

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

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

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

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

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

发电厂值班值长和省调值班调度员在监视和调整频率方面负有同等责任。

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

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

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

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

8电网电压调整和无功控制

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

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

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

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

8.2.4确定和调整变压器分接头位置。8.2.5统计考核电压合格率。

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

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

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

8.6电压调整可采取以下措施：

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

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

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

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

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

9电网稳定管理

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

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

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

厂、站运行值班人员和电网值班调度员在设备稳定限额的监控方面负有同等责任。

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

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

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

10新建、改建和扩建设备投入系统运行管理

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10.5.5 依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于并网30日前完成并网通信电路运行方式单的下达和测试、开通工作。

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

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

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

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

10.7拟送电设备的接火工作应在送电前的3日内进行，不得提前。

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

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

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

11自动发电控制（AGC）管理 11.1 AGC的管理和控制原则：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12水库及水电站调度管理 12.1水库调度的原则：

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

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

12.2.1当水库安全与兴利发生矛盾时，兴利应服从安全。

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

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

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

12.2.5水电站必须具备齐全的水库设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，为水库调度工作提供可靠依据。同时，应按照电力调度机构的要求提供水电站设计资料和相关运行资料。

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

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

12.2.7.3因特殊情况需加大泄水流量。

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

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

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

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

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

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

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

12.4发电及经济调度：

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

12.4.2.2保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象的安全要求。12.4.2.3各综合利用部门用水要求有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。12.4.3发电经济调度：

12.4.3.1有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度，并充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。

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

12.4.3.3 多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制在不低于年消落水位。只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证的枯水段时，才允许降至死水位。

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

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

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

13继电保护与安全自动装置调度管理 13.1 调度管理的一般原则：

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

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

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

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

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

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

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

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

励磁系统（含PSS）、调速系统的整定参数由所属电力调度机构下达或批准。

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

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

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

13.2.2 厂、站运行值班人员对继电保护和安全自动装置应能做到：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13.2.6.5 负责继电保护及安全自动装置现场运行规程的编制。

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

14调度自动化调度管理

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

15电力调度通信管理

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

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

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

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

15.7各级调度机构至直调厂、站间应具有两种不同路由或不同方式的通信通道。

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

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

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

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

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

篇3：华中电网调度规程

1 用安全文化增强调度员的安全责任意识

安全文化是企业安全内含的表现。安全文化可将人培养成具有现代社会所要求的安全情感、安全价值观和安全行为的表现人。加强企业安全文化建设是企业做好安全工作的内在要求, 努力构建以“我要安全”;“人人想要安全, 人人有能力安全, 人人做到安全”;“安全你我他, 安全靠大家”为核心的安全文化体系, 是实现电网调度安全的重要保证。

1.1 用安全文化提高调度员的安全情感

“安全情感”是企业安全文化的内容之一。“安全情感”体现在“以人为本”上。要以“以人为本”的亲情培育调度员的热爱企业、忠于企业、感恩企业、团结协作、奋发有为的良好品质, 唤起调度员对企业的归属感、自豪感和使命感, 形成目标共识, 感情共鸣、任务共担、利益共享的命运共同体。要使调度员明白, 自己的一个失误就可能带来众人的危险、巨大的经济损失。有一句安全警语说得好:“一人把关一处安, 众人把关稳如山”。让“安全情感”注入调度员的心中, 共同铸造平安企业, 实现电网安全调度。

坚持组织调度人员学习企业安全管理理念、安全观念、安全宗旨、安全方针、安全目标, 将他们变成调度员个人的安全目标和座右铭, 以指导和控制自己的安全行为。

1.2 提升调度员的安全价值观

安全价值观念既是企业安全发展不可缺的理论导向, 也是体现一个人的意识和行为的决定因素, 当然, 也是体现个人人生价值的最高境界和实现人与企业和谐发展的基本保障。安全是靠每一个员在其工安全意识支配下的行为来决定的, 这个支配员工安全行为的“安全意识”的价值取向, 就是企业员工的安全价值观。

企业的安全价值观就是安全发展, 就是为国家、为社会和为员工创造更多的财富, 就是能承担起更多的社会责任。个人的安全价值观就是有价值的活着, 就是为企业的安全发展作出贡献, 就是为身边的人创造安全的环境, 就是承担起自己的社会责任。真正以个人之力做到, “不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害、保护他人不被伤害”。

因此, 要根据调度员的具体情况开展以“安全和谐, 关爱生命”为主题的安全教育, 用安全案例强调安全工作的重要性, 促进调度员珍爱生命、关爱他人、关爱家庭、关爱企业、实现“要我安全”向“我要安全, 我能安全”的转变。

2 用安全规章制度规范调度员的安全行为

安全生产管理制度是开展安全工作的标尺和准绳, 是企业和员工在生产实践中用鲜血和生命得出的经验总结;安全管理制度是做好安全工作的落脚点和归宿点。调度员的一切行为必须要规范到安全管理制度规定的范围内, 任何违反、忽视安全管理制度的行为都是对生命、财产的渎职, 都是与科学发展观、与建设和谐社会格格不入的。因此, 要让调度员把企业的安全管理制度熟记于心, 并落实到实际行动上。

2.1 坚持定期和不定期的学习法律法规、安全生产管理制度和操作规程

国家的法律法规是指导电网安全调度的法律性文件, 是规范企业和员工安全行为的文件, 必须组织调度员认真的学习, 让他们知道用法律约束自己行为。例如:《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国电力法》、《电力行业标准化管理办法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》等。

规章制度和操作规程是指导员工行为的准则, 要求员工学习和掌握;安全生产管理制度和操作规程还必须根据实际情况的变化不断修改和完善, 以增强制度的针对性和操作性, 新内容也要学习和掌握, 所以安全生产管理制度和操作规程的学习不能间断。

2.2 调度员要根据岗位特点签订《安全生产责任书》或《安全生产个人承诺书》

使每位调度员能明确自己岗位的安全职责, 将安全生产责任落实到每一位调度员。

2.3 安全工作只有起点没有终点

无论是领导干部还是普通调度员, 都要时时刻刻绷紧安全生产这根弦。坚决杜绝麻痹大意和侥幸心理, 坚决防止三违。调度员的任何麻痹大意、侥幸心理和违章作业都等于杀人放火。

2.4 严格执行《调度操作指令票管理制度》

因为调度操作责任重大, 必须严格执行《调度操作指令票管理制度》。操作指令票是调度员工作的依据和作业程序。严格执行调度操作审核制度:日常小型操作由副值调度员自审, 正值调度员二审;重大操作还需要调度班长与科长审核把关, 在停送电操作前, 调度班长再次对所涉及操作的指令票进行检查。如果有大型操作或涉及多个变电站的停送电操作时, 主任、副主任、调度科、班长和安全员都要严格按标准到位进行监护。调度班每月要定期对调度操作指令票、检修申请票进行检查分析, 认真做好调度录音的监听, 对检查中发现的问题及时提出整改要求, 制定整改措施, 落实责任人, 使调度操作管理更加规范和科学。

3 创新安全培思路, 提高调度员的安全意识和安全技能

安全培训就是“天天讲年年讲确保警钟常鸣, 人人讲事事讲确保安全到位”。因为“安全象支弓, 不拉它就松, 要想保安全, 常把弓弦绷”。

3.1 把“安全无小事”的教育贯穿于安全教育的始终

安全教育以对案例的分析为依据, 讲明安全无小事、安全警绳不能松, 以提高安全教育的实效性。安全要时时讲、会会讲、班前讲、班后讲, 使安全意识永留心间。

3.2 把不断提高调度员的安全技能作为培训内容

一方面要求调度员对成熟技术不断温习, 做到温故而知新;另一方面, 随着电力企业技术水平的不断提高和新设备、新工艺的广泛应用, 新的知识成为调度员学习的新内容, 要求他们学习掌握。在安全培训中要新旧结合, 以新为主, 努力提高调度员实际操作水平。

3.3 科学制订安全培训计划, 以提高培训效果

一是根据调度人员的岗位要求, 细化调度人员培训实施计划, 并按年、季、月、周编制培训计划;二是根据工程建设的要求, 按工程进度制订具体的培训计划。坚持在干中学, 使培训的针对性强, 有利于提高培训效果。

3.4 优化培训教师队伍, 以提高培训质量

采用“请进来走出去”的培训方式优化培训所需要的教师。“请进来”就是针对新技术、新设备的实际请外面的专家来讲课, 这样能有针对性的讲解新设备的性能、技术参数及相关技术要点, 帮助调度员掌握新技术及新设备的运行。“走出去”就是针对企业发展或课题的需要, 将调度员送到相关的院校、科研单位进行培训, 以强化调度员对企业发展及课题的相关背景知识的掌握, 并提升相应的安全技术水平。

3.5 设立调度员论坛

通过调度员论坛, 一方面, 让调度员自己讲自己在安全调度方面的得和失, 使成功的经验和失败的教训共享;一起讨论实际工作中遇到的问题, 通过集思广益, 找出解决问题的合理方案。这样做可提高全体调度员的专业技术水平, 打造出高素质的调度员队伍。另一方面, 相关企业或专家可借助论坛介绍新设备、新技术在电力调度系统中的运用, 帮助调度员掌握和提高专业技术水平及相关实用技能, 开阔眼界, 提升调度员对新技术和新设备的适应能力。

4 创新风险管理机制, 提高调度员的事故应急能力

风险管理是指如何在一个肯定有风险的环境里把风险减至最低的管理过程。首先必须进行识别风险, 确定存在何种风险可能会对企业产生影响, 量化不确定性的程度和不同风险可能造成损失的程度。其次, 风险管理要着眼于风险控制, 采用积极的措施来控制风险, 从而降低其损失发生的概率, 缩小其损失程度来达到控制目的。控制风险的最有效方法就是制定切实可行的应急预案, 编制多个备选的预案, 最大限度地对企业所面临的风险做好充分的准备, 当风险发生后, 按照预先的预案实施, 可将损失控制在最低限度。

4.1 强化岗位风险管理

不同的企业和不同的岗位, 其安全风险不同。要根据调度员的岗位性质, 仔细分析其所在岗位的安全风险是什么, 认真开展安全风险评估, 并根据可能产生的风险及特点制定相应的防范措施。切实组织大家认真学习、讨论, 在加深认识的基础上, 签订《岗位安全责任书》, 做到居安思危, 不断提高调度员的安全风险防范意识。

4.2 认真编制事故预案

事故预案是防止事故扩大和减少事故损失的具体文件, 是指导事故应变能力的详细方案。例如, 在日常的安全管理活动中, 要针对电网运行实际情况 (如:迎峰度夏、特殊时期保供电、雷雨季节等) , 制定出变电站全站失压等典型事故处理预案, 把一些可能发生的、发生后有较大影响的事故处理过程, 通过事故预想形成书面材料。事故预案应做到适用、周详、可操作。当电网因设备、线路检修、运行方式变化时, 调度部门要及时下发《电网安全风险预警防范通知单》, 对各个相关单位进行风险提示, 各相关单位、班组要根据运行方式的变化, 针对现场工作实际制定好相应的防范措施, 做到有备无患。调度员必须熟悉和掌握自己所在岗位的预案。

4.3 经常对事故预案进行演练, 提高预案的实效性

对事故预案不仅要组织调度员认真学习、分析和深刻领会, 更重要的是要进行现场演练。只有通过不断地演练, 才能使书面的预案转化成调度员处置事故的自觉行为和能力。尽可能做到演练的环境贴近现场, 演练的内容要与电网实际运行情况相近。通过事故预案演练, 训练调度员对事故的分析、判断、处理能力及配合协调能力, 不断提高调度员驾驭电网事故的掌控能力。

5 关注调度员的特殊需求以解决后顾之忧

是人都有个人的特殊需求, 调度员也不例外。特殊需求解决的好坏, 直接影响到调度员的工作心态和工作情绪, 因此必须引起领导者的高度重视。例如个别特殊困难家庭, 需要稳定的工作和较高的收入;部分职工的婚姻大事, 需要帮助和关心, 也应该列入领导的工作议程。调度员个人的紧急需求, 要特事特办、急事争办。这些特殊需求, 说特殊又不特殊, 因为它可能是很多人都可能遇到的。若处理不好调度员的特殊需求, 势必会影响到调度员的心态和情绪, 这在一定程度上也会关系到电网安全运行任务的完成和安全生产的大局。倘若用亲情和人情解决了特殊需求, 可以调动调度员工作激情, 可以让调度员集中全部精力于调度工作, 热爱企业、忠于企业、感恩企业, 电网调度安全工作就会上一个新的、更高的台阶。为此:

(1) 领导要重视、关照调度员家庭的特殊困难, 帮助解决实际问题。对因调度员本人或亲属的特大疾病造成经济困难的, 要通过工会和企业的关怀, 给予适当的经济帮助;还可在职工中开展小额捐助活动。这些做法都将有效地体现集体的温情和企业大家庭的温暖, 激发受助调度员乃至整个企业的向心力和凝聚力。

(2) 重视关注单身调度员的婚姻问题, 积极为未婚调度员的婚姻大事牵线搭桥, 帮助他们及早解决婚姻问题, 以利他们全身心地投入本职工作。

(3) 重视关照值班调度员家中的紧急情况。由于值班调度员需要连续工作的特殊性, 当他们家中发生意外和灾害的情况下, 为不影响他的值班工作, 有关领导在了解情况之后, 及时安排班组其他成员前往代其组织处理, 以解决值班人员的后顾之忧。

供电企业电网调度安全管理的关键, 主要是增强调度员的安全责任意识, 正确规范调度员的安全管理行为, 提升调度员的专业和实际操作水平, 提高调度员的事故处理能力, 关爱、关心并解决他们的实际需求等, 这将为加强供电企业电网调度安全管理营造出合格的、优秀的调度员队伍, 使电网调度安全落到实处。

摘要：文章结合电网调度安全管理的实际经验, 提出了做好电网调度安全工作必须做好电网调度员的工作的见解及方法, 对加强电网调度安全生产有一定的指导作用。

关键词：电力,电网,调度,安全

参考文献

[1]徐玉英.加强电网调度安全管理的方法和途径[J].电力安全技术, 2009, 11 (11) :4-6.

[2]尹超峰, 鲜文军.创新电网调度安全管理的探索实践[J].企业技术开发, 2011, 30 (22) :67-68.

[3]国家电力调度通信中心.电力系统调度规程汇编 (第一版) [M].中国电力出版社出版, 1999.

篇4：略论电网调度管理

关键词 调度;运行;管理

中图分类号 TM734 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)082-0191-01

在当前我国电力建设快速发展的今天,电网运行实行统一调度、分级管理。统一调度以分级管理为基础,下级电网调度必须服从上级电网的统一调度。加强电网安全可靠,经济运行,科学调度管理,提高调度人员的素质水平,杜绝误调度、误操作事故的发生是保证人身、电网与设备安全运行的关键。电网调度管理的主要任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行,电网调度安全管理工作的好坏,将直接影响电网的安全稳定可靠运行。电网调度一般应当进行的主要工作:①组织编制和执行电网的调度计划(运行方式);②指挥调度管辖范围内的设备操作;③指挥电网的频率调整和电压调整;④严格执行调度规程指挥电网事故处理,负责进行电网事故分析,制订并组织实施提高电网安全运行水平的措施;⑤组织调度系统有关人员的业务培训。

1 调度运行管理的情况

发、送电运行中,经常涉及到停送电,电压调整,发电机并网、解列,切换运行方式等一系列倒闸操作。倒闸操作首先要编写倒闸操作票,在编制过程中必须严格按照规定的要求进行填写,填写操作票一律用钢笔或圆珠笔填写,不允许有涂改,编制好的操作票有操作人、监护人、值班负责人、值班调度员逐一审核签名,层层把关,保证操作票万无一失,然后运行人员在模拟盘上进行模拟操作,实行监护复诵制度,并按照操作票逐项执行。操作失误会危及人身及设备安全,引发严重事故,造成巨大经济损失和社会影响。

在操作票的生成过程中,虽然是通过手工生成,工作人员的手工操作,重复劳动,频率低,但是这种操作增加了系统的灵活性,可根据电网运行方式灵活编制。由于人员素质不同在填写操作票时,书写格式方面都有所不同,字迹的整洁、规范、清晰等方面,达不到统一标准,影响了电力质量标准化管理。近年来我们采取了许多措施保障操作票的准确性、规范性、统一性,在操作票的书面填写规范上有了进一步

提高。

严格落实两票是保证电网安全生产主要措施和重要依据。实行两票即工作票、操作票的管理是保证电网安全运行的关键,工作票通过严格审核层层把关,使两票合格率达到100%,两票通过班组、车间自检,安监部抽查,总结经验,找出不足,从而保证了人身、设备的安全运行。

停送电的检查,停电后除检查断路器、隔离开关在断开位置外,还需要定期定时巡视检查指示灯为绿灯,一方面可判定断路器断开,另一方面可判定合闸回路的完好。送电后应检查断路器的位置的变化,电流表指示正常,断路器确实已合好外,还需要检查保护位置灯为红灯。

通过近年来的工作,我们深深体会到质量标准化工作是“基础工程”、是“生命工程”、是“安全工程”,只有抓住工作质量标准化,整体工作才会有提升,只有把质量标准落实到日常工作的每一个岗位、每一名调度员、每一件事、每一分钟,都去干标准活,质量标准化才会真正实现。

2 加强调度管理工作,发挥指挥中心作用

2.1 调度安全管理

在安全生产责任制,安全生产方针,重大安全隐患的跟踪,排查,组织指挥生产,应急救援预案的落实等方面进行责任分解,为进一步加强安全生产管理,强化安全防范措施应从源头上杜绝生产安全事故的发生,确保安全生产目标的实现。

2.2 调度运行管理

把调度运行方式管理制度化,从制度上规范电网运行方式的管理工作,合理安排运行方式。根据负荷变化情况和实际运行方式,尽量减少方式倒换的时间和需要倒换的负荷,对于申报的检修项目和检修时间做好审批工作,不符合安全和经济要求的检修一律不安排,严格控制临时检修。在检修期间要做好监督工作,对于正在采用的不经济运行方式做到心中有数,督促检修单位严格按审批时间工作,不得随意延长,调度员应时刻关心检修进度,询问现场,掌握完工时间,至少比预计完工时间提前下达编写操作票,以便尽早恢复正常运行方式。对电网运行中存在的问题进行总结防范,定期进行反事故演习,将反事故措施落实到现实运行中去。

2.3 调度汇报

包括安全生产日常汇报、标准化自检汇报、运行方式改变、负荷变化、停机停电申请和检修申请等,应根据规定的汇报程序及时准确地把相关内容汇报上级调度机构,不隐瞒、不误报、不延报。

2.4 加强调度员经济调度的考核

为进一步推进经济调度工作编制科学的运行曲线,移峰塔谷,有必要把经济调度,运行方式倒换及两票考核等纳入调度员个人考核范围内,以便提高调度员开展经济调度的积极性和自觉性。

2.5 杜绝误调度,误操作事故

调度人员必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行,并根据调度指令调整功率和电压,而不能以任何借口,拒绝或拖延执行调度或不执行调度计划等,也不能发生误调度现象。调度人员在下令改变运行方式,指挥停送电和处理事故工程中,防止误调度,误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任,应从以下几方面做好

工作:

1)提高调度人员的安全意识,增强责任心,坚持定期學习上级安全生产的法律、法规及有关指令,及时落实上级有关安全生产的文件、会议精神,同时根据文件的相关规定要求大家共同学习,抓落实对照先进找差距,积极整改求提高,切实提高调度工作标准,另外为强化安全调度管理,营造良好的安全生产氛围积极组织调度员参加各项安全生产活动,并把开展各项安全生产活动作为搞好安全生产工作的主要措施来抓,通过参加安全生产活动,大大提高了调度人员搞好安全生产工作的积极性,营造了学技术、保安全的安全生产氛围,增强了调度人员的责任感和安全意识,为各项调度工作的开展打好基础。

2)严格执行规章制度,杜绝“三违”现象发生,误调度、误操作都是因为执行规章制度不严格不认真造成的,严格执行两票三制,对检修工作票必须严格把关,仔细认真地进行审查,对工作票中所列的工作任务,安全措施,应该逐项审核,对不合格的工作票必须重新办理。完善调度交接班记录,交接班受各种因素的制约,容易造成遗漏,调度交接班记录应反映对本班未完成的项目和安全生产应注意的问题等,并详尽的交给下一班。使接班人员了解上班的运行方式和检修内容。在日常工作中,掌握运行方式,做好事故预想,调度员要对电网运行方式,主要设备的运行状况和当班需要完成的工作,做到心中有数,搞好事故预想,提前做好应对措施,才能杜绝误调度事故的发生。在工作中必须养成自觉认真执行规章制度的习惯,克服习惯性违章,在下达调度命令时,正确使用调度术语,认真执行调度规程。

篇5：西北电网调度管理规程

第一章 总

则

第1条 为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。

第2条 西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。

第3条 本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。

第4条 各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。

西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。

第5条 各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。第6条 本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。

第7条 本规程自颁布之日起执行。

第二章 调度管理的任务和组织形式

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和操作，保证达到下列基本要求： 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。

第9条 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分，既是生产运行机构，又是电网运行管理的职能部门，依法在电网运行中行使调度权。

各级调度机构在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。

调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。

第10条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，西北电网设置四级调度机构，即: 西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调)； 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度（通信）中心（以下简称省调）；

各供电局设地区调度所（以下简称地调）； 县（市区）电力局设调度室。

第三章

网调的职责和权限

第11条 网调的职权： 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理，当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。组织西北电网运行方式的编制，执行主网的运行方式，核准省网与主网相关部分的运行方式。会同有关部门制定水库运用计划，实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。参与编制电网的分月调度计划和技术经济指标，负责编制全网月、日调度计划，并下达执行；监督调度计划执行情况，负责督促、调整、检查、考核。平衡西北电网发电、输电设备的检修计划，负责受理并批准直调设备的检修申请，审核准间接调管设备的检修申请。负责西北电网电力电量交易管理，按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。8 负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频减负荷方案，提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施，实施全网无功电压和网损管理，参与电网事故的调查分析。负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。根据调管范围和直调厂划分原则，负责制定网调调管范围，并报请电网管理部门批准，负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查，参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能，组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。坚持依法监督、分级管理原则，依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督；组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验，以及新技术的推广应用。负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。

第四章 调度管理制度

第12条 西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构，在调管范围内行使调度权。

第13条 网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。

网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。

在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时，双方均应做详细

记录并录音，同时必须使用调度术语及普通话。

第14条 网调调管的任何设备，未获网调值班调度员的指令，各省调，发电企业、变电站值班人员均不得自行操作；当危及人身和设备安全时可先行操作，但事后应立即报告网调值班调度员。

在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。

对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。

第15条 网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。

任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令 的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

各省调和发供电单位的领导人发布的指令，如涉及网调调度员的权限，必须取得网调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。

第16条 电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。

第17条 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：

1.未经网调许可，不按照网调下达的发电、输电调度计划执行；

2.不执行网调批准的检修计划；

3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施；

4.不如实反映执行调度指令情况；

5.不如实反映电网运行情况；

6.违反调度纪律的其它情况。

第18条 调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。

第五章 调度管理范围划分原则

第19条 网调调管的设备：

西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】

网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业，目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂；网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管，包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】 对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作，必须征得网调值班调度员许可后，才能进行操作。

第20条 网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分，经西北电网公司批准后执行，并报国调备案。

根据电网发展变化的情况，网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。

第六章 电网调度计划的编制和管理

第21条 电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：

1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。

2.调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。

3.月度调度计划须在分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。

4.日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。4.编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。

5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量，同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应经西北电网公司主管生产的领导同意。

第22条：调度计划（即运行方式）的编制

一、西北电网运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制，并经西北电网公司审批后执行。

二、运行方式应包括 1.编制的依据和原则； 2.上系统运行简要总结； 3.电力生产需求预测；

4.新（改、扩）建项目的投产计划； 5.电网主要设备检修计划 6.水电厂水库运行方式 7.电网结构及运行结线方式

8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析 9.系统稳定分析及安全约束 10.无功电压和网损管理

11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案 12.系统短路容量

13.330千伏电网过电压问题 14.电网安全运行存在的问题及措施 15.对西北电网稳定性的总体评价

三、为了编制下一运行方式，各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料：

1.下一年（改、扩）建项目计划；

2.本省（区）调管范围内的分月发电设备可调出力（能力）；

3.本省（区）调管范围内的发供电设备检修计划； 4.本省（区）分月负荷预计及电力电量平衡情况；

四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料： 1.下一年（改、扩）建项目计划； 2.发电机组技术参数；

3.发变组及其它电气设备检修计划；

4.分月发电量计划（能力）。

第23条：月调度计划（即月运行方式）的编制

一、月调度计划的编制程序

1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见，并通知有关省调和直调发电企业。

2.各省调于每月23日前，将本省（区）下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。

3.网调各直调发电企业于每月23日前，向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。

4.网调根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制西北电力系统月度调度计划，报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行，并上报国调。

二、月调度计划的内容包括：

1.全网及各省（区）电力电量平衡情况；

2.全网、各省（区）及各直调发电企业的发电计划；

3.各省（区）（广义）联络线交换电量计划； 4.发电设备检修进度表； 5.输变电设备检修进度表； 6.水电厂水库控制运用计划； 7.无功电压曲线。

第24条：日调度计划（即日运行方式）的编制

一、日调度计划的编制程序

1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷（如遇节假日则为节假日前一天），调管范围内的机炉运行方式，调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。

3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。

4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省（区）调度、直调发电企业和有关变电站。

二、日调度计划的内容

1.日预计负荷曲线（包括全系统、各省（区）发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线，机炉运行方式安排）和旋转备用容量；

2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单； 3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施；

4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。

第七章 系统电力电量平衡方案的编制和执行

第25条 网调编制系统电力电量平衡方案的原则是：

1.充分发挥发输变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，尽量保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求；

2.充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行； 3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。

第26条 水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。

第27条 各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行，并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时，应立即汇

报网调值班调度员。

直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。

第28条 陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。

各省调应制定火电最小开机方式，并报网调备案。

第29条 网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行实际情况调整调度计划，调度员调整计划必须填写调度值班记录。

第30条 为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。

对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 系统频率调整和联络线功率监视与控制

第31条 电网额定频率是50.00赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹；在自动发电控制(AGC)投入时，电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条 所有并网发电机组都应参与系统一次调频，且须按西北电网运行要求进行参数整定，并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意，严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。

按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。

第33条 全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。

第34条 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹，在规定的负荷调整范围内，第一调频厂应主动负责调整系统频率，当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时，应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。

在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时，第二调频厂应不待调令立

即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内；当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时，系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。网调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.20Hz时，应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。

第35条 网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。

频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。

第36条 联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。

当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。

第37条 各省（区）调度对广义联络线应加强监视，并按照调度计划及时进行调整。

第九章 电网稳定管理

第38条 电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。

第39条 网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。

第40条 安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。

第41条 当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。

第42条 安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作，装置运行单位应积极配合定检工作。

第43条 电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案，并根据电网 的发展，适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。

第十章 系统低频自动减负荷管理

第44条 为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率因故严重下降时，应能自动切除部分负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。

第45条 低频减负荷装置的设置按网调运行方式执行。第46条 低频减负荷装置的整定原则：

1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上，并不得高于51赫兹；

2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作； 4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序，先切除次要用户、后切除较重要的用户；

5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用；

6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。第47条 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）

电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。

第48条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。第49条 低频自动减负荷装置的运行管理

1.低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。

2.在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置，以便随时调整。3.各省（区）低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。

5.电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。

第十章 系统电压调整与管理

第50条 西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。

第51条 根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。

第52条 网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线，随同月调度计划下发给有关厂站，以监视和调整电压。因电网运行方式的变化，电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。

各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线，由有关发电厂和变电站负责监视和调整。

第53条 凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线，对母线电压进行调整和监视，使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出，必须取得网调值班调度员的同意。

当控制点母线电压超过允许的偏差范围时，该控制点的发电企业应不

待调令调整机组出力使其恢复到允许的偏差范围以内。若控制点母线电压在机组当无调整能力用尽后且仍超过允许电压偏差范围时，值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。当监测视点母线电压超过允许的偏差范围时，该监视点的变电站值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。网调和省调在电压调整上要互相配合，密切协作。为了保证系统电压正常，网调值班调度员可以根据实际情况改变电压或无功曲线，并及时通知各有关厂站执行。

第54条 各级值班调度员应经常监视系统监测点电压，当其超出允许的偏差范围时，应积极采取措施，确保系统电压符合规定值。调整电压的主要方法有：

1.改变发电机励磁，包括使用进相方式运行； 2.利用带负荷调压变压器;3.投入和切除并联电容器或电抗器； 4.改变发电厂间负荷的分配； 5.使用调相机；

6.必要时可改变系统结线和运行方式，但应注意系统安全； 7.调整变压器分接头。

第55条 网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改

措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。网调直调发电机组进相深度的暂规定如下：

1.龙羊峡单机出力不大于25万千瓦时，单机最大进相深度为8万千乏。

2.李家峡单机最大进相深度7万千乏。

3.刘家峡#5机最大进相深度为8万千乏，#1～4机暂不考虑进相运行。

4.安康单机出力10～20万千瓦时，进相深度为8万千乏。5.渭河单机最大进相深度8万千乏。

6.靖远一厂＃1－3机组暂不具备进相能力，＃4机组最大进相深度5万千乏。

7.靖远二厂单机最大进相深度6万千乏。

8.大坝＃

1、2机最大进相深度6.5万千乏，＃

3、4机最大进相深度4万千乏。

第56条 为了保证电压质量和降低电能损耗，变压器分接头采用分级管理，即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意，不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头，应根据网调运行方式中无功优化结果进行调整；网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。第57条 为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差

范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。

第58条 考虑到电压的局部性特点，要求各省调根据本电网的实际情况，确定低压减载装置的配置方案和切荷量。

低压减载装置主要应配置在：离电源点较远、无功支撑不足的电网；可能孤网运行的电网；电源支撑不足的负荷中心地区。

第59条

网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作，负责汇总各省（区）电网高压网损情况，并定期进行全网网损分析，提出改进意见。

第十一章

运行备用管理

第60条 西北电网运行备用由网内所有统调发电企业共同承担，按照“统一调度、分级管理”的原则，实行全网共享，优化配置。第61条 西北电网运行备用容量的配置原则为：

1.西北电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上预测最高负荷的百分之二；各省（区）电网的旋转备

用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率。其中各省（区）旋转备用容量包括主网通过相关联络线提供的备用。2.非旋转备用容量由网调统一安排，其容量应不小于西北电网内最大单机容量发电机组的额定功率。

3.一般情况下，由水电机组承担主要的旋转备用容量，当水电机组受水库运用制约而备用容量不足时，可由火电机组承担主要的旋转备用容量。

第62条 西北电网运行备用容量的使用原则为：

1.全网共享原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时，由网调统一安排使用。事故紧急情况下，网调可越级使用省（区）调调管的运行备用容量。

2.各省（区）电网承担的备用容量，首先用于本省（区）的预计负荷偏差的调整、本省（区）大机组故障和线路事故的处理，通过网调也可用于其他省（区）大机组故障、线路故障或全网事故的处理。3.网调及各省（区）调所调范围内运行备用不足时，应迅速安排备用容量，并在规定时间内达到要求，以保证电网有足够的运行备用容量。4.当省（区）电网内发生事故造成运行备用不足时，首先由网调将全网可调运行备用容量调出，缺额部分由事故省（区）承担，送电省原则上不限电。

第十一章

设备检修管理

第63条 编制设备检修进度应遵照以下原则：

1.设备检修的工期与间隔应符合原部颁检修规程的规定，并满足有功出力备用裕度的要求。

2.发输变电设备的检修安排应根据西北电网特点进行,水电机组主要安排在枯水期进行，大容量火电机组应尽量安排在汛期进行。具有多年或年调节特性的大型水电站及其梯级电站的部分机组也可依据情况考虑安排在汛期进行。330kv输变电设备一般集中安排在每年的春秋两季。

3.设备检修应做到相互配合,即电源和用电，发电和输变供电，主机和辅机，一次和二次设备检修之间及各单位之间的相互配合。4.网内20万千瓦及以上机组的检修计划由西北电网公司组织各省公司、有关发电企业及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。5.330KV输变电设备的检修计划由西北电网公司组织各省公司及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。

第64条 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电企业机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级。第65条 系统内调管设备的检修按照是否纳入计划分为计划检修（含节日检修）和非计划检修。

计划检修是指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验。节日检修是指节假日期间的计划检修项目。

非计划检修是指设备缺陷或故障造成的临时设备停运检修，包括临时检修、事故检修和带电作业等。

第66条 计划检修分为：

1.检修计划：网调直调发电企业应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年10月15日前向西北电网公司及网调报送下网调调管设备检修建议计划。网调调管的其它发输变设备的下检修建议计划由各省（区）电力公司编制，于10月15日前报送西北电网公司及网调。西北电网公司于每年11月15日前召开检修平衡会议确定下全网设备检修计划并下达。

2.月度检修计划：网调根据检修计划和各单位按规定上报的检修项目，于月前十天召开有关单位参加的检修会议或电话联系，经平衡后确定，在月度调度计划中下达。

3.节日检修计划：网调除在月度检修计划中考虑确定外，特殊情况应在节日前三天报网调平衡后安排。

第67条 检修申请的批复和检修时间的规定

1．网调调管范围内设备的检修，虽已在年、月检修计划中确定，但仍需在开工前一日十二时前由规定部门向网调提出申请，网调在开工前一日十六时前答复。遇节假日应提前到节假日前一日申请批复。2．发输变电设备的检修管理范围按调管范围界定

网调直调的发电企业和变电站的设备检修申请，由发电企业值长和变电站值班长向网调值班调度员提出；网调调管的线路检修申请按照维护分工，分别由所在省调向网调值班调度员提出；各省调调管设备的操作对网调调管设备及主网运行方式有影响的，各省调必须按规定提前向网调申请，在征得网调许可后方能操作。

设备检修如影响到需要网调调管设备停止运行进行配合时，相关省调或厂站值（班）长应按规定提前向网调进行申请必须在设备检修申请的同时，向网调报送具体的检修工作方案，在征得网调许可批准后方能操作。

批复工作由网调值班调度员按情况分别通知相关的发电企业、变电站、省调，批准内容和工作时间以检修通知单为准。当网调调管范围内设备运行方式的改变对省（区）电网有影响时，应及时通知相关省调。

网调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工并不影响系统正常运行的设备检修。

基建施工单位由于施工需要或用户因本身工作需要，而要求网调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运行维护单位统一向网调办理。

3.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中获批准，但改变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度员的许可，才能正式开工，检修工作结束后，应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

4.如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时,不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期,应经调管该设备的调度部门批准。

已经批准的停电检修工作,检修单位因故不能开工时,应于停电前通知网调值班调度员。因系统原因不能按期开工，应提前通知申请单

位。

5.开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续，如果计划检修工期只有一天者（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。

6.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向网调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求,待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第6条规定办理改期申请手续。

7.设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，从而影响省际间正常的电力、电量互供计划者，按省际间互供电管理办法追究相应单位的责任。

8.严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在网调调管的电气设备上进行带电作业时，凡对系统有要求，均须按正常手续办理申请。

9.申请检修的单位，凡设备在恢复送电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，需报出试验方案或要求，该方案或要求必须在试验前七天提出。

第十二章 新建、改建和扩建设备

投入系统运行的管理

第68条 新建、扩建的330KV及以上电压等级的发电企业、变电站的调管范围划分和设备命名编号由网调负责。

第69条 在电网内新、改扩建的发、输电工程拟并网前，应满足以下条件：

1.向有关电网管理部门提交齐全的技术资料；

2.生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制度等均已完备、新投产设备已通过启动调试）；

3.与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件；

4.按电力行业标准规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，并通过有资质的技术质检机构的检测，电网运行所需的安全措施已落实；

5.远动设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件，系统联调完毕，并通过有资质的技术质检机构的检测；

6.与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格；

7.具备正常生产运行的其它条件。

第70条 网调调管的新建发电企业及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由项目业主或建设单位向网调提出投入系统运行申请书，申请书一式二份，内容包括：

1、新建或改建工程的名称、范围;

2、预定的启动试运日期及试运计划;

3、启动试运的联系人及主要运行人员名单;

4、启动试运过程对系统运行的要求。

同时还应按网调要求报送以下资料:

1、主要设备的规范和铭牌参数;

2、平面布置图、一次电气结线图(包括厂用系统结线图)、相序图、二次保护原理图、保护装置说明书、汽水系统图、输煤制粉系统图、水工建筑及水库等资料;

3、设备运行操作规程及事故处理规程;

4、通讯联络方式；

5、远动和自动化设备相关资料。上述资料如有变化，要及时上报网调。

第71条

网调在接到上述申请后,应于启动前将批准书通知设备运行单位,批准书内容包括:

1、设备调度管辖范围的划分;

2、设备命名及编号；

3、运行方式的确定,变压器分接头位置的确定;

4、继电保护和自动装置的整定值及设备最大允许负荷电流值;

5、设备加入系统运行的调度方案和启动试运完毕加入系统运行的管理制度;

6、网调值班调度员名单。

第72条 新建、改扩建设备启动申请应提前三天向网调提出，网调于启动试运前一日批复。新建或改建工程单位，虽已接到网调的批复，但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可启动操作。

第73条 由于设备资料不全，设备试验不合格，设备投运后对电网安全带来威胁，保护装置不全，通讯不完善，缺少调度自动化信息等，网调有权拒绝该新设备投入系统运行。

第74条 满足并网运行条件的发电企业、机组、用户变电站以及电网申请并网运行，有关电网管理部门和调度部门应当予以受理，按规定签订并网调度协议。

并网运行的发电企业或用户变电站必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力，同时体现公平、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安排并网发电企业的调峰、调频、调压和事故备用.第75条 对于各省调调管范围内的110KV及以上新建或改扩建的输变电工程，单机容量5万千瓦及以上、总装机容量10万千瓦及以上的发电企业，所在省调应在设备命名编号文件下发后，将有关设备规范、参数及运行方式等相关资料报网调，在启动操作前须汇报网调。如对主系统运行有较大影响时，网调将提出具体启动要求，省调必须严格执行且在启动操作前须征得网调同意。

同时涉及网、省调管范围的新建、改扩建工程的启动方案，相关单位应在网调统一组织下充分协商、分头实施。

第76条 在新设备启动调试期间，新设备的电气操作应根据调管范围 的划分，按照各级调度的调令执行。设备试运完毕后,相关单位必须向网调汇报该设备正式加入系统调度管理。

第十三章 水库及水电站的调度管理

第77条 水库调度的原则

1.依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等有关政策法规，水库设计原则和有关规定，作好水库调度工作，确保水库运行安全,充分发挥水库的综合效益。

2.水库防汛工作服从有管辖权的地方防汛部门的统一领导和指挥。3.黄河龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库必须统一调度，并由西北网调统一指挥。

43.西北电网内各水库原设计运行原则是近期水库调度运行的基本原则要严格依据水库设计文件安排水库运行方式。第78条 西北网调水库调度范围：

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、安康五水库径流发电调度； 2.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四库非防洪目的的泄水闸门调度。

第79条 西北网调水库调度管理职责

1.每年汛末，网调依据水库蓄水状况、综合利用要求及电网实际情况，提出当年11月至次年6月龙羊峡、李家峡、刘家峡水量调度建议方案，供黄河水量调度会议讨论。

2.在满足综合利用的前提下，网调统一制定黄河上游汛期长、中、短期龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡水量调度方案；有关省公司依据此方案编制黄河上游其它水库运用方案。

3.网调负责具体实施黄河上游龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库的日常水量调度及梯级电站的联合优化调度，节水增发，提高水能利用率。

4.网调协助各级政府完成黄河上游梯级水库的防汛、防凌工作。5.网调应及时向流域机构提出刘家峡水库运行中存在的问题和建议。6.网调协助流域机构处理沿黄地区及有关部门对黄河上游水量调度工作的意见。

7.网调负责安康水库运行计划制定及水量调度工作。8.网调负责西北电网跨流域补偿（优化）调度。

9.网调负责刘家峡水库的排沙调度（在新规程实施初期，该工作目前暂委托甘肃中调实施）。

10.网调负责龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡非防洪目的的闸门的调度及泄水设备的检修审批。

第80条 有关省调和直调水电发电企业的职责

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四水库泄水建筑物检修时，如影响到后期水库运用，必须提前向西北网调报批提出申请。

2.有关省调及直调水电发电企业应积极主动做好向西北网调转发水情信息的各项工作，直调水电发电企业在现有或新建应负责将水情信息系统必须开发具有向西北网调转发水情信息的相关功能送至网调。

第十四章 继电保护和安全自动装置的调度管理

第81条 继电保护和安全稳定控制装置的运行管理

1.网、省调必须严格执行原电力部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》等。2.继电保护和安全自动装置的投退及更改定值均应按调度指令执行;未经装置调管辖调度机构的同意，现场运行人员不得改变安全稳定控制装置的运行状态。

3.现场继电保护与安全自动装置的定值调整和更改工作，必须按定值单要求在规定时间内完成。直调发电企业计算的发变组保护定值，在保护投运前由发电企业自行核对；

4.继电保护和安全自动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向网调汇报，若需退出装置进行检验时，必须经调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将保护装置退出，但事后应立即汇报。5.继电保护与安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续;6.厂、站运行人员应严格执行汇报制度。继电保护和安全自动装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录及时传至相应调度机构和相关维护技术人员，做好必要的注释。

7．发电机的励磁系统及调速系统对系统稳定有较大影响，其定型、改造、更换必须进行可行性研究，并报直接调管的调度部门机构认可后方可实施。励磁系统及PSS的整定参数应由其直接调管的调度机构主管调度部门下达或批准。

8.各级调度部门继电保护管辖权限应与一次设备相一致，不允许出现继电保护运行管理上的空白点；属省调管辖的保护装置的应用，如影响到主网的稳定运行和保护配合时，应经网调许可。每年一季度，各省调和有关地调应根据运行方式的安排，向网调报送整定交接面处的等值阻抗。二季度网调下发主网厂、站母线等值阻抗； 9.凡网调布置的继电保护装置及二次回路“反措”及微机保护软件更换工作，有关单位必须在规定时间内完成。由省调或运行单位制定和组织实施的“反措”，涉及到网调调管的保护装置和二次回路时，须提前向网调报送有关资料，待得到网调批准后方可实施。

10.涉及到网厂双方或不同电网之间的接口定值应兼顾电网运营者和电网使用方的利益。发生争议时，各方应协商解决。协商时按局部利益服从整体利益、低压电网服从高压电网及技术、经济合理的原则处理。

第82条 对网调调度员及发电厂、变电站运行人员业务技能的要求

一、网调调度员应具备下列技能：

1． 能按规程正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行；

2． 能根据继电保护和安全自动装置的动作情况分析判断系统故障及

异常情况；

3． 熟悉保护定值的含义及保护允许最大负荷电流；

4． 熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理、控制策略及运行注意事项。

二、厂、站运行人员应具备下列技能

1.能按规程对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查； 2.能对继电保护和安全自动装置，以及二次回路工作的安全措施进行监督；

3.能及时发现继电保护和安全自动装置，以及二次回路的缺陷和异常状况；

4.熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理，以及现场继电保护运行规程。

第83条 网调调度员及发电厂、变电站运行人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责 一．网调调度员的职责：

1.批准和监督调管范围内各种保护装置和安全自动装置的正确使用与运行；

2.根据保护装置的最大允许电流，调整电网的运行方式；

3.在事故处理及改变系统运行方式时,考虑继电保护及安全自动装置运行方式的变更；

4.管辖的保护装置和安全自动装置修改定值或新保护装置投运前，与厂、站运行人员核对保护装置定值和运行注意事项，并在通知单上签

字和注明核对时间；

5.掌握直接影响电网安全稳定运行的有关继电保护和安全自动装置问题，并及时督促有关部门解决；

6.在系统发生事故以及其它异常情况时，当值值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况分析处理事故，并做好记录，及时通知有关人员；

7.根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

二、厂、站运行人员的职责：

1．根据网调当值调度员的命令，进行保护装置和安全自动装置的投、撤操作；

2．在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前，负责审查相关工作人员的工作票和安全措施，并按工作票要求和实际情况做好工作现场的安全措施。工作完毕，负责对工作内容及安全措施的恢复进行验收（如检查拆动的接线、元件、标志是否已恢复，压板位置、继电保护工作记录是否清楚等）；

3．管辖的保护装置和安全自动装置在修改定值或新装置投运前，与网调当值调度员核对保护装置定值和运行注意事项，无误后方可投入运行；

4．根据继电保护运行规程，对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测。按保护装置整定所规定的允许负荷电流，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

5．发现并记录保护装置和安全自动装置及其二次回路存在的缺陷及异常情况，及时督促有关部门消除和处理；

6．及时向网调当值调度员报告保护和安全自动装置动作（或启动）及异常情况。

第十五章 电网调度自动化系统的调度管理

第84条 电网调度自动化系统是反映和控制电网运行工况的信息系统，是保证电网安全、优质、经济运行的重要支持手段之一。电网调度自动化系统主要包括能量管理系统（EMS）、调度生产管理系统（DMIS）、水调自动化系统（HMS）、电力调度专用数据网络（SPDNet_NW）等。西北电网各单位、各发电企业必须遵守国调颁发的《电网调度自动化系统运行管理规程》和网调颁发的《西北电网调度自动化管理规定》。

第85条 网调直（间）调厂站的自动化信息，应直接传送至网调，网调所需其它厂站自动化信息由省调转发。各省所需的全网有关信息由网调返送各省调。自动化信息传送应采用主备通道，原则上应采用两种不同的路由或通信介质（网络/网络或网络/专线）。

第86条 调度自动化系统中采用的设备应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证后。且必须符合上级调管机构所规定的通信规约及接口技术条件方可使用。同属多级调度机构所调管的厂站

宜采用一发多收方式，一般不允许重复设置RTU。

第87条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责，各级电网调度机构应设置自动化部门，各发电企业应设置自动化专职（责）人员，负责自动化系统（设备）的日常运行维护，保证设备的正常运行及信息的完整性和准确性，并配备所需的备品备件。调度自动化系统（设备）维护单位应配合上级调度部门的安全检查、信息核对、信息表修改等工作。

第88条 各级调度自动化系统因故障或其它原因临时停运，应及时处理并通知网调值班调度员（？？）。系统计划停运，应提前三天申请，经上级有关主管领导批准后方可实施。调度自动化系统工作若影响上传信息时，需经上一级调度部门同意方准工作。

第89条 新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目应实行分级归口管理。各级调度自动化运行管理机构应配合计划、基建部门分别管理各自调管的新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目，在调度自动化部分的设计审查、功能要求、配置原则、技术方案论证、设备选型、接口标准和通信规约等技术方面把关；跟踪调管的新建、改扩建厂站的调度自动化系统（远动设备）建设的全过程，参加竣工验收，并保证和一次系统设备同步投运。

第90条 调度自动化系统和厂站自动化设备的更新改造方案需经上级调度部门批准，必须采取必要的过渡措施，改造后不得影响原有信息的传送。

第91条 当电网结构、调管范围发生变化时，调度自动化运行管

理部门应根据调度部门提供的资料及时修改数据库、画面、报表、模拟盘信息等，并根据规定的信息采集传送原则，向上级调度自动化管理部门上报厂站主接线图、信息表、相关设备参数等，及时完成信息的采集、传送和转发。

第92条 值班调度员发现调度自动化系统异常或信息有误时，应及时通知自动化值班人员进行处理。自动化值班人员若发现相关调度自动化系统、厂站自动化设备异常时，应及时通知有关单位自动化专业人员处理，并做好记录。

第93条 各级调度部门和厂站端自动化设备维护单位接到上级部门自动化设备异常通知后，应及时处理，不得延误处理时间，并如实向上级汇报。各级通信部门接到自动化部门有关自动化通道异常申告后应及时进行检查测试、组织各级通信部门处理，不得延误。对于长时间（超过24小时）设备异常或信息错误，各级调度部门和厂站自动化设备运维单位必须向上级调度机构提交书面报告，如实反映事故（异常）情况、处理方案和预防措施。如有必要，上级调度机构可组织联合调查组对事故进行分析、调查。

第94条 各级调度部门及厂站所辖电力监控系统及电力调度专用数据网络的规划设计、项目审查、工程实施、运行管理等各相关环节都必须严格遵守原中华人民共和国经济贸易委员会30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》的有关条款,并符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的相关要求。第95条

各级调度自动化系统所采用的网络安全设备必须经过国家

有关安全部门的认证，各类安全设备必须严格符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定要求。

各级调度部门应建立电力调度专用数据网络, 新的节点和业务系统接入电力调度专用数据网络, 必须经上级调度部门批准后方可实施。

第96条 AGC的控制原则和规定

为了协调好西北网调与陕、甘、青、宁各省调的AGC功能，按照目前西北电网调度体制及调管设备范围划分原则，确定以下控制原则：

1.西北网调的AGC采用定频率(FFC)或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）控制模式，负责全网的频率调整及网调AGC控制区对外联络线的调整。

2.陕、甘、青、宁省调的AGC采用定联络线功率(FTC)控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC），负责本省与相邻省间联络线功率的调整。

3.以上所控制的联络线功率是一种广义的联络线功率。4．凡参加AGC的机组，必须经网调组织调试，合格后由网调下文方具备正式投运条件。单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上水电机组应具备AGC功能，且其性能应达到国家有关标准要求。

网调直调的发电企业原则上由网调的AGC控制。

5、参加AGC的机组发生异常情况、AGC装置不能正常运行或协调事故时，发电企业可先停用AGC，将机组切至“当地控制”，然后

立即汇报调度，并对异常情况进行处理。

6、参加AGC系统运行的发电企业根据需要编写现场规程，并将现场规程报有关调度。

第97条 网调调度员在AGC运行方面的职责

1、监督AGC装置的正确使用；

2、当电力系统运行条件满足AGC运行时,启动AGC到运行状态；

3、在启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号，并通知当地值班人员；

4、正确选择AGC的一次控制模式与二次控制模式；

5、正确选择各发电机组的控制模式；

6、对陕、甘、青、宁省调下达各自的广义联络线交换计划曲线，作为这些省调AGC定联络线交换功率的计划值。

第十六章 系统调度通信管理规定

第98条 各级电力通信机构必须认真贯彻执行原部颁及西北电网公司颁发的有关通信管理规程、规定。

第100条各省（区）调度部门内均应设立通信管理部门（含通信调度），负责通信专业管理职能，负责本级电力通信的调度和运行维护。（总则）

第10199条 网调负责西北电力通信网主干通信电路的运行管理及电路调配，各级调度通信部门负责所辖通信站设备的运行维护。第102条通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构，各网省调应设置通信调度，并实行24小时专人值班。通信调度负责对各级通信部门之间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、通信电路故障的指挥处理和通信带宽资源的调配。

第103100条 通信调度必须严格执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则，团结协作，确保通信电路的畅通。正常运行情况下，按逐级原则，通信调度实行自上而下的领导和指挥以及自下而上的报告制度。紧急情况下，上级通信调度可越级指挥并在事后通报下级通信调度，通信站和下级通信调度可越级报告并在事后报告上一级通信调度。

第104101条 直调厂站至网调的通信应具备两种独立路由或光纤、微波等不同通信方式的通道，以确保调度电话和自动化数据的可靠传输。同时在网省调应配置实用、有效的主干电路通信设备运行监视及管理系统，以确保通信电路故障时，告警信息能准确、及时反映上传。第105102条 加强继电保护、安全自动装置传输通道的维护，要尽可能为继电保护、安全自动装置提供双通道，并保证有独立的通信电源系统供电。

凡通信人员需对复用继电保护、安全自动装置的通信设备进行测试、检修，必须事先以书面方式向网调提出申请，经批准后，填写工作票，并通过所在厂、站电气值班人员向主管调度申请退出相关继电保护、安全自动装置，批准后方可开始工作。工作完毕后，应立即向网调汇报，并向本厂、站电气值班人员办理完工手续。

第106103条 通信电路、设备计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对调度生产业务造成影响时，（相应通信运行管理部门）应提前三天报调度部门批准，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。检修工作结束后，需按规定办理复役手续。第104条 通信人员在进行通信电路、设备的投入、退出、转接、调测、检修、故障处理、统计分析与评价及电路的运行方式和分配计划等方面的工作时，必须规范工作程序。

凡影响或可能影响上级电路正常运行的计划检修、改造、搬迁等工作，必须提前一周向上级通信调度以书面形式提出申请，详细报告计划、方案、措施等，经批准后方可实施。

计划检修、改造、搬迁等工作完成后，必须在一个月内将实际完成情况以书面形式详细报告上级通信调度。

第105条 发现主干电路中断或接到调度、自动化及保护专业用户的故障申告，网调首先应判断故障点，并及时通知有关省通信调度及电路所辖运行维护单位进行处理。

各级通信调度和电路所辖运行维护单位在接到故障通知后，应尽快派人到现场进行故障处理，不得以任何借口予以推诿、拖延。电路运行维护单位在网、省调的指挥和协调下应尽可能缩短故障处理时间。如遇疑难故障不能马上立即恢复时，应采取电路迂回、转接等应急措施，保证主干通信电路和重要业务通道的畅通。

电路、设备恢复正常后，现场维护人员应将中断原因、故障部位、处理结果及恢复时间通知网通调值班员。

电路的使用和故障处理，应执行“先生产、防汛，后行政”，“先干线、后支线”的调度原则。

第106条

如果输电线路或通信设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、自动化数据通道时，由通信部门提出受影响的通道名单，经主管 领导批准，并于通道停用前及恢复后通知相关专业部门及电网调度部门。

第107条

篇6：四川电网调度管理规程2007

第一章

总则

1.1 为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。

1.2 本规程所称电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。

1.3 四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。1.4 四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，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。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。1.5 本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.6 四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。

1.7 本规程由四川省电力公司负责修订、解释。

第二章

调度管辖范围及职权

2.1

省调调度管辖范围

2.1.1500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）； 2.1.2220kV电网（不含220kV站内主变压器）；

2.1.3电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统； 2.1.4 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2

省调调度许可范围

2.2.1 运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备； 2.2.2 220kV主变压器中性点；

2.2.3 安全自动装置所切供电设备；

2.2.4 在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；

2.2.5 其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省调委托调度设备。

2.3

地调调度管辖范围

2.3.1 本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)；

2.3.2 本地区110kV及以下电网；

2.3.3 本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统；

2.3.4 本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度； 2.3.5上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4

县调的调度管辖范围由地调另行规定。

2.5

各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。

2.6

属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。

2.7

电网调度运行管理的主要任务

2.7.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；

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

2.7.3按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.7.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.8 省调的职责和权限

2.8.1 接受国调、网调的调度管理；

2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理和技术监督； 2.8.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.8.4 负责电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.8.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及调压；

2.8.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.8.7 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表； 2.8.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理；

2.8.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.8.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.8.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.8.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.8.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经省电力公司批准后执行； 2.8.15 行使上级和省公司或者国调、网调授予的其它职权。2.9 地调的职责和权限 2.9.1接受省调的调度管理；

2.9.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理； 2.9.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.9.4 负责所辖电网电力电量的考核结算； 2.9.5 负责指挥所辖电网调峰及调压；

2.9.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.9.7 会同有关部门编制所辖电网事故和超负荷拉闸限电序位表；

2.9.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定管理措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频、低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；

2.9.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.9.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.9.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.9.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.9.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.9.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经电业局（公司）批准后执行； 2.9.15 行使上级和本电业局（公司）或者省调授予的其它职权。2.10

县调的职责和权限由相应的地调规定。

第三章

调度管理制度

3.1 各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。

3.4 如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。

3.5 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.6 属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。

3.7 上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。在紧急或特殊情况下，为保证电网安全稳定，上级调度机构值班调度员可直接（或通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。此时，下级调度机构的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。

3.8 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，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。

3.9 发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。

3.10 值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。若值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。

3.11 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.12 当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。3.13 在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。

3.14 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。3.15 调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。

第四章

运行方式的编制和管理

4.1 各级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制订电网特殊运行方式。

4.2 运行方式的编制

4.2.1 运行方式是保证电网正常运行的大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本运行方式两部分，包括以下内容：

上电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；各电厂逐月上网计划；各水电厂水库运行方式；电网正常运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网安控装置和低频自动减负荷整定方案；运行中出现的主要问题和改进建议。

4.2.2 为了编制好下的运行方式，各有关单位应于每年11月1日前将下的电网的有关资料提供给省调。

4.2.2.1省公司计划、生产、营销、基建等有关部门提供下列资料：

全年新(改)建项目投产计划；省(网)间联络线售（购）电计划；各厂发电计划和购电计划；输变电设备检修计划。

4.2.2.2 各电业局（公司）提供下列资料：

地区分月用电预测；地区现有电网主结线图和地理结线图；输变电设备检修计划。

4.2.2.3 各水电厂提供下列资料：

水库运用计划、来水预测、发电能力预测；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增综合特性曲线。4.2.2.4 各火电厂提供下列资料

煤场、油库的有关资料；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增特性曲线。

4.3 月度运行方式的编制

4.3.1 月度运行方式包括以下内容：

全网及各地区负荷预计及用电计划；各电厂电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；主要水电厂水库水位控制方式及月末水位；各厂、局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；主要供电设备检修计划；主要新（改）建发输变电设备投产计划；其他重要情况说明。

4.3.2 为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次月负荷预计；各厂、局次月的主要设备检修进度表；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库运行方式、防洪及其它综合利用要求（如最小下泄流量等）；各电厂的其他要求；计划、营销部门提供各地区用电计划分配指标；基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。

4.4

日方式的编制

4.4.1 日调度计划应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂96点上网计划；省(网)间联络线96点购（售）电计划；各电业局（公司）96点用电负荷计划；主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.4.2 为了编制好次日的日调度计划，有关部门应于每日11时前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次日96点负荷预计；各厂、局次日的设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各、厂局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂前一日及当日实际雨水情及发电出力情况；次日雨水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪等综合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部门应提交次日新（改）建设备的投产计划及对电网运行方式安排的要求；各电厂的其他要求。

4.5

电网特殊运行方式的编制

4.5.1 电网特殊运行方式应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；各电业局（公司）用电负荷计划;继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；重要水电站水库（量）安全调度要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.5.2 为了编制好电网特殊运行方式，有关部门应向省调送交有关资料：

各电业局（公司）负荷预计；各厂、局设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各电厂的其他要求。

4.6 电网运行方式、月度运行方式、特殊保电时期或对电网安全运行有重大影响的电网特殊运行方式由省公司领导批准后执行，并报上级调度机构备案。电网日运行方式和对电网安全运行影响较小的电网特殊运行方式经省调领导批准后执行。

4.7 备用容量安排原则

编制电网运行方式时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用标准：

4.7.1 负荷备用容量和事故备用容量：应为最大发电负荷的4%－12%，但不小于电网中最大一台机组的容量；

4.7.2 检修备用容量：一般应结合电网负荷特点，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%。

4.8

各地调应参照上述要求制订本地区电网的年、月、日运行方式和地区电网特殊运行方式。

第五章 设备的检修管理

5.1 省调调度管辖设备的定期检修、试验必须纳入设备检修计划，检修计划分、季度、月度及日计划。

5.2 设备检修原则

5.2.1 设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定； 5.2.2 发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；

5.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，避免重复停电。

5.3

省调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。

5.4

设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。

计划检修是指纳入、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等；

非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。

5.5

计划检修管理

5.5.1计划检修：每年11月底以前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一的设备检修计划报送省调，省调统一平衡后下达执行。与省调管辖设备相关的各电厂、电业局（公司）的下一设备检修计划在每年12月10日前报省调备案，省调可在必要时对有关内容进行调整；

5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一季度的设备检修计划报送省调，省调根据检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行；

5.5.3月度计划检修：省调根据管辖设备的、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于每月25日前随月调度计划下达；

5.5.4 省调在安排检修计划时，同等情况下优先安排先提出申请的单位，逾期未报送检修申请的，省调有权推迟或不予安排；

5.5.5已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1日的上午向省调提出设备检修申

请，省调于当日下午15时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复；

5.5.6 节日或重大保电时期计划检修：各发电厂、电业局（公司）应在保电时期前5日将设备检修计划报省调，经平衡后省调于保电时期前2日正式批复下达；

5.5.7 计划检修申请应逐级报送到省调，省调的批复意见逐级通知到检修单位，检修工作内容必须同检修票项目一致；

5.5.8 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调

值班调度员。计划检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办 6 理一次延期手续，遇节假日应提前申请；

5.5.9 计划检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间；

5.5.10 对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。

5.6

非计划检修规定

5.6.1 非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列非计划检修：

5.6.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.6.1.2 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修； 5.6.1.3 在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。

5.6.2 非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.6.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。

5.7

检修申请内容包括：检修单位、检修性质、检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。

5.8

凡变更原接线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送省调并经省调相关处室批复。凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。

5.9

凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等），设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。

5.10

省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出

电话申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。

省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。

5.11 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。

5.12 凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。

5.13 非省调调度管辖范围内的设备检修、试验或运行方式改变影响省调调度管辖范围内的电厂出力、线路潮流、继电保护、通信、自动化信息传送的应得到省调许可，并在操作前告知省调当值调度员。

5.14 设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。5.1

5已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令后方可开工。

5.16 严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。5.17

设备的检修时间 5.17.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以 7 及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内；

5.17.2 输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复

送电的报告时止。

5．18 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。

5．19

输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。

5．20 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。

第六章 新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理

6.1

凡新建、扩建和改建的发输变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90日向调度机构提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料。

6.2

调度机构收到资料后，进行有关的计算、设备命名编号和调度管辖范围划分等，并于新设备投运前60日向有关单位提供相关资料。

6.3

新设备投入运行前30日，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度机构提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：

投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单；待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动带电条件。

6.4

调度机构接到申请后，应在启动投产前10日批复。6.5

新设备投运前必须具备下列条件，否则调度机构有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请

6.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度机构已提出新设备投运申请并经批准；

6.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；

6.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；

6.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；

6.5.5 与有关调度机构已签定并网调度协议；

6.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕；

6.5.7

生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对 8 设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；

6.5.8

相关厂、站及设备具备启动带电条件； 6.5.9

启动试验方案和相应调度方案已获批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。

6.6

新设备投产前，相关单位应提前90日向调度机构报送新设备投产计划，调度机构根据电网实际运行情况安排、平衡。

6.7

新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。

6.8

投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。

第七章

有功功率调度管理及频率调整

7.1

发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。

7.2 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已达到规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。

7.3

值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划并下达执行。

7.4

电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。电网内所有发电厂均应监视频率。省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。

7.5 当川渝电网与华中主网联网运行时，电网的频率调整和川渝－华中联络线潮流的控制方式按国调、网调下达的有关联网运行的规定执行。

7.6 当川渝电网与华中主网解网运行时，电网频率的调整由四川省调值班调度员统一

指挥，调频厂值长负责调整。

7.7 在电网发生发电出力不足的情况下,各单位必须严格按计划用电。调度机构可以对

超计划使用电力或者电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。

7.8

各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。

7.9

对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电，届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 无功功率调度管理及电压调整

8.1

无功电压调度管理要求

8.1.1

电网中的无功功率原则上应实行分层、分区、就地平衡，避免长距离输送；

8.1.2 四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：省调负责220kV及以上所有发电厂和变电站的无功电压调度管理，地调负责所辖范围内110kV及以下各厂站的无功电压调度管理，各级调度机构应做好所辖电网的无功功率平衡工作；

8.1.3 各级调度机构应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。220kV及以上电网的电压控制、监测、考核点由省调设置并报网调批准。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和省调备案；

8.1.各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度机构按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合《电力系统电压和无功技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求；

8.1.5

并入四川电网的各发电厂必须具备《电力系统电压和无功技术导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。

8.2

无功电压的正常运行与调整

8.2.1

各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压：

8.2.1.1 高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

8.2.1.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；

8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值； 8.2.1.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。

8.2.2 各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行：

8.2.2.1 高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；

8.2.2.2 低谷负荷电压偏高运行时, 应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；

8.2.2.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；

8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。

8.2.3各厂站变压器分接头档位的运行调整 8.2.3.1无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；

8.2.3.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；

8.2.4各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差 10 时，应积极采取措施，充分发挥一切调压手段，确保电压在合格范围内。

8.2.5 在进行电厂和变电站无功电压调整时，各级值班调度员应充分发挥变电站的无功补偿设备的调压作用，尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。

8.2.6 500kV线路的高压电抗器，须随线路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7

500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

8.2.8 向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍（即575kV），持续时间不大于20分钟。

8.3

电压异常的处理

8.3.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况；

8.3.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电；

8.3.3 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常；

8.3.4当500kV厂、站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。

第九章 电网稳定管理

9.1

电网稳定管理职责划分

9.1.1 各级调度机构的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。9.1.2 省调负责调度管辖范围内220kV及以上主干网络的安全稳定计算分析，提出稳定运行限额、安全稳定控制措施及对继电保护、安全自动装置的要求。

9.1.3地调负责调度管辖范围内电网的安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，采取必要的稳定措施，并报省调备案。凡影响主网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应向省调办理许可申请，落实防患措施。

9.1.4 发电厂负责制定保电厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报省调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。

9.1.5发电厂、电业局（公司）和并网地方电网应及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

9.1.6 电网稳定监控职责分工

9.1.6.1 各级调度机构负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行； 9.1.6.2 发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录；

9.1.6.3 当电网出现特殊运行方式时，调度机构应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达给各监控单位执行。

9.1.7

调度机构根据核定的发电机组技术出力以及系统需要，校核发电机组高力率或进相运行对稳定的影响，提出稳定限额。

9.2

系统稳定的运行规定

9.2.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；

9.2.2 在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。安排计划检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；

9.2.3 为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备； 9.2.4 凡是影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；

9.2.5 发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器等，若因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网安全性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求；

9.2.6

对于直接涉及电网安全运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；

9.2.7 220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；

9.2.8 在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，并提交省公司批准后执行。

第十章 安全自动装置的调度管理

10.1

本章包括安全自动装置中的安全稳定控制装置及低频、低压自动减负荷装置，其中，安全稳定控制装置包括如下主要功能

10.1.1根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能； 10.1.2低频、低压切负荷功能； 10.1.3远方、就地切机切负荷功能； 10.1.4高频率切机功能； 10.1.5振荡解列功能。

由1个厂站完成上述功能的装置称为安全稳定控制装置，由2个及以上厂站通过通 12 道交换信息，共同完成上述功能的装置称为安全稳定控制系统，以下统一简称“安控装置”。

10.2

安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局（公司）根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。

10.3

安控装置及有关通道的调度管理由各级调度机构负责，安控装置及有关通道的运行管理及维护工作由所属电业局（公司）和发电厂负责。

10.4 已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。

10.各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。

10.6

各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。

10.7 安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。

10.8

安控装置的启停 10.8.1 安控装置的启用

10.8.1.1 确认电网的运行方式；

10.8.1.2 根据启用通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能； 10.8.1.3 检查并确认有关厂站的安控装置工作正常； 10.8.1.4 按照策略表功能先启用，切机、切负荷功能后启用的顺序启用厂站安控装置的有关功能；

10.8.1.5 启用变电站切负荷功能时，应同时向有关地调和变电站下令。10.8.2

安控装置的停用

10.8.2.1 确认电网的运行方式；

10.8.2.2 根据停用通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能； 10.8.2.3 按照按切机、切负荷功能先停用，策略表功能后停用的顺序停用厂站安控装置的有关功能；

10.8.2.4停用变电站接收远切及低频、低压切负荷全部功能时，还应同时向有关地调下令。10.9

安控装置的运行

10.9.现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（例如根据开机情况决定所切机组）、装置异常或故障的处理；

10.9.2

未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；

10.9.3

当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整； 10.9.4

安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。

10.10

安控装置的异常和事故处理

10.10.1 因安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运；

10.10.2 低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行；

10.10.3 调度机构应对电网运行方式进行相应调整。10.11

安控装置的检验和联调

10.11.1 安控装置的检验参照继电保护检验规程执行，由运行单位提出申请，各级调度机构批准后实施；

10.11.2 涉及多个厂局的安控装置联调应由省调根据电网情况统一安排；

10.11.3 安控装置的检验和联调应在安控装置停运的条件下进行，并保证与其他安控装

置连接的通道在两侧可靠断开，有关厂站所有切机、切负荷压板必须退出。

10.12 电网低频、低压自动减负荷管理

10.12.1 省调负责制定全网低频自动减负荷方案，并负责督促其实施，地调应根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。

10.12.2 各地调制定的低频自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤立运行情况，校核实施方案是否满足本地区失去主网电源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并报省调备案。

10.12.3低频自动减负荷的整定方案及管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。

10.12.4 在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减负荷装置。

10.12.5 低频、低压自动减负荷装置的运行管理

10.12.5.1正常情况下，低频、低压自动减负荷装置必须投入运行，保证装置能够有效切除负荷，不允许使用备用电源自投装置将切除的负荷送出，不得擅自将装置退出运行；

10.12.5.2装置的定期检验和更改定值须经值班调度员同意方可进行； 10.12.5.3装置动作后，厂站运行值班人员应立即向调度机构汇报，并逐级汇报到省调值班调度员。各厂站和地调值班人员不得自行恢复送电，由地调值班调度员征得省调值班调度员同意才能恢复送电，省调值班调度员根据系统事故处理和频率恢复情况及时向各级调度系统值班人员下达逐轮次恢复送电命令；

10.12.5.4各地调应定期对本地区的各级低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。

第十一章

倒闸操作

11.1 系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备, 其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。

11.2 操作前应认真考虑以下问题： 11.2.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策；

11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况；

11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装 14 置投入情况是否正确；

11.2.4 操作对安控、通信、远动、计量、水库调度等方面的影响； 11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸拉合短引线等误操作；

11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确；

11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

11.3 调度操作指令

调度操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1 单项指令：只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；

11.3.2 逐项指令：涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；

11.3.3 综合指令：只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。

11.4 操作指令票制度 11.4.1 倒闸操作应填写操作指令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令；

11.4.2 填写操作指令票应以检修票、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单和日计划等为依据；对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定操作指令票，进行操作；

11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）；

11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

11.5 厂站现场操作票的有关规定 11.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；

11.5.2 值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作；

11.5.3 在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；

11.5.4 在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；

11.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.6

在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到： 11.6.1 借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；

11.6.2 管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；

11.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员。

11.7

系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行： 11.7.1 交接班时；

11.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 11.7.3 电网发生异常及事故时； 11.7.4 电网高峰负荷时段。

事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班

11.8

系统解并列操作

11.8.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置；

11.8.2 解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。

11.9

合解环路的操作

11.9.1 合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，220kV系统一般允许在20％，最大不超过30％以内，负荷相角差一般不超过30度，500kV系统一般不超过10％，最大不超过20％，负荷相角差不超过20度。有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经领导批准；

11.9.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额；

11.9.3 用刀闸合、解环路时，必须事先经过计算或试验，并经领导批准。11.10

线路停送电操作规定 11.10.1 一般规定

11.10.1.1充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合闸必须停用； 11.10.1.2投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上；

11.10.1.3勿使发电机在投入空载线路时产生自励磁； 11.10.1.4充电端必须有变压器中性点接地；

11.10.1.5线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷； 11.10.1.6应考虑潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定 16 限额；

11.10.1.7线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外；

11.10.1.8任何情况下严禁“约时”停电和送电。11.10.2 500kV线路送电还应注意：

11.10.2.1线路高抗及其保护应可靠接入，对无高抗的线路充电必须经过试验或批准； 11.10.2.2 线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响，充电端电压不超过525kV；

11.10.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电； 11.10.2.4 线路停电，厂站应将该线路远跳装置退出，500kV开关停运，应将该开关启动远跳的压板退出；

11.10.2.5 两次送电间隔时间应不低于15分钟。11.11 零起升压操作规定 11.11.1对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速；

11.11.2零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，但联跳其它非升压回路开关压板退出，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用；

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

11.11.4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，母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。

11.12 变压器操作规定

11.12.1变压器并列运行的条件 11.12.1.1接线组别相同；

11.12.1.2电压比相差不超过5％； 11.12.1.3短路电压差不超过5％。

当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。

11.12.2变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关，500kV变压器停送电，一般从500kV侧停电或充电，必要时也可以在220kV侧停电或充电；

11.12.3变压器充电时，应有完备的继电保护、灵敏度，并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值；

11.12.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸；

11.12.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。

11.13

500kV高压电抗器操作规定

11.13.1 高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入；

11.13.2 投、停线路高压电抗器的操作，必须在本线路停电接地的情况下进行，如无法接地，必须待本线路停电冷备用15分钟后，才能拉开高压电抗器刀闸；

11.13.3 同塔双回线路高抗的投、停必须在本线路停电接地的情况下进行；

11.13.4 高抗停运或高抗保护检修，应将高抗保护退出并退出启动远跳回路压板。11.14 母线操作规定

11.14.1 母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式； 11.14.2 母线停送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电； 11.14.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求；

11.14.4双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作电源断开。11.15 开关操作规定 11.15.1开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡；

11.15.2开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作；

11.15.3母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关，停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

11.16 刀闸操作规定

允许用刀闸进行下列操作：

11.16.1系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 11.16.2无雷电时，拉开、合上避雷器；

11.16.3拉开、合上空载母线，但500kV系统需经试验允许、领导批准；

11.16.4拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；

11.16.5与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操作电源退出），但500kV系统中拉、合站内经开关或刀闸闭合的环路电流，需经试验允许、领导批准。

超过上述范围时，必须经过试验并经领导批准,并严禁用刀闸带电拉合空载变压器、空载线路、并联电抗器。

第十二章

电网异常及事故处理

12.1 电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：

12.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 12.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行；

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；

12.1.5 及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.2 当地区电网发生影响省调管辖系统安全运行的事故时，地调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报省调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向省调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。

12.3

事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度员的调度指令，凡涉及对系统有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止 18 事故扩大，值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度机构和事故单位询问事故情况或占用调度电话。

12.4 事故发生时，事故单位值班人员应准确、及时、扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象，开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。

12.5

为防止事故扩大，厂站运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽快报告值班调度员：

12.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 12.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

12.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；

12.5.4 系统事故造成频率严重降低时，各发电厂增加机组出力和开出备用机组并网； 12.5.5 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保护；

12.5.6 其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

12.6 在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃静。

12.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。

12.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班人员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系，确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。

12.9 事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。12.10 线路事故处理

12.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到厂站“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本调度机构总工或主管生产的领导同意，如有条件，可以采用零起升压方式。

12.10.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

12.10.3 线路一侧开关跳闸后，值班调度员应命令拉开可能引起末端电压过高的另一侧线路开关。

12.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑：

12.10.4.1应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；

12.10.4.2强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护, 无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；

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

12.10.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值；

12.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班人员根据规定，向有关调度提出要求；

12.10.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在强送前应将高抗转为冷备用；

12.10.4.7 500kV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟及以上；

12.10.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸, 故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送；

12.10.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；

12.10.4.10 强送端变压器中性点必须接地，特殊情况下，如需对带有终端变压器的220kV线路强送电,终端变压器的中性点必须接地。

12.11 发电机事故处理

12.11.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

12.11.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

12.12 变压器事故处理

12.12.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；

12.12.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；

12.12.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；

12.12.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；

12.12.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

12.13 高压电抗器事故处理

12.13.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电；

12.13.2 高压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，由高抗所属电业局（公司）总工同意,可以试送一次，有条件时可进行零起升压；

12.13.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.14 母线事故处理

12.14.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。

12.14.2 当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：

12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；

12.14.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；

12.14.2.4当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；

12.14.2.5当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。

12.15 开关故障处理

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

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度

员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：

12.15.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；

12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。

12.16

电网振荡事故处理 12.16.1 电网振荡时的现象

发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。

12.16.2 系统振荡事故的处理

12.16.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；

12.16.2.2频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；

12.16.2.3频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。21 为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；

12.16.2.4当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；

12.16.2.5运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；

12.16.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；

12.16.2.7振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。

12.17 通信联系中断的事故处理

12.17.1 各地调、发电厂、变电站与省调的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通信、邮电系统通信、经与省调通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与省调进行联系。如不能尽快恢复，省调可通过有关地调的通信联系转达调度业务。

12.17.2 当厂站与调度通信中断时：

12.17.2.1 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其他各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有调相机、无功补偿设备的变电站还应按规定的电压曲线调整电压；

12.17.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

12.17.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.17.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

12.17.4 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.17.5 通信中断情况下，出现电网故障时：

12.17.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

12.17.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

12.17.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。12.17.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断期间一切应汇报事项。

12.18

电网频率异常处理

12.18.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。

12.18.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.18.2.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟；

12.18.2.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；

12.18.2.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；

12.18.2.4为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；

12.18.2.5当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.18.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。

第十三章

继电保护装置的调度管理

13.1

一般运行规定

13.1.1 继电保护和自动重合闸装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全运行和保护电气设备的主要装置，各级运行单位应按部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》及其他有关规程和规定执行；

13.1.2 四川电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理，均按调度管辖范围进行； 13.1.3 各级调度机构负责修编各自调度管辖范围的“继电保护整定方案和运行说明”，并配合新建和技改工程予以补充修改；

13.1.4 省调负责四川220kV及以上电网的继电保护装置入网运行的审查工作，负责制定调度管辖范围内继电保护装置的配置原则；

13.1.5 继电保护装置的反事故措施，220kV及以上系统由省调负责制定，110kV及以下系统由调度管辖单位负责制定，具体实施由各运行维护单位负责，运行单位应按期严格执行调度机构发布的有关继电保护反措要求；

13.1.6 电厂内的继电保护装置，必须与电网的继电保护装置相配合，继电保护装置及其他有关设备的选型需征得相关调度的认可。在电网的继电保护装置改变时，电厂应按调度的要求及时修改所辖的继电保护的定值及运行状态；

13.1.7 各级调度机构负责各自调度管辖范围内的继电保护装置动作统计、分析和评价。发电厂负责本厂设备的继电保护装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月将该报表报送省调，省调进行总结后再报送网调。

13.2

继电保护运行管理

13.2.1 继电保护装置应按规定投入运行，不允许一次设备无保护运行，特殊情况应按有关规定执行；

13.2.2 继电保护装置的投退和定值的更改必须按调度指令执行，现场继电保护装置的具体操作按现场运行规程执行；

13.2.3 调度人员应掌握系统保护装置的配置与运行规定，熟悉“继电保护运行方案”，了解保护装置的动作原理和保护整定原则。现场值班人员应了解本站（厂）所配置的继电保护装置，熟悉保护装置的现场运行规程。新型保护装置入网运行时继保人员应向调度人员和现场值班人员交底；

13.2.4 省调负责制定220kV及以上系统的变压器中性点接地方式，并将220kV主变中性点接地方式下发给地调和220kV发电厂，地调及电厂应按要求执行。需改变省调下达的变压器中性点接地方式时，应经省调批准；

13.2.5 地调负责制定管辖范围内的110kV变压器中性点接地方式；

13.2.6 各级调度机构应统一规定继电保护装置中各保护段的名称及作用，对同一设备配置了两套相同原理的保护装置，应进行调度命名编号，调度在下达命令时，应严格按照命名编号执行；

13.2.7 川渝电网联络线保护装置的运行管理见《川渝电网联络线调度管理规程》。13.继电保护定值整定及管理

13.3.1 系统继电保护定值的整定计算应符合部颁《220~500千伏电网继电保护装置运行整定规程》和《3~110千伏电网继电保护装置运行整定规程》的规定；

13.3.2 各级调度机构负责对调度管辖范围内的系统保护进行保护定值的整定计算，110kV及以下系统的联络线两侧开关的保护定值分别由调度管辖的单位整定计算；

13.3.3 并入电网运行的发电厂的变压器和发电机继电保护装置定值均由电厂自行计算，电厂内的变压器后备保护必须满足系统保护定值的配合关系；

13.3.4 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调度机构所提出的要求；

13.3.5 每年省调与网调、相关省（市）调及地调应相互提供整定计算分界点的保护配置、设备参数、系统归算阻抗、保护定值及整定配合要求等，以满足分界点定值的整定计算要求；

13.3.6 四川省网与其他省（市）网、地区网以及地区网之间保护的整定配合必须遵循局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时要尽量照顾局部电网和下级电网的需要；

13.3.7 运行方式部门应提供根据合理的系统运行方式计算的线路事故过负荷的最大电流和系统稳定计算要求的保护动作时间给继保部门作有关保护的整定计算依据；

13.3.8 各级调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对，核对要求按有关规定执行；

13.3.9 继电保护定值单应一式四份，由继电保护整定计算部门留存一份，其余分别送到调度值班室、运行单位的保护调试部门和厂站值班室，要保证继电保护定值的“四统一”；

13.3.10 新建、改建和调整了定值的保护装置，在投运前，现场运行值班人员应与值班调度员核对保护定值单，确认保护按定值单整定无误后按有关指令和规定投运。

13.继电保护装置运行维护与检验

13.4.1 继电保护装置的运行维护，由设备所属单位负责。运行中的保护装置的检验，应按部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》及有关检验规程的规定执行；

13.4.2 新投运或更换保护装置，应向有关调度机构办理新设备投运申请，并按有关规定提前报送相关资料；

13.4.3 当电网的继电保护装置因安全、稳定要求进行更新、改造，需要电厂配合时，相关电厂应及时进行相应继电保护装置的改造工作，并经相关调度机构批准后投运；

13.4.4 接入电网运行的继电保护装置及保护所用的通道设备应按有关规程要求进行调试 并定期进行校验维修，其整定值应符合调度下达的定值单的要求，并保存完整的调试记录和报告；

13.4.5 继电保护装置现场运行规程应根据有关的规定和要求，由设备所属单位编写，并报有关部门备案；

13.4.6 继电保护装置在运行中发现有缺陷时，现场值班人员应及时向值班调度员汇报，若需退出保护装置时，必须经值班调度员批准。紧急情况下，可按现场规程，先将保护装置退出，但事后应立即汇报；

13.4.7 继电保护装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续；

13.4.8 保护装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录应及时传至相应调度机构，并做必要的注释；

13.4.9 电网中运行设备的继电保护装置动作后，运行单位须立即按规程进行处理和分析，并将有关保护动作报告、故障录波资料报送相关调度机构，调度机构应指导、协助运行单位进行事故分析；

13.4.10 电厂出现机组或厂内其他电气设备继电保护装置动作后，应立即进行原因分析，对继电保护不正确动作必须查明原因，并采取相应措施，消除事故隐患，经调度批准后方可重新并入电网运行。

13.220kV及以上系统继电保护装置运行规定

13.5.1 运行中如有特殊情况，继电保护装置运行违背本运行规定中的有关条例时，500kV 系统应经省电力公司总工程师批准，220kV系统应经省调总工程师批准。13.5.2 在下列情况下应停用整套微机保护装置

13.5.2.1在微机保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路工作； 13.5.2.2在装置内部工作；

13.5.2.3继电保护人员输入定值。

13.5.3 新投产保护装置或保护电流、电压回路有变动时，必须要带负荷测试。

13.5.4 当双母线接线的两组PT只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可采用将母联开关作为死开关或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行PT所在的母线。

13.5.5 因一次运行方式的调整需更改运行保护装置定值时，值班调度员应根据设备在操作过程中保护是否有灵敏度来确定在方式调整前还是调整后更改保护定值。

13.5.6 线路保护

13.5.6.1在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护必须同时投运；

13.5.6.2当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运； 13.5.6.3一条线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同；

13.5.6.4500kV线路在运行中，必须要有纵联保护投运，如无纵联保护，该线路也应同时

停运；

13.5.6.5500kV线路PT停用或检修时，则该线路必须同时停运；

13.5.6.6

500kV线路运行时，线路开关的短引线差动保护必须停用，线路停运，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行；

13.5.6.7 500kV线路任一侧两台故障启动装置或两个远跳通道同时停运时该线路也应同时停运；

13.5.6.8 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行，在特殊情况下，可以将无纵联保护的运行线路后备II段时间按有关规定调整后运行，但不允许一个厂站有两条及以上 25 线路采用该运行方式，具体要求见有关规定；

13.5.6.9 旁路开关代线路开关要启用高频保护时，应将高频电缆切换到旁路收发讯机或将线路收发讯机切换到旁路保护，不启用的高频保护应停用；

13.5.6.10 对配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同；

13.5.6.11 线路输送功率在任何情况下，不应超过距离III段阻抗值整定允许的功率； 13.5.6.12 对电气设备和线路充电时，必须投入快速保护； 13.5.6.13 一般情况下，不允许用线路保护对变压器充电；

13.5.6.14在220kV厂站内的母线解合环操作时(角形接线除外)，解合环过程中应将环内开关零序保护停用。

13.5.7

母差保护和断路器失灵保护

13.5.7.1

母差保护正常时都应投入运行，原则上不允许母线无母差保护运行；

13.5.7.2

母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，其调整按现场运行

规程执行；

13.5.7.3

500kV一组母线的两套母差保护同时停运时，该母线应停运； 13.5.7.4

特殊情况下，220kV母线无母差保护运行时，应按有关规定执行；

13.5.7.5

母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护；

13.5.7.6

开关配置的保护回路有工作时，应停用该开关的失灵启动保护； 13.5.7.7

双母线分开运行时应停用母联开关失灵启动保护；

13.5.7.8

配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用；

13.5.7.9

微机母差保护停用时，原则上同一装置中的失灵保护也应停用。13.5.8

变压器和电抗器保护

13.5.8.1

500kV变压器及电抗器无差动保护运行时，应该停运；

13.5.8.2

220kV变压器在运行中，其瓦斯保护和纵差保护不得同时停用；

13.5.8.3

变压器差动保护新装或二次回路有改变时，应进行带负荷测试正确后方可投运； 13.5.8.4 变压器充电时，全部保护均应投入跳闸。在带负荷测试前，应将差动保护退出，再

进行测试（其他保护按现场运行规程处理）；

13.5.8.5 220kV变压器中性点经间隙接地时应投入零序电压和间隙过流保护，变压器中性点改为直接接地时，应停用间隙接地过流保护；

13.5.8.6 高(中)压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高(中)压侧开关断开运行时，高(中)压侧中性点必须接地，并投入接地电流保护。

13.6

故障录波装置运行规定

13.6.1 各电厂、变电站配置的故障录波装置必须投入运行，退出时，应经相关调度批准； 13.6.2 系统发生故障，故障录波装置动作后，应及时向调度机构汇报，并在规定时间内，将录波图传送到相关调度机构；

13.6.3 故障录波装置的运行维护同继电保护装置，检验管理按有关规程和规定执行。13.7

继电保护故障及信息管理系统

13.7.1 继电保护故障及信息管理系统主站的运行维护和管理由省调负责；

13.7.2 继电保护故障及信息管理系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，该系统的检验管理同继电保护装置。13.8

稳定监录系统

13.8.1 稳定监录系统主站的运行维护和管理由省调负责； 13.8.2 稳定监录系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，厂、站值班人员应与管理继电保护装置一样，定期进行设备巡视，作好设备运行记录。

第十四章

调度自动化系统的运行管理

14.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。各厂站应建设先进、实用的调度自动化终端、监控系统，并配备专人负责运行维护工作。

14.2 各级调度自动化机构、自动化专责应严格执行《全国电网调度自动化系统运行管理规程》。

14.3 四川电网调度自动化系统是由主站、子站以及主站和子站间经由数据传输通道构成的整体。自动化系统中采用的各种设备必须符合已颁发的国家标准、行业标准，必须符合省网系统内所规定的通信规约及接口技术条件。自动化系统的功能和性能必须符合部颁“电网调度自动化系统实用化要求”以及各自调度管辖范围内调度生产的特殊要求。

14.4 本规程所指的子站主要设备（即厂站调度自动化设备）包括： 14.4.1 远动终端

14.4.1.1远动装置（远动终端的主机）、远动通信工作站； 14.4.1.2 与远动信息采集有关的变送器和交流采样等测控单元、功率总加器及其屏（柜）、二次测量回路（二次测量回路中开关刀闸位置辅助节点由继电保护专业负责维护）；

14.4.1.3远动装置、电能量采集装置、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 14.4.1.4远动终端输入和输出回路的专用电缆；

14.4.1.5远动信号转接屏、遥控继电器屏、遥调接口； 14.4.1.6远动通道专用测试仪及通道防雷保护器（远动侧）； 14.4.1.7远动使用的调制解调器，串行通讯板、卡。

14.4.2 电力调度数据网络设备(路由器、数据接口转换器、交换机或集线器等)及其连接电缆，安全隔离装置及防火墙等

14.4.3 电能量计量

14.4.3.1电能量采集装置及专用计量屏（柜）；

14.4.3.2电能表数字通信口和脉冲信号与电能量采集装置连接电缆； 14.4.3.3电能量远传使用的调制解调器和串行通讯板、卡。

14.4.4 电厂计算机监控系统、变电站自动化系统和集控站系统的相关设备（包括：站控层及间隔层设备）

14.4.5 与水情测报系统、雷电定位系统、保护信息管理系统有关的接口

14.4.6 向子站自动化设备供电的专用电源设备及其连接电缆（包括UPS电源、直流电源、专用空调及配电柜）

14.4.7 与保护设备和DCS系统等接口设备 14.4.8 GPS 14.5 本规程所指的主站系统主要设备包括： 14.5.1 能量管理系统（EMS）； 14.5.2 电能量计量系统；

14.5.3 电力市场技术支持系统； 14.5.4 调度生产管理系统（DMIS）；

14.5.5 电力实时数据传输和网络管理系统（包括：各级调度专用的广域数据网络、用于远方维护及电能量计量等应用的调度专用拨号网络、各自动化系统内部的局域网 络，数据网络安全隔离装置及防火墙等）；

14.5.6 与水调自动化系统、功角/相位测量系统、雷电定位系统、保护信息管理系统、稳定监控系统的网络接口；

14.5.7 电网调度中心数据库系统；

14.5.8 调度辅助系统（包括：调度模拟屏、大屏幕投影设备、GPS等）； 14.5.9 主站专用的UPS电源、机房空调、机房监控系统及配电柜； 14.5.10 远动通道检测柜和配线柜。

14.6 省调调度管辖厂站调度自动化设备属省调管辖设备，其调度管理由省调负责，按照省调制定的相应规定执行，厂站调度自动化设备的日常巡视和运行维护由各电业局（公司）、电厂相关部门负责。

14.7

自动化管理部门负责参加审核所辖范围内新建、扩建和改造工程中厂、站自动化部分的规划、设计、招标及评标工作，新建、扩建厂站自动化系统与厂站一次设备必须同步投入运行，新设备投产须上报的资料明细见本规程第六部分。扩建工程中的调度自动化设备必须与原有的设备兼容、或覆盖原有的信息，必须保持调度自动化系统信息的完整性。

14.8

数据采集与监控系统（SCADA）的调度管理 14.8.1 省调、各电业局（公司）、电厂负责各自调度自动化系统、监控系统或RTU的信息维护，保证发送、转发信息的完整性、准确性和可靠性。各单位应定期对设备进行巡视、检查、测试和记录，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并将故障处理情况及时上报有关调度机构；

14.8.2 在省调管辖范围内的自动化设备上进行试验工作前后，应及时向省调自动化管理部门汇报，得到许可后方能执行；

14.8.3 遥测、遥信编排序列及遥测标度系数等自动化设备参数不得随意改动,如因一次设备变化等原因需要更改时,应得到有关调度机构同意后方可进行，并把变动的实际结果通知有关调度机构；

14.8.4 一次设备检修完成后，应将二次回路接线恢复正常，使相应的遥测、遥信信号投入正常运行，同时通知省调自动化管理部门；

14.8.5 运行维护单位必须按规程定期校验变送器准确度和交流采样精度。14.9

自动发电控制系统（AGC）的管理

14.9.1 单机容量>=40MW的水电机组、单机容量>=200MW的火电机组应具备AGC功能，参与电网闭环自动发电控制；

14.9.2 凡参与电网AGC调整的机组，必须经由省调组织的系统调试，在系统联调调试前，发电厂应向省调主管部门提供现场机组AGC试验分析报告，省调根据系统调试情况，核准调节能力，以AGC系统控制参数定值单的形式下达，由现场执行；

14.9.3 凡参与AGC运行的电厂都必须保证其设备按核定的调节性能正常投入，除紧急情况外，未经省调值班调度员许可不得擅自退出运行；

14.9.4 省调值班调度员应根据系统实际运行情况，及时调整机组AGC的控制模式及有关调节参数；

14.9.5 发电厂值班人员应加强对控制装置和机组的监视、检测，当本厂机组运行情况发生变化时，应及时向省调值班调度员上报机组当前运行参数。当出现异常需要退出“远方控制”时，应及时汇报省调值班调度员，经调度批准后，将机组切至“当地控制”；当出现严重威胁机组安全运行的情况时，现场值班人员可先将机组切至“当地控制”，然后向省调值班调度员汇报，并尽快组织相关技术人员进行处理。

14.10 电能量计量系统（TMR）的管理

14.10.1 电能量计量系统所有设备都是四川电网作为电费结算用的重要运行设备，任何单位和个人都不能随意更改设备及设备的运行状况；

14.10.2 省调负责电能量计量系统主站端设备软硬件的运行维护及向地（市）调转发关口电能量数据； 14.10.3 关口电能表计的管理按相关规程执行；

14.10.4 各电厂、电业局（公司）电能量计量系统、电能量采集装置及其附属设备的运行维护由各电厂、电业局（公司）负责，各单位对本系统的设备进行巡视检查时，发现问题应组织技术人员及时处理，并立即报告省调；

14.10.5 影响电能量计量系统正常运行的设备检修、更换工作必须确保电量数据不丢失。电能量计量系统中参与电量计算的参数、标志的变更，各电厂、电业局（公司）应提前将有关参数书面通知省调。

14.11 电力调度数据网络的管理

14.11.1 由省调至所辖厂站、地调的电力调度数据网络以下简称省级电力调度数据网，各地调负责各自管辖范围内的电力调度数据网络，以下简称地区电力调度数据网；

14.11.2 省调负责省级电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；各地调负责所辖范围内地区电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；

14.11.3 电力调度数据网络设备实行属地化管理，各电业局（公司）、发电厂负责其属地范围内各级电力调度数据网本地节点设备的运行维护管理；

14.11.4 新接入省级电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经省调批准后实施；

14.11.5 新接入地区电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经相应地调批准后实施，并报省调备案。

14.12

电力二次系统的安全防护管理

14.12.1 电力二次系统是指各级电力监控系统、调度数据网络（SPDnet）、各级管理信息系统(MIS)和电力数据通信网络（SPTnet）构成的系统；

14.12.2 各电业局（公司）、发电厂电力二次系统的安全防护方案必须经过上级主管部门的审查、批准。在电业局（公司）、发电厂应用系统无法满足安全防护要求时，不允许接入调度数据网络，只能采用专用通道等非网络连接方式与省调通讯。

14.13 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

14.13.1 省调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2个工作日以书面申请方式报省调批准方可实施；

14.13.2 省调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运，应及时以电话方式上报省调自动化管理部门提出申请，经省调自动化管理部门许可后方可实施，并应在事后2个工作日内向省调自动化管理部门补办书面申请以备案。

14.14 输电线路或通信设备检修等，如影响省调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影响的厂站名单并以书面形式提前报告省调，经同意后方可进行。通道恢复时，应及时通知省调。

第十五章 电力调度通信运行管理

15.1

四川电力调度通信系统是四川电力通信网的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、优质、经济运行的重要手段。四川电网内的电业局（公司）、并网电厂、变电站、开关站、换流站通信系统的建设、运行、维护 29 和管理必须遵守本规程，接入四川电力通信网的设备和电路必须遵守本规程。

15.2 调度通信系统：是由各级调度通信电路组成的通信系统，包括各级调度机构至其管辖的变电站、开关站、相关电厂、联网线路的主备用通信电路、设备、设施和应急调度通信电话。

15.2.1 调度通信电路：是各级调度机构至其管辖的下级调度单位之间的主备通信电路，包括省级调度通信电路和地区级调度通信电路；

15.2.2 省级调度通信电路：是省调至各调度单位（即地调、所辖并网电厂、220kV及以上变电站、开关站）及各调度单位之间的主备通信电路，包括调度电话、自动化信息、复用安控保护信息、稳定监录信息、继电保护故障录波信息、电网运营管理信息、生产例会及服务于电网生产行政管理的通道和租用电路。

15.3

调度通信电路的管理 15.3.1 调度通信电路的管理原则

15.3.1.1四川电网调度通信电路实行属地化管理原则，投入使用的调度通信电路，均由属地管理单位实施运行维护和检修消缺；

15.3.1.2调度通信电路必须经过竣工验收后方可接入使用；

15.3.1.3省级调度通信电路的竣工验收须经省调专业归口管理部门及相应运行维护单位签字认可；

15.3.1.4调度通信电路的调度电话（包括作为应急使用的公网市话单机）必须进行可靠、清晰的录音，录音资料至少要保存90日。

15.3.2 调度通信电路的组织原则 15.3.2.1新投运的省级调度通信电路，应具备不同路由的主备传输通道（不包括公网市话），主备通道能自动切换；

15.3.2.2省级调度通信电路的调度电话由省级调度通信专网提供，省级调度通信专网外电话不得拨打专网内的调度电话；各调度运行单位必须组织公网市话作为专用应急通信手段，公网市话单机应直接安放于调度现场；

15.3.2.3省级调度通信电路的组织应尽可能使用省级通信干线，需要使用地区级通信线路时，各级调度通信部门须积极配合，提供相关电路的运行资料，并确保其畅通，经调用的地区级通信电路，应按省级调度通信电路的要求进行管理和考核。

15.3.3 调度通信电路的调度、方式管理

15.3.3.1省级调度通信电路由省调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.2地区级调度通信电路由各电业局（公司）地调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.3四川电网调度通信指挥专用电话（包括运行维护单位调度通信的值班电话）为3000号，该电话必须保证24小时有人接听；

15.3.3.4 省级调度通信电路的运行方式按年编制下达，电路的投入、退出、调配以临时运行方式下达；

15.3.3.5 省级调度通信电路的运行方式主要内容包括：上的运行总结；新设备、电路的投产计划；主要通信站、电路、设备的检修计划；省级调度通信电路的路由清单和自动切换方式；运行中出现的主要问题及整改建议；

15.3.3.6 各电业局（公司）地调、发电厂不得擅自改变省级调度通信的运行方式，在组织区域通信电路时，如有可能影响省级调度通信电路的安全运行，必须事前向省调汇报，并制定相应的方案，经省调认可后方可实施。

15.3.调度通信电路的运行、检修管理

15.3.4.1调度通信电路应具备必要的监视手段，各运行维护单位应随时监视调度通信电路的运行情况，严格执行电力行业的有关规程、规定，建立健全设备的定期检查、30 检验和消缺制度；

15.3.4.2各电业局（公司）地调、发电厂应在每月10日前向省调通信管理部门报送上月的通信运行月报，月报的内容和统计按有关规程、规定执行；

15.3.4.3调度通信电路、设备的检修原则：具备主备功能的电路、设备检修时，不得中断调度通信使用；不具备主备功能的电路、设备检修时，原则上与一次系统检修同步进行；

15.3.4.4各电业局（公司）地调、发电厂应在每年11月底制定下一的调度通信电路的检修计划，并报送省调，省调根据通信网的具体情况进行审核后于年底前下达；

15.3.4.5省级调度通信电路的检修必须经省调批准后方可实施，计划检修须提前48小时向省调通信管理部门申请，计划检修不能按期完工的，应在批准的完工时限内办理延期手续；

15.3.4.6 调度通信电路必须按规定进行定期巡检和消缺；

15.3.4.7 复用保护、安控通信电路运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行； 15.3.4.8 在进行调度通信电路运行维护、检修消缺时，必须按规定做好相应的安全措施； 15.3.4.9 各运行维护管理单位应配备调度通信电路运行、维护、检修、消缺必须的仪器仪表和备品备件，并建立相应的管理制度。

15.3.调度通信电路的故障管理

15.3.5.1调度通信电路发生故障中断后，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施（如中转、短接等）首先恢复调度通信电路，再进行故障抢修和分析；

15.3.5.2调度通信电路抢修时，应按先干线后支线、先重要电路后次要电路的顺序依次进行；

15.3.5.3 调度通信电路发生故障中断后，通信人员应及时通知有关用户，说明故障影响的范围、应急措施，同时向主管部门汇报，省级调度通信电路必须向省调汇报，并做好记录；

15.3.5.4 在电路抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复；

15.3.5.5 调度通信电路的故障评价分为事故、障碍两种，按《电力系统通信管理规程》的要求均应列入电力故障统计，逐级上报；

15.3.5.6 为了迅速、准确地处理故障，各级运行维护单位应制定故障处理程序和事故抢修预案。

15.3.6 调度通信系统的新设备投运管理 15.3.6.1 并网电厂、用户变电站接入四川电力调度通信系统，必须符合电力通信系统的技术、接口规范，提前90日向省调提供拟接入设备的型号、技术参数，并办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》；

15.3.6.2 并网电厂、用户变电站的业主办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》

的主要内容：

a）拟接入设备的技术指标； b）拟接入设备的接口方式；

c）使用四川电力通信系统资源的申请。

15.3.6.3 新设备投运前应按《新设备加入系统运行申请书》的要求办理新设备投运申请，新设备投运前必须具备的条件： a）设备入网手续办理完毕；

b）通信设备已通过验收，质量符合入网技术规范和安全运行要求； c）已明确通信设备的运行维护管理责任； d）调度通信电路畅通，达到投运要求。

15.3.7

微波、载波频率资源管理

15.3.7.1微波频率资源由省调协助无线电管理委员会进行规划和管理，微波频率的申请需经省调审核；

15.3.7.2 微波站内安装系统外无线发射设备必须报省调批准；

15.3.7.3 载波频率管理：220kV及以上电网载波频率由省调统一规划和安排，110kV及以下电网载波频率由各电业局（公司）地调进行规划和管理，低电压等级电网的载波频率不得干扰高电压等级电网载波频率，当载波频率发生相互干扰冲突时，低电压等级服从高电压等级。

15.4

通信专业与相关专业的工作界面划分 15.4.1 通信与自动化专业工作界面划分

15.4.1.1省调、地调中心站机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的自动化端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），自动化端配线架及线缆（包括光缆）接头由自动化专业负责，自动化端配线架出口至通信专业的电缆（或2M同轴线和光缆）由通信专业负责；

15.4.1.2电厂、变电站及其他机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），通信端配线架及线缆（包括光缆）接头由通信专业负责，通信端配线架出口至自动化的电缆（或2M同轴线和光缆）由自动化专业负责；

15.4.1.3放置于通信机房内，专用于自动化专业的路由器、协议转换器由自动化专业负责。15.4.2 通信与保护专业工作界面划分

通信与保护专业的工作界面划分原则为通信与保护专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架）。复用保护、安控通道电路的工作界面具体划分按《四川电力系统复用保护、安控载波通道运行管理检修规程》和《四川电力系统复用保护、安控光纤通道运行管理检修规程》执行。

第十六章

水电站水库的调度管理

16.1 水电站水库调度的任务

16.1.1 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效益； 16.1.2 满足电网的安全、稳定及经济运行要求。16.2 水库控制运用的基本原则

16.2.1 水电站水库的设计参数及指标不得任意改变，如需改变，应按有关规定报批； 16.2.2 在汛期，汛限水位以上的防洪库容以及洪水调度运用服从有管辖权的防汛指挥机构的统一调度指挥，汛限水位以下库容服从省调统一调度指挥；

16.2.3水电厂水工建筑物、设备安全及上下游综合利用要求由水电厂负责，如需省调配合，由水电厂向省调提出申请；

16.2.4日周调节及径流水电站应做好水情预报，在允许的范围内承担部分调峰任务； 16.2.5 有季调节及以上能力的水库，在供水期初保持高水位计划用水，汛前腾空库容，但最低水位不得低于死水位(多年调节水库原则上不低于年消落深度)，汛期根据汛情提前大发，汛末利用后期洪水尽量蓄到正常高水位，供水期应多承担电网的调峰、调频和事故备用任务；

16.2.6 梯级水电站水库群之间的调度运行应相互协调，既保证各梯级水电站的经济效益，又保证满足电网运行要求，当水情发生重大变化时，上游水电站应向下游水电站 32 及时提供最新的水情信息；

16.2.7 在多沙河流上的水库要正确处理发电和排沙保库的关系。16.3 水库调度的职责

16.3.1 水电厂应建立水库调度专职机构，健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。

16.3.2 水库运用主要参数指标及基本资料管理

16.3.2.1水电厂并网发电前应向省调提供水库运用主要参数指标及基本资料； 16.3.2.2 水库运用主要参数指标包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，设计通航流量及其它综合利用要求等；

16.3.2.3 水库运用主要基本资料包括：库容曲线、设计洪水、径流资料、泄流曲线、水轮发电机组特性曲线、下游水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线、上游库区及下游河道资料等；

16.3.2.4水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。

16.3.3 水文情报及预报 16.3.3.1 水电厂应根据水文预报及调度需要布设水文情报站网，水文情报站调整应报省调备案，应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定；

16.3.3.2水电厂必须开展水文预报，预报方案应符合预报规范要求，应按规定向省调及其它有关部门报汛，并充分利用各种通信设施，保证水文信息传递及时准确。

16.3.4水情自动测报及水调自动化系统

16.3.4.1水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务；

16.3.4.2 装机容量在100MW及以上的水电厂或流域梯级控制机构应建立水调自动化系统，并与四川电网水调自动化系统联网；

16.3.4.3 水电厂应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行，系统建设、改造、升级方案必须报省调审查；

16.3.4.4 与四川电网水调自动化系统联网的水电厂水情自动测报系统出现故障时，应及时向省调通报，因水情自动测报系统检修、设备维护可能造成测报系统停运时，应经省调许可。

16.3.5 水库调度联系制度

16.3.5.1 水电厂应在每年10月底前编制下一水库控制运用计划，并上报省调，每月20日前向省调报下个月发电计划建议；

16.3.5.2 水电厂每日10时前向省调报当日8时上、下游库水位、入库流量及泄流量，前一日的发电量、弃水损失电量、入库流量、发电流量、泄流量、出库流量及流域平均降雨量，预计后一日平均入库流量、发电量及电厂可调出力；

16.3.5.3水电厂每月第一个工作日前应填报水电调度月报，以传真或电子邮件形式报省调，并以邮寄方式向省调报送，每年1月31日前上报上水库调度总结、水情自动测报系统运行总结和水调自动化系统运行总结。

第十七章

电网运营调度管理

17.1 省调负责与并入四川电网的发电厂（网）以及220kV用户变电站签订《并网调度协议》。

17.2

签订《并网调度协议》的条件

17.2.1 发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；

17.2.2 220kV用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》； 17.2.3 发电厂（网）以及220kV用户变电站已于计划并网的90日前向省调提供电网调度运行潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；

17.2.4 发电厂（网）以及220kV用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。

17.3 省调负责各发电厂（网）、电业局（公司）的关口设置和管理

17.3.1 关口设置的原则：发电厂（网）的关口设置在产权分界点、电业局（公司）的关口设置在潮流的送端；

17.3.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年须在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口情况，如关口没有变化，应上报无变化；

17.3.3 关口的临时变化，须立即上报省调。17.4

发电厂（网）的考核结算

17.4.1 省调负责对发电厂（网）的考核结算；

17.4.2 对各发电厂（网）进行电量考核结算的依据是省调下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲线（包括修改后的临时调整曲线）；

17.4.3 各发电厂（网）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电

量，考核办法按相关规定执行。

17.5 电业局（公司）的考核结算

17.5.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算；

17.5.2 各电业局（公司）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核办法按相关规定执行；

17.5.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局（公司）上报的日负荷预测曲线；

17.5.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括临时调整曲线）。

17.6 省调根据相关规定负责实施和省外的计划外临时电力电量交易。

第十八章

电网运行情况汇报

18.1 电力生产运行情况汇报规定

18.1.1 每日6时以前，各地调、发电厂须将本网（厂）前一日电力生产运行日报传送至省调并保证报送数据的准确性，如传送不成功，应于7时前通过电话报省调；

18.1.2 电力生产运行旬报的统计报送，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日的16时；

18.1.3 电力生产运行月报的统计报送，正常应以次月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺延至第三个工作日的12时；

18.1.4 电力生产运行月度计划的统计报送，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前至每月最后一个工作日的12时。

18.2

重要事件汇报规定

18.2.1 在系统发生重要事件时，各地调、发电厂、变电站值班人员应及时向省调值班调度员如实汇报。

18.2.2 重要事件分类

18.2.2.1电网：电网解列、振荡，电网频率、电压异常，220kV及以上电网设备故障、缺陷或超稳定限额运行，由于电网事故造成重要用户停、限电或大面积停电等；

18.2.2.2厂站：机炉设备、220kV及以上电网设备、厂站用电设备故障或缺陷等； 18.2.2.3人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故； 18.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响的事件；

18.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件；

18.2.2.6 经确认因调度系统人员责任打破安全记录。18.2.3

重要事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）18.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

18.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 18.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 18.2.3.4 电网恢复情况等。

18.3

其它有关电网调度运行工作汇报规定

18.3.各地调、发电厂、变电站在实行新调度规程或现场规程时，及时将新调度规程或现场规程报省调备案。

18.3.2

发生重大事故的单位应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告传真至省调，并在事故分析会后向省调报送事故分析报告。

18.3.3

每年1月底前，各地调向省调报送 18.3.3.1 地调调度科上一工作总结；

18.3.3.2 上一调度系统人员（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）；