第一篇：《江蘇電力系統調度規程》宣貫材料
《江蘇電力系統調度規程》宣貫材料
江蘇電力調度交易中心
（2006年3月）
一、江蘇電網概況及特點
1、電網規模
江蘇電網地處華東電網腹部，東聯上海、南鄰浙江、西接安徽；現由6條500千伏省際聯絡線分別與上海黃渡、浙江瓶窯、安徽繁昌相聯；2條500千伏線路與山西陽城電廠相聯； 500千伏龍政雙極直流與三峽相聯。全省基本形成了“三縱三橫”的500千伏網架，220千伏電網已逐步實現分層分區運行。
截止2005年底，江蘇電網統調電廠79座，機組250臺，總裝機容量3988.72萬千瓦。其中30萬千瓦及以上機組67臺，容量2529.18萬千瓦，占總容量的63.4%。500千伏變電所、開關站21座，變壓器33臺，變電容量為2525萬千伏安，輸電線路72條，總長度6576.72公里（含省際聯絡線）；220千伏變電所、開關站225座，變壓器427臺，變電容量為5893萬千伏安，輸電線路608條，總長度12544.33公里。
2005年江蘇電網最高統調用電負荷3319.3萬千瓦（8月16日，同比增長35.2%），最高統調日用電量6.984億千瓦時，（8月16日，同比增長31.2%），統調用電量累計1894.9億千瓦時，同比增長
19.22%。2、2005年電網運行特點
（1）全省電力資源由緊缺向自給有余過渡：2005年前三季度，全省電力資源總體偏緊，夏季用電高峰出現了一定的電力缺口，主要通過增加區外來電和實施局部地區的錯峰限電措施得以解決；從9月份開始，電力資源出現了一定程度的富裕。
（2）電力電量同步大幅增長：在統調用電負荷大幅增長的同時，年統調用電量增長率達到19.22％，出現了電力電量同步大幅增長的局面。全年統調發電量的增幅超過用電量達16個百分點，主要得益于區外售電的有效開展。
（3）一批500kV輸變電工程建成投運對全網發用電平衡和電力外送發揮了重要的作用。500kV西通道的建成投運，使得500kV過江通道的輸送能力由450萬千瓦提高到650萬千瓦，2005年9月19日電網實際輸送潮流曾達638.6萬千瓦，為江北電網多余電力的順利外送并全部參與江南電網的發用電平衡、為電力交易的有效開展創造了良好的條件。500kV伊蘆變、龍王山變以及三堡、吳江擴建第二臺主變的投運，對提高連云港、徐州地區電力外送能力和南京、蘇州南部地區的受電能力發揮了重要的作用。
（4）大量提高電網輸送能力措施的實施使電網輸送瓶頸大大減少。2005年先后實施了500kV武南、車坊、東善橋閘刀更換以及500kV三堡-雙泗線路、部分220 kV線路的增容改造、500kV蘇北穩定控制系統以及揚州、夏港等6座電廠送出工程穩定控制系統建設，使電網
輸、配電瓶頸大大減少，基本實現了有電送得出、落得下、供得上。3、2005年電網運行突出矛盾
（1）500kV變電所潮流分布不均衡，部分500kV主變供電能力沒有得到充分利用。受電網結構限制，石牌、泰興500kV主變下送功率較小，有時甚至出現反送500kV電網的情況，而相鄰的車坊、江都變已處于重載或過載狀態，通過運行方式調整仍然難以解決。
（2）限制電網短路電流的運行方式調整十分頻繁，電網安全供電受到較大影響。2005年主要依賴電網運行方式調整來限制電網短路電流，有時不得不采取特殊運行方式。頻繁的運行方式調整使電網操作壓力大幅增加，電網安全運行受到嚴峻考驗。一些220kV線路被迫提前實施開斷，電網的供電可靠性也受到較大影響。
（3）電源點電力外送矛盾較突出，切機措施的大量實施使電網安全運行壓力大幅增大。由于電源建設速度加快，部分配套項目不能同步建成等，2005年新增或擴建電源出現比較多的電力送出受阻矛盾，全年實施了夏港、新海等6個電廠的穩定控制切機措施，過多的穩定控制措施使電網安全運行壓力大幅增大 4、2006年電網總體運行情況預測
（1）根據2005年負荷實測情況、地區負荷增長水平及近階段實際負荷增長趨勢，預計2006年全省用電負荷仍將保持高速增長的態勢，夏季高峰全網統調最高用電負荷4000萬千瓦，比2005年最高用電負荷3319.3萬千瓦增長20.51%。
（2）全網電力電量增速將趨緩，全省發用電基本平衡，略有富
裕，年度發電利用小時數將有所下降；局部地區發用電平衡因燃機氣源的不穩定存在一定的不確定性。
（3）電源建設繼續保持快速增長，電力資源近年來將首次超過電網供電能力；蘇州南部、常錫電網500kV主變供電能力有所不足，蘇北五市電力輸送瓶頸矛盾加劇。由于電力資源富裕，電力輸送壓力將進一步加大，電力資源短缺時未暴露的一些電網運行矛盾將逐步顯現。
（4）500kV沿江輸送通道將建成投運，500kV電網形成“三縱四橫”格局，西電東送能力將得到提高。田灣核電等機組投運后，500kV過江通道輸送潮流將出現較嚴重的不均衡，北電南送能力將有一定程度的下降。
（5）蘇南電網短路電流水平超標矛盾依然突出，蘇北電網部分站點短路電流水平將首次超標。通過運行方式頻繁調整解決電網短路電流超標的局面在2006年仍將不會改變，部分電網分層分區方案將在2006年被迫提前實施，電網規模效益和供電可靠性受到一定的影響。5、2006年江蘇電網主網運行特點
2006年夏季高峰前，江蘇電網將建成500kV武北—張家港—（國華）—徐行沿江輸送通道，500kV電網形成“三縱四橫”網架結構。
500kV武北變及其220kV配套工程建成投運后，將形成以新橋、呂墅為樞紐變的輻射型供電網絡，常州電廠、諫壁電廠（部分）直接或間接接入武北變；長灣輸變電工程建成投運后，成為諫壁電廠電力
外送的主通道，可提高諫壁電廠電力外送的能力；唐子、王石輸變電工程建成投運后，鹽城電網與泰州北部電網的聯絡得到加強，北五市220kV電網電力外送能力得到提高。
220kV電網將在2005年運行方式的基礎上進一步實施分層分區運行，形成7個供電區域，分別為江北分區、寧鎮西分區、武北分區、武南宜興分區、無錫分區、蘇州南分區、蘇州北分區。其中，武北分區與武南宜興分區將通過一回220kV聯絡線保持弱聯系，淮陰220kV電網與揚州、南京電網之間的聯絡線將視潮流情況適時開斷運行，實現淮陰電網與揚州、南京電網的分區運行。
500kV江都—泰興雙線建成投運后，江蘇電網過江斷面輸送能力將得到提高，揚州、泰州220kV電網可實現分層分區運行。
二、《江蘇電力系統調度規程》修改背景
近年來，江蘇電網發生了很大變化，尤其是采用高科技手段調控電網的能力不斷提高，建成了調度生產信息管理系統，實現了基于數據網絡的多種業務應用和流程控制；建成江蘇電力通信主干光纖網和ATM數據交換網，建立了覆蓋全省各主要調度對象的電力信息高速公路，加之電網繼電保護裝置配置全面實施微機化。此外，投運了沙河抽水蓄能電站和廠站綜合自動化及AVC系統，還大大增加了220千伏無人值班變電站等。同時，我國電力體制改革進一步深化，實現了廠網分開、華東區域電力市場投入模擬運行，國家電監會也對電網調度提出了有關要求。因此，1997年出臺的《江蘇電力系統調度規程》已不能很好滿足江蘇電網實際運行要求。為適應電力體制改革和
電力市場運營的需要，充分發揮電力調度在保障電網安全、電力市場運作、優化資源配置和協調廠網關系等方面的作用，確保江蘇電網安全、優質、經濟運行。依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電力監管條例》和國家、地方政府以及適用于電力工業的法律、法規及標準，結合江蘇電網實際情況，2004年8月起省公司組織人員對《江蘇電力系統調度規程》著手進行修改。新版《江蘇電力系統調度規程》增加條款主要有針對華東電力市場的“執行電力市場運營規則，負責電力市場運營”；涉及無人值班變電站安全運行的“無人值班變電站調度管理”及加強無功電壓管理的“自動電源控制系統的調度管理”和在緊急情況下確保電網安全運行的“電網黑啟動原則”等。新版《江蘇電力系統調度規程》重點加強調度管理、加強維護電網安全穩定運行考核、加強技術監督和機網協調等，進一步提高了江蘇電網調度管理規范化、制度化和法制化水平。新版《江蘇電力系統調度規程》2005年11月1日正式頒布執行。
三、《江蘇電力系統調度規程》的主要內涵
新版《江蘇電力系統調度規程》（以下簡稱“調度規程”）共十五章370條（不包括三個附件），原《江蘇電力系統調度規程》十五章222條。修改后的“調規”在原來的基礎上新增148條。“調度規程”的主要特點：
1、突顯總則、精練意深
“調度規程”第一章“總則”分為三節14條，占全部內容的3.78%，但精練的表述突顯了調度規程的核心內涵。主要體現在以下方面：
（1）明確調度規程制定的目的、依據和遵守原則（第1-3條）。
本規程制定的依據是《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電力監管條例》和國家、地方政府以及上級電力管理有關部門制定的適用于電力工業的法律、法規及標準。
（2）闡明調度規程的適用范圍，強調執行規程的嚴肅性（第4-7條）。
本規程適用于江蘇電力系統發電、輸電、配電、用電及其它活動中與電力調度有關的行為。任何單位和個人均不得非法干預電力調度活動。
（3）突顯電力調度實施“統一調度、分級管理”的原則，明確組織形式與相關職責（第8-10條）。
按照國家五級電力調度機構設置原則，江蘇電力調度機構設置采用三級制，即省調 地調、縣調。各級調度機構應對應調度運行、運行方式、電力市場、繼電保護、電力通信、調度自動化等專業，設立與本省電力調度管理相適應的專業部門和崗位，配備相適應的專職人員。江蘇電力系統中的發電廠應有負責運行管理的職能部門，設立與本省電力調度管理相適應的專業崗位，配備相適應的專職人員。
（4）確保調度工作的正常不間斷運作，提出相應的安全保障措施（第11-12條）。
應有兩個不同電源點的市電供電，并配備不間斷電源和事故照明。有條件的電力調度機構應建立備用調度中心。
（5）明確調度管理的基本任務（第13-14條）。
電力系統調度管理必須依法對電網運行進行組織、指揮、指導和協調，領導所轄電力系統運行、操作和事故處理，負責電力市場運營，履行相關職責。
2、圍繞核心、明確職責
“調度規程”第二至第五章，明確電力系統及其調度系統是一個不可分割的整體，必須遵守“統一調度、分級管理”和“嚴守紀律、服從調度”的原則，才能確保電力系統的安全穩定運行。主要體現在以下方面：
（1）調度管轄范圍劃分的原則（第二章第15-19條）。
按照統一調度、分級管理的原則和便于指揮等要求，根據本網的網絡結構特點和電網發展的趨勢，確定調度管轄范圍的劃分。
（2）調度管理制度（第三章第一節第20-33條）。
省調值班調度員是江蘇電力系統省調調度管轄范圍內的運行、操作和事故處理的指揮人，負責正確執行網調的調度指令。各級調度機構、各并網發電廠、變電所的運行值班人員，必須嚴守調度紀律，服從調度指揮。
（3）無人值班變電所調度管理（第三章第二節第34-36條）。
江蘇電網無人值班變電所實行地區監控中心統一管理模式，明確了正常調度操作和異常及事故處理的要求。
（4）重大事件匯報制度（第三章第三節第37-40條）。
遇有重大事件時，應嚴格按照上級調度關于重大事件匯報的規定執行。規定重大事件時，地調值班調度員和發電廠值長應立即向省調電話匯報事件的簡要情況，不得拖延。并在4小時之內將詳細情況以書面形式匯報省調調度處。
（5）系統運行方式的編制和管理（第四章共四節第41-50條）。
根據統一調度分級管理的原則，江蘇電網各級調度機構根據各自的電網調度管轄范圍，負責編制本地區電網的年度、季度（月度）運行方式，經本單位主管領導批準，報上級電力調度機構。并對編制年度、季度（月度）、日常和特殊時期運行方式提出規范要求。
（6）設備檢修的調度管理（第五章二節第51-65條）。
設備檢修計劃按時間分為年度、季度、月度和日檢修計劃。按設備檢修類別分為定期、臨時檢修等。按檢修設備分為：發電、變電、輸電、繼電保護及安全自動裝置、調度自動化、電力通信等設備。明確設備檢修計劃的主要內容有：停電場所、停電范圍、工作內容、停電開始時間、停電結束時間、備注（送電時要求：是否要沖擊、核相、帶負荷試驗等）。
3、調度協議、共同遵守
根據電力系統自身的特點與規律以及社會主義市場經濟運作的模式，相關法律、法規規定并明確了并網調度協議的簽定是確保電力系統安全穩定運行的前提，本“調度規程”明確了調度協議的簽定、執行以及新設備啟動等相關內容。
（1）并網管理的依據與執行（第六章第一節第66-70條）。
凡需并入江蘇電網運行的發電廠，必須在并網前與江蘇電網經營企業簽訂并網協議。
用戶的并網應符合《電力供應與使用條例》和有關技術規定及運行要求，特殊用戶的并網還應與相關調度機構簽定有關協議。
（2）并網調度協議的簽定與執行（第六章第二節第71-73條）。
并網調度協議簽訂各方應遵循電網運行的客觀規律，堅持確保電力系統安全運行和平等互利、協商一致的原則。
（3）并網運行技術條件和標準（第六章第三節第74-81條）。
并網運行的發電廠應符合國家有關法規、行業技術標準和江蘇電網的運行規定。
（4）新設備按入系統管理（第七章第一節第82-100條）。
明確新設備啟動前必須具備的條件和建設單位應（通過運行主管部門或所屬地調）于啟動前3個月提供的有關工程資料內容；規定相關調度部門應完成的工作。要求電力調度通信、調度自動化、繼電保護及安全自動裝置等電網配套工程，應與發電、變電工程項目同時設計、同時建設、同時驗收、同時投入使用。
（5）新設備啟動原則（第七章第二節第101-112條）。
新設備啟動應嚴格按照批準的調度實施方案執行，調度實施方案的內容包括：啟動范圍、調試項目、啟動條件、預定啟動時間、啟動步驟、繼電保護要求、調試系統示意圖等。明確斷路器、線路、母線、主變、機組、電流互感器和電壓互感器的具體啟要求。
4、安全運行、防患未然
電力系統的正常運行不僅有嚴格的質量要求，而且安全穩定運行是前提，是一項復雜的系統工程，需要相互配合、科學管理、技術支持、共同努力等各部門、各環節的的協調一致，才能取得佳績。主要體現在以下方面：
（1）頻率的調整標準及要求(第八章第一節第113-120條)。
明確頻率調整的標準和調頻廠選擇的原則，要求并網發電廠機組必須具備一次調頻功能，且正常投入運行。
（2）發電機組調節性能的調度管理（第八章第二節第121-125條）。
發電機組調節性能（調差性能、AGC調節性能和一次調頻性能）應滿足江蘇電網的規定要求。
（3）系統運行備用的管理（第八章第三節第126-130條）。
電網運行備用分為旋轉備用和非旋轉備用。運行備用容量一般應滿足系統負荷預測誤差并考慮最大一臺運行機組的額定容量。
（4）系統無功電壓的調度管理（第九章第一、二節第131-147條）。
電力系統無功電壓管理實行統一領導下的分級管理負責制，電網經營企業、發電企業和電力用戶都應結合電網情況加強無功電壓的管理，共同確保電能質量。省調負責領導220千伏電網運行電壓的監視、調整及其它運行管理工作。各地調負責110千伏及以下電網運行電壓的監視、調整和其它運行管理工作。
（5）自動電壓控制系統的調度管理（第九章第三節第148-152條）。
裝機容量50萬千瓦及以上發電廠的機組應參與系統的AVC控制，實時跟蹤省調AVC主站下達的電壓目標值。
（6）網損管理（第九章第四節第153-156條）。
江蘇電網網損實行分層、分區管理。省調負責220千伏網損管理和境內500千伏網損的統計，地區供電公司負責本地區110千伏及以下網（線）損的統計和管理。
（7）調度操作管理原則（第十章第一節第157-165條）。
省調直接、間接調度的設備，由省調通過“操作指令”、“委托操作”和“操作許可”三種方式進行調度操作管理。只有省調副值及以上值班調度員有權進行調度操作改變運行狀態。有權接受省調操作指令的對象為：在省調備案的地調正值值班調度員、發電廠值長（或電氣班長、機爐長）、變電所（或監控中心）正值班員。
（8）調度基本操作的要求（第十章第二節第166-173條）。
包括并列與解列操作、合環與解環操作、斷路器操作、隔離開關操作、母線操作、線路操作、變壓器操作和零起升壓操作。
（9）系統穩定運行的管理（第十一章第一、二、三節第174-193條）。
明確系統穩定管理原則，規定穩定計算和穩定限額的管理。
（10）電網安全自動裝置的管理（第十一章第四節第194-201條）。
電網安全穩定裝置按調度管轄范圍劃分由相應調度機構歸口管理，由設備運行維護單位負責運行管理。相應調度機構應制訂、頒發新投運的電網安全自動裝置運行管理規定。
5、事故處理、穩準迅速
電力系統的事故是國民經濟的重大災難，電力系統的異常及事故處理，涉及到方方面面，只有在調度的統一指揮、協調處理，方可保持電力系統的完整性，大系統的互補性以及供電的持續性。（1）電力系統事故處理的一般原則和規定（第十三章第一節第
202-204條）。
事故處理必須做到：盡速限制事故發展，消除事故的根源并解除對人身和設備安全的威脅；根據系統條件盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電；盡速對已停電的用戶恢復供電，對重要用戶應優先恢復供電；調整電力系統的運行方式，使其恢復正常。
（2）頻率異常的處理（第十二章第二節第205-210條）。
系統頻率超出50±0.2HZ為事故頻率。事故頻率允許的持續時間為:超過50±0.2HZ，總持續時間不得超過30分鐘;超出50±1HZ，總持續時間不得超過15分鐘。
（3）電壓異常的處理（第十二章第三節第211-219條）。
電壓監視和控制點電壓偏差超出電網調度的規定值±5%，且延續時間超過2小時；或偏差超出±10%，且延續時間超過1小時，為一般電網事故。
（4）電力系統各元件（設備）的事故處理（第十二章第四、五、六、七、八、九、十、十一節第220-249條）。
明確線路事故、母線故障和失電、系統解列事故、發電機事故、變壓器及電壓互感器、系統潮流異常、系統振蕩事故、斷路器及隔離開關異常的處理原則。
通信、自動化系統異常時的調度工作與事故處理（第十二章第十二節第250-256條）。
省調與其直接調度管轄的發電廠、變電所之間的調度專用電話、有線電話、移動電話都因故無法取得聯系時，省調值班調度員可通過有關地調值班調度員轉達調度業務。有關廠(所)也應主動與所在地區地調聯系，并接受其轉達的調度業務。同時應設法采取一切可能措施，盡快恢復通信聯系。
（5）電網黑啟動原則（第十二章第十三節第258-262條）。
電網黑啟動是指整個系統因故障全部停電后，利用自身的動力資源（柴油機、水利資源等）或利用外來電源帶動無自啟動能力的發電機組啟動達到額定轉速和建立正常電壓，有步驟地恢復電網運行和對用戶供電，最終實現整個系統恢復的過程。省調，負責編制并執行220千伏電網恢復方案。各地調根據省調黑啟動方案和本地區電網特點，負責編制并執行地區電網恢復方案。
6、二次系統、規范管理
電力系統中的二次系統（繼電保護及安全自動裝置、電力通信、自動化系統）是確保電力安全穩定的技術支持和不可缺少的部分，所以有關法律、法規明確規定二次系統要與一次設備同時設計、同時建設、同時驗收、同時投入使用。
（1）二次系統專業管理（第十三章第一節第263-266條；第十四章第一、二節；第299-306條；第十五章第一、二節第336-343條）。
主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化專業管理。
（2）二次系統運行管理（第十三章第二節第267-277條；第十四章第三節第307-319條；第十五章第三節第344-355條）。
主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化專業運行管理。
（3）二次系統設備管理（第十三章第三節第278-288條；第十四章第四節第320-322條；第十五章第四節第356-360條）。
主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化設備管理。
（4）二次系統涉及其它專業以及特殊要求的技術管理（第十三章第四節第289-294條；第十四章第五、六第323-331條；第十五章第五、六節第361-368條）。
主要包括繼電保護及安全自動裝置通道、電力通信頻率和調度自動化信息管理。
（5）二次系統運行指標統計、評價和考核管理（第十三章第五節第295-298條；第十四章第七節332-335條；第十五條第七節第369-370條）。
主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化統計評價和考核。
四、“調度規程”重點修改和補充增加的內容
1、根據國家電監會《電網調度管理條例》的修改意見，將 “電網調度機構”統一改為“電力調度機構”。
2、原調度規程中的開關規范名稱用“斷路器”，閘刀規范名稱用“隔離開關”。
3、第一章總則第2條：本規程制定的依據增加了《電力監管條例》。
4、根據調度系統安全性評價要求和“十一五”調度發展規劃增加了：
第11條 各級電力調度機構的調度室和機房應有兩個不同電源點的市電供電，并配備不間斷電源和事故照明。
第12條 為在突發事件、自然災害、戰爭時，保證提供不間斷的電力調度指揮，有條件的電力調度機構應建立備用調度中心。
5、第13條 調度管理的基本職責：根據電力市場運行的需要，增加了“執行電力市場運營規則，負責電力市場運營”。
6、原調度規程第二章第11條“有關間接調度、委托調度和委托代管三種方式”調整為第三章調度管理第30條。
7、原調度規程第三章第13條“有關依法簽定并網調度協議”調整為第六章并網調度管理第66條。
8、根據江蘇電網無人值班變電所的運行情況，增加了“第二節無人值班變電站調度管理”（第34條—第36條）。
9、根據國家電力調度中心的要求，加強信息溝通的及時性，增加了“第三節重大事件匯報制度”（第37條—第40條）。
10、根據江蘇電網年度運行方式編制要求，第46條增加了“省公司發展策劃部、生產技術部、基建部和電力營銷部在每年10月1日前提供資料的要求”。
11、第62條臨時檢修及其處理3．省調值班調度員有權批準下列設備的臨時檢修“（1）機組輔機失去備用，工期不超過兩班。（2）輔機臨時消缺影響機組出力，電網條件許可，工期以當班為限。（3）電氣設備臨時消缺對電網運行方式無明顯影響，工期以當班為限”。比原規程第43條3．的要求更加嚴格。
12、為規范機組的并網管理，按照《江蘇電網并網發電機組并網技術條件》，在第六章并網調度管理中增加了“第三節并網運行技術條件和標準”。（第74條—第78條）
13、第七章新設備接入系統運行的管理，有關時間要求按照“電網基建技改工程投運管理手冊”執行。
14、第七章新設備接入系統運行的管理，按照多年來執行的電網新設備啟動原則，增加了“第二節電網新設備啟動原則：（第101條—第112條）。
15、第八章系統頻率的調度管理，為確保電網與機組的穩定，提高電能質量，根據江蘇省經貿委“統調發電企業考核辦法”，增加了“第二節 發電機組調節性能的調度管理”（第121條—第125條）。
16、第八章系統頻率的調度管理，根據華東電網運行備用管理規定，增加了“第三節系統運行備用管理”（第126條—第130條）。
17、第九章系統無功電壓網損的調度管理，為加強電網的無功管理，增加了“第三節 自動電源控制系統的調度管理”（第148條—第152條）。
18、第九章系統無功電壓網損的調度管理，為加強網損的統計和管理，增加了“第四節 網損管理”（第153條—第156條）。
19、第十章調度操作管理，有權接受省調操作指令的對象為增加了“監控中心正值班員”。
20、第十章調度操作管理第157條，根據優化江蘇電網調度操作管理模式，明確省調直接、間接調度的設備，由省調通過“操作指令”、“委托操作”和“操作許可”三種方式進行調度操作管理。
21、第169條1.“允許用隔離開關進行近控操作的范圍”改為“允許用隔離開關進行操作的范圍”。
22、第169條 1.“允許用隔離開關進行操作的范圍” 增加（6）“拉開或合上非3/2斷路器結線的母線環流（不含用隔離開關隔離四段式母線的母聯、分段斷路器)，但此時應確認環路中所有斷路器三相完全接通、非自動狀態。”
取消原7）“拉開或合上開關旁路閘刀的旁路電流（但此時必須肯定斷路器確實在三相完全接通，且必須將環路中斷路器改為非自動）”。
23、第十一章 系統穩定運行的管理增加了“第四節 電網安全自動裝置管理（第194條—第201條）
24、第202條事故處理的原則“盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電”。改為“根據系統條件盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電。”
24、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第205條明確事故頻率的范圍”。
25、第206條頻率異常的處理增加“根據ACE偏差情況進行處理的原則”。
26、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第211條明確事故電壓的范圍”。
27、第223條 帶電作業的線路故障跳閘后，申請單位應迅速向省調值班調度員匯報，強調“省調值班調度員在得到申請單位同意后方可進行強送電”。與新的電力生產事故調查規程一致。
28、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第237條明確電網輸電斷面超穩定限額運行時間超過1小時為電網一般事故”。
29、第244條 母聯及分段斷路器正常運行發生閉鎖分合閘的情況，應采取以下措施，增加3.“三段式母線分段斷路器，允許采用遠控方式直接拉開該斷路器隔離開關進行隔離，此時環路中斷路器應改為非自動狀態，否則采用到母線方式隔離。”
30、第246條斷路器非全相運行且閉鎖分合閘，應立即降低通過非全相運行斷路器的潮流，增加“4.三段式母線分段斷路器，允許采用遠控方式直接拉開該斷路器隔離開關進行隔離，此時環路中斷路器應改為非自動狀態，否則采用調度停電的方式隔離該斷路器。明確5.三段式母線母聯斷路器及四段式母線母聯、分段斷路器，采用調度停電的方式隔離該斷路器。”
31、增加了自動化系統異常的調度工作和事故處理（第255條—第257條）
32、增加了電網黑啟動原則（第258條—第262條）。
33、第276條增加了繼電保護及安全裝置整定單應每年核對一次，3-5年更新一次。取消一份退回省調繼電保護科。
34、增加了第286條明確“新安裝的繼電保護及安全自動裝置啟動帶負荷試驗完畢，由設備運行維護單位繼電保護專職人員確認后視
為正式投運設備”。
35、根據目前省公司的通信設置情況，省公司的通信專業用“省公司電力通信機構”表示。
36、根據國家電力監管委員會的第5號令《電力二次系統安全防護規定》的要求。增加了第368條明確“因違反規定造成后果的，責任單位應承擔相應的責任。”
五、“調度規程”宣貫、培訓及執行要求
1、江蘇電力系統內電力生產運行單位的運行人員必須認真學習“調度規程”、熟悉遵守“調度規程”并進行考核。其他與電力生產運行有關的管理、技術和工作人員應熟悉并遵守本規程的有關部分。
2、各地區供電公司調度機構，要做好“調度規程”在所在地區有關調度、生產、運行部門的學習宣貫、培訓和考核工作。并根據“調度規程”結合本地實際情況修訂各地區供電調度規程，（建議地區供電公司組織縣公司參與修訂市公司的調度規程，縣公司可不必再修訂；市公司的調度規程應包括配網調度的內容）。
3、各發電企業、地區供電公司變電、線路等部門根據“調度規程”對照、補充、修訂現場運行規程并經生技、調度部門會簽（審核）后報領導審批。
4、江蘇電力系統內電力生產運行單位的調度規程和現場運行規程均應與本規程精神相符，不得與本規程相抵觸。若有關條款涉及省級電力調度機構管理權限時，必須事先得到相應認定。
5、電力系統計劃、基建、檢修、設計、科研等非電力調度系統
部門在涉及省級電力調度機構業務管轄范圍時，須遵守“調度規程”。
6、本“調度規程”適用于江蘇電力系統發電、輸電、配電、用電及其它活動中與電力調度有關的行為。任何違反“調度規程”的單位和個人，必須承擔相應的法律、行政和經濟責任。
第二篇：華中電力系統調度管理規程
華中電力系統調度管理規程
2007-11-20發布 2008-01-01實施
華中電網有限公司 發布
目 次
前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范圍┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 規范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 術語和定義┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 總則┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 調度系統┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 調度機構┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 調度管轄范圍┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 調度規則┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 調度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系統操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故處理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 調度匯報┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 調度計劃┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水庫調度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 頻率與電壓┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系統穩定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 繼電保護及安全自動裝置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 調度自動化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 電力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并網調度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 統計報表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附錄A（資料性附錄）華中電力系統年運行方式主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附錄B（規范性附錄）華中網調調度管轄一次設備┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附錄C（規范性附錄）華中電力系統內國調調度管轄設備┈┈┈┈┈┈┈┈41 附錄D（規范性附錄）華中電力系統內國調調度許可及緊急控制設備┈43 附錄E（規范性附錄）華中網調調度許可設備┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附錄F（規范性附錄）華中網調委托省調調度管轄設備┈┈┈┈┈┈┈┈45 附錄G（資料性附錄）月、日調度計劃主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附錄H（規范性附錄）網供及聯絡線電力、電量監視點┈┈┈┈┈┈┈48 附錄I（規范性附錄）并網資料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附錄J（資料性附錄）華中電力調度生產日報主要內容┈┈┈┈┈┈┈54 附錄K（資料性附錄）華中電力調度生產周報主要內容┈┈┈┈┈┈┈55 附錄L（資料性附錄）華中電力調度生產旬報主要內容┈┈┈┈┈┈┈56 附錄M（資料性附錄）華中電力調度生產月報主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈57
I
前 言
為加強華中電力系統電力調度管理，保障電力系統安全，適應經濟社會的協調發展和人民生活的用電需要，維護電力使用者、投資者和經營者的合法權益，依照《電網調度管理條例》，制定本規程。
本規程的附錄B、附錄C、附錄D、附錄E、附錄F、附錄H和附錄I為規范性附錄。
本規程的附錄A、附錄G、附錄J、附錄K、附錄L、附錄M為資料性附錄。本規程附錄內容的變動，以新發布的文件為準。本規程由華中電網有限公司提出。
本規程由華中電力調度通信中心歸口并負責解釋。本規程起草單位：華中電力調度通信中心。
本規程主要起草人員：李群山、崔云生、黃爭平、凌衛家II
華中電力系統調度管理規程 范圍
本規程規定了華中電力系統電力調度管理工作的基礎性原則。本規程適用于華中電力系統內發電、輸電、配電、售電、用電及其他活動中與電力調度有關的行為。2 規范性引用文件
下列文件中的條款通過本規程的引用而成為本規程的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本規程。然而，鼓勵根據本規程達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規程。
中華人民共和國主席令第60號 中華人民共和國電力法
國務院令第115號 電網調度管理條例 國務院令第432號 電力監管條例
GB 17621-1998 大中型水電站水庫調度規范 GB/T 14285-2006 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GF-2003-0512 并網調度協議（示范文本）
SD 108-1987 繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條例 SD 141 電力系統技術導則(試行)SD 325-1989 電力系統電壓和無功電力技術導則 DL 548 電力系統通信站防雷運行管理規程 DL 755 電力系統安全穩定導則
DL/T 516 電力調度自動化系統運行管理規程
DL/T 544 電力系統通信管理規程
DL/T 559 220-500kV電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 584 3-110kV電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 623 電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程 DL/T 684 大型發電機變壓器組繼電保護整定計算導則 DL/T 723 電力系統安全穩定控制技術導則 DL/T 800-2001 電力企業標準編制規則 DL/T 961 電網調度規范用語
國電調[2001]532號 國家電力公司電力通信統計管理辦法 國電調[2002]149號 全國互聯電網調度管理規程（試行）
國家電網生[2003]298號 電網調度系統安全性評價（網、省調部分）國家電網總[2003]407號 安全生產工作規定
國通運[2004]158號 國家電網公司一級骨干通信電路故障處理規定 國調中心調技[2005]37號 國家電網公司調度機構直調廠站運行值班人員持證上崗管理辦法
國家電網安監[2005]83號 國家電網公司電力安全工作規程（變電站和發電廠電氣部分）（試行）
國家電網安監[2005]83號 國家電網公司電力安全工作規程（電力線路部分）（試行）
國家電網安監[2005]145號 國家電網公司電力生產事故調查規程 國調中心調技[2006]43號 國家電網調度系統重大事件匯報規定 國家電網調[2006]161號 國家電網公司電力系統安全穩定計算規定 術語和定義
下列術語和定義適用于本標準。3.1 電力系統
由發電、輸電、配電、用電等一次設備以及為保障其運行所需的繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信、電力市場技術支持系統等二次設備組成的統一整體。
華中電力系統是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重慶等六省（直轄市）電力系統組成的跨省（直轄市）電力系統。3.2 電力系統運行
在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.3 電力調度機構
對電力系統運行進行組織、指揮、指導和協調的機構，在電力系統運行中行使調度權。3.4 電力調度
電力調度機構（以下均簡稱為調度機構）為保障電力系統安全、優質、經濟運行和電力市場規范運營，促進資源的優化配置和環境保護，對電力系統運行進行的組織、指揮、指導和協調。3.5
電網企業
負責電網運行和經營的電力企業。3.6 發電企業
并入電網運行的(擁有單個或數個發電廠的)發電公司。3.7 獨立小電力系統
與大電網不相連接的孤立運行的地區電力系統或縣電力系統。3.8 電力用戶
電網企業向其供電的個人或企業等社會組織。3.9 電力調度系統
包括各級調度機構和有關運行值班單位。運行值班單位指發電廠、變電站（含換流站、開關站）、大用戶配電系統等的運行值班單位。3.10 電力調度管理
調度機構為確保電力系統安全、優質、經濟運行，依據有關規定對電力系統生產運行、電力調度系統及其人員職務活動所進行的管理。一般包括調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理等。3.11 4
調度系統值班人員
包括各級調度機構的值班調度人員和有關運行值班單位的運行值班人員。3.12 調度管轄范圍
電力系統設備運行和操作指揮權限的范圍。3.13 調度許可
設備由下級調度機構調度管轄，但在進行該設備有關操作前，下級調度機構值班調度人員應向上級調度機構值班調度人員申請，征得同意。3.14 委托調度
一方委托他方對其調度管轄的設備進行運行和操作指揮的調度方式。3.15 國調緊急控制設備
電力系統緊急情況下國調值班調度人員可直接下令進行調整的非國調調度管轄或調度許可的運行設備。正常情況下，該設備由相關網（省）調進行調度管理。3.16 調度指令
值班調度人員對其下級調度機構值班調度人員或調度管轄廠站運行值班人員發布的強制執行的決定。
3.17 操作指令
值班調度人員發布的有關操作的調度指令。3.18 逐項操作令
值班調度人員發布的按順序逐項執行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步驟和內容按順序逐項進行操作。3.19 綜合操作令
值班調度人員發布的不涉及其他廠站配合的綜合操作任務的操作指令。其具體的操作步驟和內容，均由運行值班人員按規程自行擬訂。3.20 狀態令
值班調度人員發布的只明確設備操作初態和終態的一種操作指令。其具體操作內容和步驟，由廠站運行值班人員依據調度機構發布的操作狀態令定義和現場運行規程擬訂。3.21 許可操作
在改變電氣設備的狀態和運行方式前，由有關人員根據有關規定提出操作項目，值班調度人員同意其操作。3.22 負荷備用容量
為平衡負荷預計誤差和瞬時負荷波動而預留的備用容量。3.23 事故備用容量
為防止系統中發輸電設備故障造成電力短缺而預留的備用容量。3.24 檢修備用容量
為完成發輸電設備檢修任務而預留的備用容量。3.25 計劃檢修
電力設備列入、月度計劃進行的檢修、維護、試驗等。3.26 臨時檢修
非計劃性的檢修，如因設備缺陷、設備故障或事故后進行的設備檢查等檢修。3.27 PSS 一次調頻
并網機組具備的通過原動機調速器來調節發電機組轉速，以使驅動轉矩隨系統頻率而變動的功能。3.28 特殊運行方式
電廠或電網接線方式與正常運行方式（包括正常檢修方式）有重大變化時，電廠或電網相應的運行方式。
3.29 黑啟動
整個電力系統因故障停運后，在無外來電源供給的情況下，通過系統中具有自啟動能力機組的啟動，帶動無自啟動能力的機組，逐步擴大電力系統的恢復范圍，最終實現整個電力系統的恢復。3.30 安全自動裝置
在電力系統中發生故障或異常運行時，起自動控制作用的裝置。如自動重合閘、備用電源和備用設備自動投入、自動切換負荷、自動低頻（低壓）減載、電廠事故自動減出力、事故切機、電氣制動、水輪發電機自動起動、調相改發電、抽蓄水改發電、自動解列及自動調節勵磁等。3.31 水調自動化系統
由水電廠內采集水文、氣象和水庫運行信息的子站、調度機構內對水庫運行進行監視、預報、調度和管理的主站及相應的數據傳輸通道構成的系統。3.32 保護及故障信息管理系統
由廠站內的收集繼電保護裝置動作信息及故障錄波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相應的數據傳輸通道所組成的系統。3.33 調度自動化系統
由采集電網和電廠運行信息及完成控制功能的子站、調度機構內具有分8
析、應用、管理功能的主站和相應的數據傳輸通道構成的為電力調度管理服務的系統。一般包括數據采集與監控系統（SCADA）、能量管理系統（EMS）、調度員培訓仿真系統（DTS）、電力調度數據網絡系統、電能量計量系統、電力市場運營系統、水調自動化系統、電力系統實時動態穩定監測系統、調度生產管理信息系統（DMIS）、配電管理系統(DMS)系統、電力二次系統安全防護系統、相關輔助系統（調度模擬屏、大屏幕設備，GPS衛星時鐘、電網頻率采集裝置、運行值班報警系統、遠動通道檢測和配線柜、專用的UPS電源及配電柜、相關二次回路等）等。3.34 電力通信網
由各種傳輸、交換、終端等設備組成的電力系統專用通信網絡，包括基礎網（光纖、數字微波、電力線載波、接入系統等）、支撐網（信令網、同步網、網管網等）和業務網（數據通信網絡、交換系統、電視電話會議系統等）。3.35 電力通信機構
電網企業內歸口負責組織、指揮、指導、協調電力通信運行和管理工作的機構。它履行調度管轄范圍內電力通信網的調度權。4 總則
4.1 電力調度堅持安全第一、預防為主的方針。華中電力系統內各電網企業及其調度機構、發電企業、電力用戶有責任共同維護電力系統的安全穩定運行。
4.2 電力調度應符合電力系統運行的客觀規律和社會主義市場經濟規律的要求。
4.3 電力調度實行統一調度，分級管理。4.4 電力調度應公開、公平、公正。
4.5 任何單位和個人均不應非法干預電力調度活動。
4.6 華中電力系統的調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理及其他與電力調度管理相關的行為，均應遵守本規程。4.7 網調依照本規程所制定的關于華中電力系統繼電保護及安全自動裝置、調度自動化、電力通信的調度管理規程，與本規程具有同等效力。4.8 省調應依照本規程制定本省（直轄市）電力系統調度管理規程。4.9 違反本規程的單位和個人，按《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電力監管條例》有關條款承擔相應責任。5 調度系統
5.1 華中電力調度系統包括華中電力系統內各級調度機構和有關運行值班單位。
5.2 華中電力系統設置四級調度機構，即：
──華中電力調度機構（以下簡稱網調）；
──省（直轄市）電力調度機構（以下均簡稱省調）； ──省轄市（地區）電力調度機構（以下均簡稱地調）； ──縣（縣級市）電力調度機構（以下均簡稱縣調）。
5.3 發電廠、變電站、大用戶配電系統應根據設備運行的要求設立運行值10
班單位。
5.4 調度系統值班人員應經培訓，并經有資格的單位考核合格方可上崗。離開運行崗位3個月及以上的調度系統值班人員，應經過熟悉設備系統、熟悉運行方式的跟班實習，并經考試合格后，方可再上崗值班。
5.5 直接與調度機構進行調度業務聯系的運行值班人員，應參加由相應調度機構組織的有關調度管理規程及電網知識的考試，考試合格，取得該調度機構頒發的《調度運行值班合格證書》后，方可與調度機構進行調度業務聯系。對同時接受多級調度機構調度指令的廠站，由最高一級調度機構負責該廠站運行值班人員《調度運行值班合格證書》的頒發和管理，并負責組織、協調其考試工作。
5.6 有權接受調度指令的調度系統值班人員名單應報上級調度機構，上級調度機構調度人員名單應通知下級調度機構和有關運行值班單位。6 調度機構 6.1 機構設置
6.1.1 電網企業應設置調度機構。調度機構應設置調度、運行方式、調度計劃、水庫調度、繼電保護、調度自動化、電力通信、技術管理、綜合管理等專業。
6.1.2 調度機構應按規定配備足夠的人員和滿足調度機構履行職責所需要的設施。
6.1.3 調度機構的任務是：
a)保證電力系統安全穩定運行，按照電力系統運行客觀規律和相關規定保證電力系統連續、正常運行，使電能質量指標符合國家規定的
標準；
b)按最大范圍優化配置資源的原則，實現優化調度，充分發揮電力系統的發輸變電設備能力，以最大限度地滿足用戶的用電需要； c）按照電力市場調度規則，依據相關合同或者協議，維護各方的合法權益。
6.2 網調的職責和權限 6.2.1接受國調的調度指揮。
6.2.2 負責對華中電力調度系統實施調度管理。6.2.3 負責指揮調度管轄系統的運行、操作和事故處理。
6.2.4 負責指揮華中電力系統調頻、調峰及調度管轄系統電壓調整。6.2.5 負責組織實施華中區域電力市場中短期和實時交易。
6.2.6 負責組織編制和執行調度管轄系統年、月、日運行方式，執行國調下達的運行方式。
6.2.7 負責編制和執行調度管轄系統月、日發供電調度計劃，執行國調下達的發供電調度計劃。
6.2.8 負責華中電力系統的穩定管理，組織穩定計算，編制調度管轄系統安全穩定控制方案。
6.2.9 負責華中電力系統繼電保護、電力通信、調度自動化的專業管理，負責調度管轄系統的繼電保護及安全自動裝置（以下統稱保護裝置）、自動化設備的運行管理，負責網公司通信機構調度管轄范圍內電力通信設備或電路的運行管理。
6.2.10 負責調度管轄水電廠水庫發電調度工作，編制水庫調度方案。
6.2.11 受理并批復新建或改建管轄設備投入運行申請，編制新設備啟動調試調度方案并組織實施。
6.2.12 參與華中電力系統的規劃及工程設計審查。6.2.13 負責簽訂、執行調度管轄發電廠并網調度協議。6.2.14 行使上級電網管理部門及國調授予的其他職責。6.3 安全管理
6.3.1 調度機構應制定本機構安全生產工作總體和分層控制目標及措施，并建立安全生產保證體系和安全生產監督體系。
6.3.2 調度機構應建立和落實本機構各級、各類人員安全生產責任制。6.3.3 調度機構應編制和落實本機構反事故措施計劃和安全技術勞動保護措施計劃。
6.3.4 調度機構應按規定進行調度系統安全性評價。
6.3.5 調度機構應按“事故原因不清楚不放過，事故責任者和應受教育者沒有受到教育不放過，沒有采取防范措施不放過，事故責任者沒有受到處罰不放過”的原則，組織或參與電網事故、障礙及未遂的調查分析。6.3.6 調度機構應定期進行有針對性的反事故演習。網、省調每年至少組織進行一次不少于兩級調度機構參加的聯合反事故演習。6.3.7 調度機構應編制突發事件應急預案并定期演練。6.4 專業管理
6.4.1 調度機構應建立專業管理體系，制定專業管理標準和制度。6.4.2 調度機構各專業部門應按照調度管轄范圍，履行專業管理中涉及到的規劃設計、設備配置原則、新設備啟動試驗、運行檢修、事故分析、消缺
反措及技術改造等方面的技術職責。
6.4.3 調度機構應編制電力系統運行方式。華中電力系統運行方式主要內容見附錄A。
6.4.4 調度機構負責調度管轄系統的調度運行指標考核工作。
6.4.5 調度機構應建立培訓工作制度，制定專業技術人員培訓大綱，制定并落實專業培訓計劃。
6.4.6 調度機構應開展科學技術研究工作，推廣、應用新技術，提高專業技術和管理水平。
6.4.7 調度機構應開展調度管理信息化工作，實現調度管理信息共享。7 調度管轄范圍
7.1 一次設備調度管轄范圍
7.1.1 網調調度管轄的一次設備范圍（見附錄B）包括：
a）華中電力系統內國調調度管轄范圍（見附錄C）以外的全部500kV發輸變電設備及其相應的無功補償裝置； b）220kV省間聯絡線； c）部分接于220kV系統的電廠。
7.1.2 華中電力系統內除國調、網調調度管轄范圍以外的一次設備由省調、地調、縣調三級調度機構分級調度管轄。
7.1.3 調度機構調度管轄設備的狀態和方式的改變，如影響上級調度機構調度管轄設備的安全運行，該設備屬上級調度機構的調度許可設備。調度機構應書面明確本機構調度許可設備范圍。國調調度許可及緊急控制設備見附錄D。網調調度許可設備見附錄E。
7.1.4 網調委托省調調度管轄設備按網調調度許可設備進行管理。網調委托省調調度管轄設備見附錄F。7.2 保護裝置調度管轄范圍
7.2.1保護裝置的調度管轄范圍與相應調度機構調度管轄的一次設備范圍相對應。
7.2.2調度機構單獨使用的保護及故障信息管理系統主站設備和子站設備，由該調度機構調度管轄。
7.2.3 多級調度機構共用的保護及故障信息管理系統子站設備，由使用該設備的最高一級調度機構調度管轄。7.3 調度自動化設備調度管轄范圍
7.3.1 調度機構調度自動化主站設備，由該調度機構調度管轄（屬上級調度機構調度管轄的除外）。
7.3.2
多級調度機構調度的廠站中多級調度機構共用的廠站端調度自動化設備，由最高一級調度機構調度管轄。國調調度管轄廠站的調度自動化設備調度管轄范圍劃分按國調規定執行。
7.3.3調度自動化系統數據傳輸通道由相關通信機構調度管轄。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3條規定的情況外，各級調度機構的調度自動化設備調度管轄范圍與相應調度機構調度管轄的一次設備范圍相對應。7.4 電力通信調度管轄范圍 7.4.1 通信機構的調度管轄范圍為：
a)本電網企業使用的全部業務通道； b)本電網企業負責組網的通信設備；
c)同級調度機構調度管轄的廠站內非組網通信設備及線路上的架空地線復合光纜（以下簡稱OPGW）；
d)上級通信機構指定由本通信機構調度管轄的通信設備。上述a)、b)、c)款中不包括上級通信機構已明確由其他通信機構調度管轄的通信設備。8 調度規則
8.1 各級調度機構在電力調度業務活動中是上、下級關系，下級調度機構應服從上級調度機構的調度。
8.2 調度機構調度管轄范圍內的運行值班單位，應服從該調度機構的調度。8.3 未經調度機構值班調度人員許可，任何人不應操作該調度機構調度管轄范圍內的設備。電力系統運行遇有危及人身、設備安全的情況時，有關運行值班單位的值班人員按照相關規定處理，并立即報告有關調度機構的值班調度人員。
8.4 調度許可設備的操作，操作前應經相應調度機構值班調度人員許可。當發生緊急情況時，允許下級調度機構的值班調度人員不經上級調度機構許可進行許可設備的操作，但應及時向上級調度機構匯報。
8.5 調度機構調度管轄設備運行狀態的改變，對下級調度機構調度管轄的設備有影響時，操作前、后應及時通知下級調度機構值班調度人員。8.6 屬廠站管轄設備的操作，如影響到調度機構調度管轄設備運行的，操作前應經調度機構值班調度人員許可。
8.7 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，值班調度人員可直接(或者通過下級調度機構的值班調度人員)越級向下級調度機構調度管轄的發電16
廠、變電站等運行值班單位發布調度指令，并告知相應調度機構。8.8 調度機構應執行經政府批準的事故限電序位表及保障電力系統安全運行的限電序位表。
8.9 網調調度許可設備的許可規則如下：
8.9.1 改變網調調度許可設備運行狀態的工作，或雖不改變設備運行狀態但對網調調度管轄設備的運行有影響的工作，相關省調應向網調履行檢修申請、審批手續。
8.9.2 省調申請調度許可時，應同時提出對網調調度管轄設備的影響及相應的要求。
8.9.3 網調進行調度許可時，應將對網調調度管轄設備的影響及網調采取的措施告知省調，對省調調度管轄設備的影響由省調自行考慮。
8.10 非網調調度許可設備，如進行下列工作，省調應履行與網調調度許可設備相同的檢修申請、審批手續，并在操作前得到網調值班調度人員的許可。
a)影響網調調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的工作； b)影響網調控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的工作； c)影響網調直調電廠開機方式或發電出力的工作； d)影響網調調度管轄保護裝置定值的工作。
8.11 調度自動化、電力通信設備的調度許可規則如下：
8.11.1 調度機構調度自動化系統主站設備的操作，如影響上級調度機構調度管轄的調度自動化系統運行或信息完整準確，操作前應得到上級調度機構的許可。
8.11.2 通信機構調度管轄的電力通信設備的狀態或方式的改變，如影響上
級通信機構調度管轄的電力通信設備的運行方式或傳輸質量，操作前應得到上級通信機構的許可。
8.11.3 調度自動化、電力通信設備的下列操作，操作前應得到值班調度人員的許可。
a)影響一次設備正常運行的； b)影響保護裝置正常運行的；
c)影響電力調度業務正常進行的其他操作。9 調度指令
9.1值班調度人員是電力系統運行、操作和事故處理的指揮員，值班調度人員按照規定發布調度指令，并對所發布調度指令的正確性負責。接受調度指令的調度系統值班人員應執行調度指令，并對執行指令的正確性負責。調度系統值班人員發布和執行調度指令，受法律保護，并承擔相應的責任。任何單位和個人不應干預調度系統值班人員下達或執行調度指令。
9.2 發布調度指令時，發布和接受調度指令的調度系統值班人員應先互報單位和姓名。發布調度指令應準確清晰，發布指令的全過程（包括對方復誦指令）和聽取指令的匯報時，都應使用電網調度規范用語和普通話，并執行發令、復誦、錄音、記錄和匯報制度。
9.3 接受調度指令的調度系統值班人員認為執行調度指令將危及人身、設備或系統安全的，應立即向發布調度指令的值班調度人員提出拒絕執行的意見，由其決定該指令的執行或者撤銷。
9.4 電網企業的主管領導發布的一切有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度人員。非調度機構負責人，不應直接要求值班調度18
人員發布調度指令。
9.5 下級調度機構的負責人、電網企業、發電企業以及電廠、變電站、電力用戶的負責人，對值班調度人員發布的調度指令有不同意見時，可向發布該指令的調度機構提出，調度機構采納或者部分采納所提意見，應由調度機構負責人將意見通知值班調度人員，由其更改調度指令并發布。但在得到答復前，調度系統值班人員應執行原調度指令。
9.6
對于不按調度指令用電者，值班調度人員應予以警告，經警告拒不改正的，可以根據電網安全的需要，下令暫時部分或全部停止向其供電。對于不按調度指令發電的發電廠，值班調度人員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度人員可以根據電網安全的需要，經請示調度機構負責人同意后，下令暫時停止該發電廠部分或全部機組并網運行。對于不滿足電網企業并網條件的發電企業、獨立小電力系統，調度機構可以拒絕其并網運行，擅自并網的，可下令其解列。
9.7 當發生違反調度規程的行為時，相關調度機構應立即組織調查，依據相關法律、法規和規定處理。10 系統操作 10.1 操作制度
10.1.1 設備進行操作前，值班調度人員應填寫操作指令票。兩個或兩個以上的單位共同完成的操作任務，應填寫逐項操作指令票；僅由一個單位完成的操作任務，應填寫綜合操作指令票。逐項操作指令票和綜合操作指令票應分別統一編號。
10.1.1.1 填寫操作指令票應以檢修工作申請票、運行方式變更通知單、穩
定措施變更通知單、繼電保護通知單、日調度計劃、試驗或調試調度方案等為依據。
10.1.1.2 填寫操作指令票前，值班調度人員應與有權進行調度業務聯系的運行值班人員核對有關一、二次設備狀態。
10.1.1.3 填寫操作指令票應做到任務明確、票面清楚整潔，使用設備的雙重名稱（設備名稱和編號）。每張操作票只能填寫一個操作任務。逐項操作指令票和綜合操作指令票可采用狀態令的形式填寫。
10.1.1.4 操作指令票應經過擬票、審票、預發、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成。
10.1.2 有計劃的操作，值班調度人員應提前4小時將操作指令票預發給操作單位。運行值班人員應了解操作目的和操作順序，依據調度機構下達的操作指令票填寫現場操作票，如有疑問應向值班調度人員詢問清楚。10.1.3 值班調度人員發布操作指令時，應給出“發令時間”。“發令時間”是值班調度人員正式發布操作指令的依據，運行值班人員未接到“發令時間”不應進行操作。
10.1.4 運行值班人員操作結束后，應匯報已執行項目和“結束時間”。“結束時間”是現場操作執行完畢的依據。
10.1.5 在操作過程中，運行值班人員如聽到調度電話鈴聲，應立即停止操作，并迅速接電話，如電話內容與操作無關則繼續操作。
10.1.6 逐項操作指令票應逐項發令、逐項操作、逐項匯報。在不影響安全的情況下，可將連續幾項由同一單位進行的同一類型操作，一次按順序下達，運行值班人員應逐項操作，一次匯報。
10.1.7 下列操作，值班調度人員可不必填寫操作指令票，但應作好記錄。
a）事故處理；
b）拉合單一的開關、刀閘、接地刀閘； c）投入或退出一套繼電保護或安全自動裝置； d）更改系統穩定措施；
e）機組由運行轉為停機備用或由備用轉為開機并網； f）投退AGC、PSS、一次調頻功能。10.1.8 操作前應考慮如下問題：
a）系統運行方式改變的正確性，操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化，有功、無功功率平衡及必要的備用容量；
b）繼電保護或安全自動裝置的投退、系統穩定措施的更改是否正確； c）變壓器中性點接地方式是否符合規定； d）變壓器分接頭位置，無功補償裝置投入情況；
e）設備送電操作前應核實設備檢修的所有工作已結束，相關檢修工作申請票均已終結，設備具備送電條件，并與檢修票、方式單、現場實際進行核對；
f）對電力通信、調度自動化的影響。
10.1.9 系統操作不宜在下列時間進行，特殊情況下進行操作應有相應的安全措施。
a）交接班時；
b）雷雨、大風、大霧等惡劣天氣時； c）系統發生事故時；
d）通信中斷或調度自動化設備異常影響操作時。10.2 設備停、送電操作一般規定
10.2.1 停電操作時，先操作一次設備，再退出繼電保護。送電操作時，先投入繼電保護，再操作一次設備。
10.2.2 對于常規穩控裝置，停電操作時，先按規定退出穩定措施，再進行一次設備操作；送電操作時，先操作一次設備，設備送電后，再按規定投入穩定措施。
10.2.3 對于微機穩控裝置，停電操作時，一次設備停電后，由運行值班人員隨繼電保護的操作退出保護啟動穩控裝置的壓板及穩控裝置相應的方式壓板；送電操作時，隨繼電保護的操作投入保護啟動穩控裝置的壓板及穩控裝置相應的方式壓板，再操作一次設備。10.3 并列與解列操作一般規定 10.3.1 系統并列條件：
a)相序相同；
b)頻率差不大于0.1Hz；
c)并列點兩側電壓幅值差在5%以內。10.3.2 并列操作應使用準同期并列裝置。
10.3.3 解列操作時，應先將解列點有功潮流調至接近零，無功潮流調至盡量小，使解列后的兩個系統頻率、電壓均在允許范圍內。10.4 合環與解環操作一般規定
10.4.1 合環前應確認合環點兩端相位一致。
10.4.2 合環前應將合環點兩端電壓幅值差調整到最小，500kV系統不宜超過22
40kV，最大不應超過50kV，220kV系統不宜超過30kV，最大不應超過40kV。10.4.3 合環時，合環角差不應大于25度，合環操作宜經同期裝置檢定。10.4.4 合環(或解環)操作前，應先檢查相關設備（線路、變壓器等）有功、無功潮流，確保合環(或解環)后系統各部分電壓在規定范圍以內，通過任一設備的功率不超過穩定規定、繼電保護及安全自動裝置要求的限值等。10.4.5 合環(或解環)后應核實線路兩側開關狀態和潮流情況。10.5 開關操作一般規定
10.5.1 開關合閘前應檢查繼電保護已按規定投入。開關合閘后，應確認三相均已合上，三相電流基本平衡。
10.5.2 用旁路開關代其他開關運行時，應先將旁路開關保護按所帶設備保護定值整定并投入。確認旁路開關三相均已合上后，方可拉開被代開關，最后拉開被代開關兩側刀閘。
10.5.3 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作時，應同時進行三相操作，不應進行分相操作。10.6 刀閘操作一般規定
10.6.1 可用刀閘進行下列操作：
a)拉、合電壓互感器和避雷器(無雷雨、無故障時)； b)拉、合變壓器中性接地點；
c)拉、合經開關或刀閘閉合的旁路電流(在拉、合經開關閉合的旁路電流時，應先退出開關操作電源)； d)拉、合一個半開關接線方式的母線環流。e)拉、合一個半開關接線方式的站內短線。
10.6.2 不宜進行500kV刀閘拉、合母線操作，如需進行此類操作須經網、省電網企業主管生產領導同意。
10.6.3 不應用刀閘拉、合500kV線路并聯電抗器、空載變壓器、空載線路。10.7 線路操作一般規定
10.7.1 220kV及以上電壓等級線路停、送電操作時，都應考慮電壓和潮流變化，特別注意使非停電線路不過負荷，使線路輸送功率不超過穩定限額，停、送電線路末端電壓不超過允許值，長線路充電時還應防止發電機自勵磁。10.7.2 500kV線路停、送電操作時，如一側為發電廠、一側為變電站，宜在變電站側停、送電，發電廠側解、合環(或解、并列)；如兩側均為變電站或發電廠，宜在電壓低的一側停、送電，電壓高的一側解、合環(或解、并列)。10.7.3 線路停電時，應在線路兩側開關拉開后，先拉開線路側刀閘，后拉開母線側刀閘。對于一個半開關接線的廠站，應先拉開中間開關，后拉開母線側開關。當線路需轉檢修時，應在線路可能受電的各側都停止運行，相關刀閘均已拉開后，方可在線路上作安全措施；反之在未全部拆除線路上安全措施之前，不允許線路任一側恢復備用。
10.7.4 線路送電時，應先拆除線路上安全措施，核實線路保護按要求投入后，再推上母線側刀閘，后推上線路側刀閘，最后合上線路開關。對于一個半開關接線的廠站，應先合上母線側開關，后合上中間開關。
10.7.5 220kV及以上電壓等級線路檢修完畢送電時，應采取相應措施，防止送電線路充電時發生短路故障，引起系統穩定破壞。
10.7.6 新建、改建或檢修后相位可能變動的線路首次送電前應校對相位。10.8 變壓器操作一般規定
10.8.1 變壓器并列運行條件： a)接線組別相同；
b)電壓比相等(允許差5%)； c)短路電壓相等(允許差5%)。
當電壓比和短路電壓不符合時，經過計算，在任何一臺變壓器不會過負荷的情況下，允許并列運行。
10.8.2 變壓器充電前，變壓器繼電保護應正常投入。10.8.3 變壓器充電或停運前，應推上變壓器中性點接地刀閘。
10.8.4 并列運行的變壓器，在倒換中性點接地刀閘時，應先推上未接地的變壓器中性點接地刀閘，再拉開另一臺變壓器中性點接地刀閘。
10.8.5 大修后的變壓器在投入運行前，有條件者應采取零起升壓，對可能造成相位變動者應校對相位。
10.8.6 變壓器投入運行時，應先合電源側開關，后合負荷側開關。停運時操作順序相反。500kV聯變宜在500kV側停(送)電，在220kV側解(合)環或解(并)列。
10.9 500kV線路并聯電抗器操作一般規定
10.9.1 線路并聯電抗器送電前，線路電抗器保護、遠跳及過電壓保護應正常投入。
10.9.2 拉、合線路并聯電抗器刀閘應在線路檢修狀態下進行。10.10 發電機操作一般規定
10.10.1 發電機在開機前、停機后進行有關項目的檢查。10.10.2 發電機應采取準同期并列。
10.10.3 發電機正常解列前，應先將有功、無功功率降至最低，再拉開發電機開關，切斷勵磁。10.11 母線操作一般規定
10.11.1 母線充電前，應核實母線保護已正常投入。
10.11.2 用母聯開關向母線充電時，運行值班人員在充電前應投入母聯開關充電保護，充電正常后退出充電保護。
10.11.3 母線倒閘操作時，應考慮對母線差動保護的影響和二次壓板相應的倒換。
10.11.4 母線倒閘操作的順序和要求按現場規程執行。10.12 零起升壓操作一般規定
10.12.1 擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，發電機強勵退出，發電機保護完整可靠投入，并退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板。10.12.2 升壓線路保護完整可靠投入，退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板，線路重合閘退出。
10.12.3 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，變壓器保護應完整可靠投入，退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板，變壓器中性點應直接接地。10.12.雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應采取措施，防止母差保護誤動作。母聯開關及兩側刀閘斷開，防止開關誤合造成非同期并列。
10.12.5 允許零起升壓的500kV線路及升壓方式見表1。
表1 允許零起升壓的500kV線路及升壓方式
線路名稱葛玉線葛雙Ⅱ回線葛崗線葛換Ⅰ、Ⅱ回線清換線五崗線五民線三牌線水漁Ⅰ、Ⅱ回線零起升壓接線方式大江一臺機大江一臺機大江一臺機大江一臺機隔河巖一臺機五強溪一臺機五強溪一臺機三板溪兩臺機水布埡一臺機 11 事故處理 11.1 事故處理制度
11.1.1 網調值班調度人員是華中電力系統事故處理的總指揮，各級調度機構按其調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任，并在事故發生和處理過程中及時互通情況、協調配合。
11.1.2 事故處理時，調度系統值班人員應遵循以下原則：
a)迅速限制事故的發展，消除事故根源，解除對人身和設備安全的威脅；
b)保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的正常供電； c)盡快將解網部分恢復并網運行； d)恢復對已停電的地區或用戶供電； e)調整系統運行方式，使其恢復正常。
11.1.3 當電力系統運行設備發生異常或故障時，運行值班人員應立即向相應調度機構值班調度人員匯報。調度機構調度管轄設備的事故處理，應嚴格執行相應調度機構值班調度人員的指令(允許不待調度指令可自行處理者除外)。
11.1.4 廠站運行值班人員可不待調度指令自行進行以下緊急操作，同時應將事
故與處理情況簡明扼要地報告值班調度人員。a)將直接對人身安全有威脅的設備停電； b)當廠站用電部分或全部停電時，恢復其電源； c)將故障停運已損壞的設備隔離；
d)其他在廠站現場規程中規定可不待調度指令自行處理的緊急情況。11.1.5 設備故障時，運行值班人員應立即向值班調度人員簡要匯報一次設備的狀態，經檢查后再詳細匯報如下內容： a)保護裝置動作及通道運行情況； b)設備外部有無明顯缺陷及事故象征； c)故障錄波器、故障測距裝置動作情況； d)其他相關設備狀態及潮流情況。
11.1.6 值班調度人員應根據保護裝置動作情況及頻率、電壓、潮流變化等情況，判斷事故地點及性質。處理事故應沉著、果斷。
11.1.7 調度管轄范圍內發生下列故障時，值班調度人員應立即向上級調度機構值班調度人員匯報。
a)上級調度機構調度許可設備故障；
b)影響上級調度機構調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的；
c)影響上級調度機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定極限的； d)影響上級調度機構直調電廠開機方式或發電出力的； e)需要上級調度機構協調或配合處理的。
11.1.8 省（直轄市）電網或省（直轄市）電網內局部電網與華中主網解列28
孤網運行時，已解列電網內的事故處理由相應省調負責，解列電網內網調直調電廠出力調整和開停機權委托給相應省調，但解列電網內網調直調設備故障處理仍由網調負責，所在省調配合。
11.1.9 網調值班調度人員在事故處理期間可采取如下強制措施： a)緊急調用各省（直轄市）電網內的事故備用容量，進行跨省（直轄市）事故支援；
b)緊急開停直調電廠水、火電機組；下令省調緊急開停水、火電機組； c)調整或取消電力交易； d）下令省調緊急拉閘限電。
11.1.10 系統發生事故時，值班調度人員應迅速報告調度部門負責人，由調度部門負責人逐級匯報。調度機構負責人、調度部門負責人應監督、指導值班調度人員處理事故的正確性。調度機構負責人或調度部門負責人發現值班調度人員處理事故不力，可解除值班調度人員的調度權，指定他人或親自指揮事故處理，并通知有關單位。被解除調度權的值班調度人員對解除調度權后的系統事故處理不承擔責任。
11.1.11 處理事故時，調度系統值班人員應堅守崗位，運行值班負責人如需離開，應指定代理人并向值班調度人員報告。
11.1.12 處理事故時，各單位負責人對本單位調度系統值班人員發布的指示不應與上級值班調度人員的調度指令相抵觸。單位領導人如解除本單位值班人員的職務，自行領導或指定適當人員代行處理事故時，應立即報告上級值班調度人員。
11.1.13 值班調度人員有權要求繼電保護、運行方式、調度計劃、通信、自動化等專業人員協助事故處理。
11.1.14 事故發生在交接班期間，應由交班者負責處理事故，直到事故處理完畢或事故處理告一段落，方可交接班。接班人員可應交班者請求協助處理事故。
11.1.15 事故處理完畢，應將事故情況詳細記錄，按規定報告。11.2 電網頻率異常及事故的處理
11.2.1 電網頻率超過50±0.2Hz為異常頻率。11.2.2 電網頻率低于49.80Hz時的處理方法：
11.2.2.1 網調和省調應下令所轄電廠立即增加出力、開出備用機組或采取限電措施，使頻率恢復正常。
11.2.2.2 電網頻率連續低于49.80Hz10分鐘，網調應下令各省調按限電序位表限電。10分鐘后電網頻率仍低于49.80Hz，則網調應下令各省調按事故限電序位表限電，直到頻率恢復到49.80Hz以上運行。11.2.3 電網頻率低于49.50Hz時的處理方法：
11.2.3.1 發電廠應不待調度指令采用增加發電機出力并短時發揮機組過負荷能力、開出備用水電機組、抽水機組改發電等措施。但在增加出力的過程中不應使相應的輸電線路過負荷或超過穩定規定。
11.2.3.2 各省調應不待網調調度指令按事故限電序位表進行拉閘限電。11.2.4 當電網頻率低于49.00Hz時，有“事故限電序位表”的廠站，運行值班人員應不待調度指令立即按“事故限電序位表”拉閘限電。
11.2.5 當電網頻率低于48.50Hz時，各級值班調度人員及廠站運行值班人員可不受“事故限電序位表”的限制，自行拉負載線路(饋線)。各省（直轄30
市）電網企業應事先制定這些線路的清單和限電順序。
11.2.6 當頻率下降到低頻減負荷裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令手動拉開該輪次接跳的開關。低頻減負荷裝置動作切除和手動拉開的開關，未經值班調度人員下令不應擅自送電。
11.2.7 當頻率降低至聯絡線低頻解列裝置或保廠用電、保重要用戶低頻解列裝置定值而裝置未動作時，各廠站應不待調度指令拉開相應開關，并向值班調度人員匯報。未經值班調度人員下令，不應送電或并列。11.2.8 電網頻率超過50.20Hz的處理方法： 11.2.8.1 調頻廠將出力減至最低。
11.2.8.2 少用網供計劃的省調，應迅速減出力或停機，直到用到網供計劃為止。
11.2.8.3 當電網頻率超過50.50Hz時，各電廠應不待調度指令，立即減出力直至機組最低技術允許出力，值班調度人員應發布緊急減出力或停機的指令，恢復頻率至50.20Hz以下。11.3 系統電壓異常及事故的處理 11.3.1 系統電壓降低時的處理辦法：
11.3.1.1 500kV系統廠站母線的運行電壓下降為480kV、220kV系統廠站母線的運行電壓下降為200kV以下時，運行值班人員應不待調度指令按規程自行使用發電機或調相機的過負荷能力，值班調度人員應立即采取措施直至限制負荷，使電壓恢復正常。
11.3.1.2 500kV系統廠站母線的運行電壓下降為450kV、220kV系統廠站母線的運行電壓下降為180kV以下時，運行值班人員應不待調度指令自行按“事
故限電序位表”限電，并及時向值班調度人員匯報。值班調度人員應立即采取措施直至拉閘限電，使電壓恢復正常。
11.3.1.3 當系統局部電壓降低，使發電機或調相機過負荷時，有關廠站運行值班人員應聯系值班調度人員采取措施(包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷等)，以消除發電機或調相機的過負荷。
11.3.1.4 系統電壓低到嚴重威脅廠用電安全時，運行值班人員可自行按現場規程規定執行保廠用電措施。
11.3.1.5 裝有低電壓解列裝置或低電壓減負荷裝置的廠站，當電壓低至裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令，手動拉開裝置所接跳的開關。
11.3.2 系統電壓升高時的處理辦法：
11.3.2.1 當廠站母線電壓超過規定時，應降低發電機、調相機無功出力、投退無功補償設備，并按規定將發電機進相運行，使電壓降至允許范圍內。必要時值班調度人員可改變系統運行方式。
11.3.2.2 處于充電狀態的500kV線路，末端電壓超過560kV時，應設法降低電壓，如仍不能降至560kV以下，則拉開線路開關。
11.3.3 當局部或個別中樞點電壓偏低或偏高時，除調整無功出力外，可通過調整變壓器分接頭來調整電壓，必要時可改變系統運行方式。11.4 線路的事故處理
11.4.1 線路故障跳閘后，值班調度人員可下令強送一次。如強送不成功需再次強送，應經調度機構主管生產領導同意，有條件時可對故障線路零起升壓。
11.4.2 線路出現單側跳閘，在檢查廠站內開關無異常后，宜先將線路恢復合環（并列）運行，再檢查繼電保護或安全自動裝置動作情況。11.4.3 故障線路強送原則：
a）強送端宜選擇對電網穩定影響較小的一端，必要時應降低有關線路的輸送功率或采取提高電網穩定水平的措施。
b）若開關遮斷次數已達規定值，雖開關外部檢查無異常，但仍須經運行單位總工程師同意后，方能強送。在停電嚴重威脅人身或設備安全時，值班調度人員有權命令強送一次。c）強送端宜有變壓器中性點直接接地。d)事故時伴隨有明顯的故障象征，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，應查明原因后再考慮能否強送。
e)進行帶電作業的線路跳閘后，值班調度人員未與工作負責人取得聯系前不應強送。
f)強送前應控制強送端電壓，使強送后末端電壓不超過允許值。11.4.4 線路故障跳閘后，值班調度人員應發布巡線指令，并說明是否為帶電巡線，同時將故障測距情況提供給線路運行維護單位。11.4.5 當線路（斷面）輸送功率超過穩定限額時，應立即采取以下措施，使線路（斷面）輸送功率恢復到允許范圍內。
a）在受端系統采取發電廠增加出力、快速啟動水電廠備用機組、燃氣輪機組等措施，并提高電壓；
b）送端系統的電廠降低出力，并提高電壓； c）受端系統限電；
d）改變系統接線方式。
11.4.6 如500kV線路并聯電抗器因故退出運行而線路仍需運行時，應有計算分析或試驗依據并經電網企業主管生產領導批準。11.5 發電機的事故處理
11.5.1 發電機異常或跳閘后，電廠運行值班人員應立即匯報值班調度人員，并按現場規程進行處理。
11.5.2 機組失去勵磁而失磁保護拒動，電廠運行值班人員應立即將機組解列。
11.5.3 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應立即減少發電機有功，增加勵磁，以使發電機重新拖入同步。若無法恢復同步，應將發電機解列后重新并網。
11.5.4 發電機對空載長線零起升壓產生自勵磁時，應立即降低發電機轉速，并將該線路停電。
11.5.5 采取發電機變壓器組送電的500kV線路，如線路末端開關跳閘而電廠側開關未跳開時，值班調度人員應立即下令拉開電廠側開關。11.6 變壓器事故處理
11.6.1 變壓器過負荷的處理方法：
a）受端系統加出力； b）投入備用變壓器； c）受端系統限電； d）改變系統接線方式。
11.6.2 低壓側接發電機的自耦變壓器公共線圈過負荷時，除按第11.6.1條34
處理外，還應進行以下處理：
a）降低高中壓側之間的穿越功率； b）降低低壓側發電機的功率。11.6.3 變壓器跳閘后的處理規定：
a）變壓器的主保護全部動作跳閘，未經查明原因和消除故障之前，不應強送電。
b）變壓器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，在檢查變壓器外部無明顯故障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，證明變壓器內部無明顯故障者，可試送一次，有條件時應進行零起升壓。
c）變壓器后備保護動作跳閘，在確定本體及引線無故障后，可試送一次。
11.6.4 變壓器輕瓦斯保護動作發出信號后應立即進行檢查，并適當降低變壓器輸送功率。
11.7 500kV并聯電抗器故障處理
11.7.1 500kV并聯電抗器的全部主保護動作跳閘，未查明原因并消除故障前，不應強送電。
11.7.2 500kV并聯電抗器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，在檢查電抗器外部無明顯故障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，證明電抗器內部無明顯故障者，可試送一次。有條件時應進行零起升壓。
11.7.3 500kV并聯電抗器后備保護動作，確定本體及引線無故障后，可試送一次。
11.8 母線的事故處理
11.8.1 母線失壓后，運行值班人員應不待調度指令將失壓母線上的開關全部拉開，并立即報告值班調度人員。
11.8.2 因母線差動保護動作引起母線失壓時，運行值班人員應對失壓母線進行檢查，并把檢查情況報告值班調度人員，值班調度人員應按下述原則進行處理：
a）找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對失壓母線恢復送電。b）找到故障點但不能很快隔離的，若系雙母線中的一組母線故障時，應對故障母線的各元件進行檢查并確認無故障后，均倒至運行母線并恢復送電。
c）經過檢查未找到故障點時，可對失壓母線進行試送，試送開關應完好，試送電源側主變中性點應直接接地。有條件時可對失壓母線進行零起升壓。
11.8.3 因開關失靈保護或出線、主變后備保護動作造成母線失壓，應將故障開關隔離后方可送電。11.9 開關異常及事故的處理
11.9.1 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“跳閘閉鎖”時的處理：
a）一個半開關接線方式，不影響設備運行時拉開此開關。
b）其他接線方式應斷開該開關的合閘電源，并按現場規程處理，仍無法消除故障，則用旁路開關代替運行；如無旁路開關，則拉開該開關。
11.9.2 開關因本體或操作機構異常出現“跳閘閉鎖”時，應斷開該開關跳閘電源，并按現場規程處理，仍無法消除故障，則采取以下措施：
a）一個半開關接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的環，解環前確認環內所有開關在合閘位置。
b）其他接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前取下旁路開關跳閘電源。無法用旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其他開關倒至另一條母線后，用母聯開關拉開故障開關。
11.9.3 開關發生非全相運行，運行值班人員應立即拉開該開關。若非全相運行開關拉不開，則立即將該開關的功率降至最小，并采取如下辦法處理：
a）有條件時，由檢修人員拉開此開關； b）旁路開關備用時，用旁路開關代；
c）將所在母線的其他所有開關倒至另一母線，最后拉開母聯開關； d）一個半開關接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的環，解環前確認環內所有開關在合閘位置；
e）特殊情況下設備不允許時，可迅速拉開該母線上所有開關。11.10 互感器異常及事故的處理
11.10.1 電壓互感器發生異常情況時，應立即退出與該電壓互感器有關的保護裝置，運行值班人員應迅速按現場規程、規定處理。
11.10.2 電流互感器發生異常情況時，應立即退出與該電流互感器有關的保護裝置，運行值班人員應迅速按現場規程、規定處理。11.11 切機切負荷裝置動作的處理
11.11.1 切機切負荷裝置動作后，運行值班人員應將所切機組按現場規程檢查后做好并網準備，所切負荷未得到值班調度人員指令不應送電。11.11.2 切機切負荷裝置誤動時，應將誤動的切機切負荷裝置退出，恢復所
切機組和所切負荷。通道異常或故障造成切機切負荷裝置誤動作時，應將該通道壓板退出，并恢復所切機組和所切負荷。
11.11.3 切機裝置拒動時，值班調度人員應迅速采取減出力措施，必要時可將拒切機組解列。切負荷裝置拒動時，運行值班人員可不待調度指令迅速將切負荷裝置所接跳的開關斷開。制動電阻拒動時，不應將制動電阻投入，必要時可采取減出力措施。11.12 振蕩處理
11.12.1 異步振蕩主要現象：
11.12.1.1 系統內各發電機和聯絡線上的功率、電流將有程度不同的周期性變化。系統與失去同步的發電廠（或系統）的聯絡線上的電流和功率往復擺動。
11.12.1.2 母線電壓有程度不同的降低并周期性擺動，電燈忽明忽暗。系統振蕩中心電壓最低。
11.12.1.3 失去同步的發電機有功大幅擺動并過零，定子電流、無功大幅擺動，定子電壓亦有降低且有擺動，發電機發出不正常的有節奏的轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。
11.12.1.4 失去同步的兩個系統（電廠）之間出現明顯的頻率差異，送端電網頻率升高、受端頻率降低，且略有波動。11.12.2 同步振蕩主要現象：
11.12.2.1 發電機和線路上的功率、電流將有周期性變化，但波動較小，發電機有功不過零。
11.12.2.2 發電機機端和電網電壓波動較小, 無局部明顯降低。
11.12.2.3 發電機及電網頻率變化不大，全電網頻率同步降低或升高。11.12.3 異步振蕩的處理方法：
11.12.3.1 頻率升高的發電廠，應不待調度指令立即降低機組有功出力，使頻率下降，直至振蕩消除，但不應使頻率低于49.50赫茲，同時應保證廠用電的正常供電。
11.12.3.2 頻率降低的發電廠，應不待調度指令立即增加機組有功出力至最大值，并迅速啟動備用水輪機組，使電網頻率恢復到49.50赫茲以上，直至振蕩消除。
11.12.3.3 電廠運行值班人員應不待值班調度人員指令，退出機組AGC、AVC，增加發電機無功出力，并發揮其過負荷能力，提高系統電壓；變電站運行值班人員應不待調度指令退出低壓電抗器，投入低壓電容器，提高系統電壓。但不應使500kV母線電壓超過550kV，220kV母線電壓超過242kV。11.12.3.4 各級值班調度人員應迅速降低頻率升高側（送端）機組出力直至緊急停機，使頻率下降；在頻率降低側（受端）采取緊急增加出力、開出備用水輪機組、事故限電等措施，使頻率升高，直至振蕩消除。
11.12.3.5 振蕩時，未經值班調度人員許可，電廠運行值班人員不應將發電機解列(現場規程有規定者除外)；如發現機組失磁，應不待調度指令，立即將失磁機組解列。
11.12.3.6 如振蕩因機組非同期合閘引起，電廠運行值班人員應立即解列該機組。
11.12.3.7 因環狀電網（并列運行雙回線路）的解環操作或開關誤跳而引起的電網振蕩，應立即經同期合上相應開關；
11.12.3.8 裝有振蕩解列裝置的發電廠、變電站，應立即檢查振蕩解列裝置的動作情況，當發現裝置發出跳閘信號而未解列時，且系統仍有振蕩，應立即拉開應解列的開關。
11.12.3.9 經采取11.12.3.1-11.12.3.8條所列措施后振蕩仍未消除，應按規定選擇合適的解列點解列，防止擴大事故，電網恢復穩定后，再進行并列。11.12.3.10 解列后，省（直轄市）網或省（直轄市）網內已解列局部電網振蕩仍未消除，由省調負責處理本省（直轄市）電網內振蕩事故，振蕩消除后應立即向網調匯報，在網調值班調度人員統一指揮下恢復系統的正常運行。11.12.4 同步振蕩的處理方法：
11.12.4.1 發電廠運行值班人員可不待調度指令退出機組AGC、AVC，增加機組無功出力，并立即向值班調度人員匯報。
11.12.4.2 值班調度人員應根據電網情況，提高送、受端電壓，適當降低送端發電出力，增加受端發電出力，限制受端負荷。
11.12.4.3 發電廠運行值班人員應立即檢查機組調速器、勵磁調節器等設備，查找振蕩源，若發現發電機調速器或勵磁調節器等設備故障，應立即消除故障，并匯報值班調度人員。
11.13 運行值班單位與調度機構失去通信聯系時的處理規定
11.13.1 調度機構與下級調度機構或調度管轄的廠站之間失去通信聯系時，各方應積極采取措施，盡快恢復通信聯系。
11.13.2 失去通信聯系的運行值班單位，宜保持電氣接線不變，發電廠按給定的負荷、電壓曲線運行，調頻廠進行正常的調頻工作。
11.13.3 失去通信聯系的運行值班單位，應認真做好運行記錄，待通信聯系40
恢復后及時向調度機構匯報在失去通信聯系期間應匯報事項。
11.13.4 與網調失去通信聯系的省調，應按計劃控制好聯絡線功率和系統頻率，加強運行監視，中止或不執行對主網安全穩定運行影響較大的操作。11.14 網調調度自動化系統全停時的處理規定
11.14.1 通知所有直調電廠AGC改為就地控制方式，保持機組出力不變。11.14.2 通知所有直調廠站加強監視設備狀態及線路潮流，發生異常情況及時匯報網調。
11.14.3 匯報國調并通知六省調網調調度自動化系統全停；各省調應按計劃用電并嚴格控制聯絡線潮流在穩定限額內；各省調對省網內網調調度管轄設備加強監視，發現重要斷面潮流大幅度變化時及時匯報； 11.14.4 網調調度自動化系統全停期間，不宜進行系統操作。12 調度匯報
12.1 發生《全國電網調度管理規程》關于電網運行情況匯報的規定中所列各類事件，省調值班調度人員應立即向網調值班調度人員匯報。網、省調值班調度人員應按照規定的時間和內容要求向國調值班調度人員匯報事件情況。
12.2 省調應盡快將事件的詳細情況發送電子郵件（或傳真）至網調調度室。12.3 發生嚴重電網事故或受自然災害影響，恢復系統正常方式需要較長時間時，有關省調應根據系統恢復情況及時向網調值班調度人員匯報。12.4 發生下列事件的廠站，應立即向相應調度機構值班調度人員匯報事件的簡要情況，并盡快將重大事件的詳細情況傳真至調度機構。
a)廠站事故：220kV及以上發電廠、變電站發生母線故障停電、全廠
（站）停電；
b)人身傷亡：在生產運行過程中發生人身傷亡；
c)自然災害：水災、火災、風災、地震及外力破壞等對廠站運行產生較大影響；
d)廠站主控室發生停電、通訊中斷、監控系統全停、火災等事件； e)重要設備損壞情況。
12.5 省調值班調度人員應及時向網調值班調度人員匯報機組啟、停及新設備投產情況和時間：
a）200MW及以上火電機組正常啟、停；
b）200MW及以上火電機組、100MW及以上水電機組非計劃停運； c）200MW及以上火電機組、100MW及以上水電機組第一次并網、開始168小時（或72小時）試運行、通過168小時（或72小時）試運行；
d)220kV及以上線路、主變壓器開始調試和試運行結束。13 調度計劃 13.1 原則規定
13.1.1 調度機構應編制并下達調度計劃。調度計劃包括發電、供電調度計劃和檢修計劃。月、日調度計劃主要內容見附錄G。
13.1.2 發電、供電調度計劃的編制，應依據政府下達的有關調控目標和電力交易計劃，綜合考慮社會用電需求、檢修計劃和電力系統的設備能力等因素，并保留必要的備用容量。對具有綜合效益的水電廠（站）水庫，應根據國家批準的水電廠（站）的設計文件和電力系統的實際，并綜合考慮防洪、42
灌溉、發電、環保、航運等要求，合理運用水庫的蓄水。
13.1.3 檢修計劃的編制，應在電網企業和發電企業提出的設備檢修預安排計劃基礎上，考慮設備健康水平和運行能力，充分協商，統籌兼顧。電力設備的檢修應服從調度機構的統一安排，并遵循下級電網服從上級電網檢修安排的原則。調度機構編制檢修計劃時應注意以下事項： a）設備檢修的工期與間隔應符合有關檢修規程的規定。
b）水電機組A、B級檢修宜在枯水期進行，300MW及以上大容量火電機組A、B級檢修、500kV輸變電設備及220kV聯絡線的檢修宜避開電網用電大負荷期。
c）發電和輸變電、一次和二次設備的檢修在檢修工期和停電范圍等方面應統籌考慮，結合基建和技改項目，統一安排，避免重復停電。d）重要保電期間，不宜安排基建項目的啟動投產和大型改造項目的停電施工。
e）發輸變電設備檢修應綜合考慮電網安全和負荷平衡、廠站用電安全等。
13.1.4 安排備用容量時應考慮輸電網絡的送(受)電能力。備用容量包括負荷備用容量、事故備用容量和檢修備用容量。華中電力系統備用容量采用如下標準：
a）負荷備用容量應不低于最大發電負荷的2%； b）事故備用容量應不低于最大發電負荷的5%；
c）檢修備用容量應結合系統負荷特點、水火電比例、設備質量和檢修水平等情況確定，一般為最大發電負荷的8～15%。
除上述備用外，低谷時段還應留有一定數量的調峰備用。13.1.5 調度機構應開展負荷預測工作，提高負荷預測準確率。
13.1.6 調度計劃應經過發、輸變電設備能力、穩定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班調度人員可以按照有關規定，根據電力系統運行情況，調整當日調度計劃，調整情況應寫入調度值班日志。
13.1.8 調度機構應對發電、供電調度計劃和檢修計劃的執行情況進行考核。
13.2 發電、供電調度計劃編制
13.2.1 月發電、供電調度計劃的編制，應依據分月發電、供電計劃，綜合考慮社會用電需求、月度水情預計、月度購售電合同、燃料供應、發電計劃實際完成進度和電力系統設備能力、設備檢修等情況，并保留必要的備用容量。月度發電、供電調度計劃應經電網企業主管生產領導批準。網調月發電、供電調度計劃編制時間要求如下：
a)每月20日前，網調直調電廠應將下月發電預計報網調。
b)每月20日前，省調應將下月本網負荷預測、調度管轄電廠發電預計報網調。
c)每月28日前，網調應將直調電廠發電預計及分配、網供及聯絡線電力電量通知省調和直調電廠。
13.2.2 日發電、供電調度計劃的編制，應依據月發電、供電調度計劃，綜合考慮社會用電需求、近期水情、臨時購售電合同、燃料供應和電力系統設備能力、設備檢修等情況，并保留必要的備用容量。日發電、供電調度計劃應經調度機構主管生產領導批準。網調日發電、供電調度計劃編制時間要求44
如下：
a)每日12時前，省調向網調報本省（直轄市）臨時購售電需求，網調與國調聯系區外電網臨時購售電需求。達成購售電協議的，應及時簽訂購售電合同。
b)每日12時前，省調應將次日本省（直轄市）電網負荷預測、備用容量安排報網調，c)每日16時前，網調應將直調電廠發電計劃、網供及聯絡線計劃通知省調。 13.2.3 編制月、日發電、供電調度計劃時，對跨區、跨省(直轄市)電力電量交易應按規定計及相應線損。13.3 負荷預測
13.3.1 調度機構應進行、月、日和超短期負荷預測。
13.3.2 負荷預測應至少采用3年連續的數據資料并按月給出預測結果。
13.3.2.1 負荷預測應綜合考慮社會經濟和電力系統發展的歷史和現狀，包括：
a)
電力系統的歷史負荷資料；
b)
國內生產總值及其年增長率和地區分布情況； c)
電源和電網發展狀況；
d)
大用戶用電設備及主要高耗能產品的接裝容量、年用電量； e)
水情、氣溫等其他影響季節性負荷需求的相關數據。13.3.2.2 負荷預測結果應至少包含下列內容：
a)
年、月用電量； b)
年、月最大負荷； c)
分地區年、月最大負荷；
d)標準日負荷曲線、標準周負荷曲線、月負荷曲線、年負荷曲線；年平均負荷率、年最小負荷率、年最大峰谷差、年最大負荷利用小時數。13.3.3 月負荷預測應綜合考慮氣象、節假日、社會重大事件等因素，月負荷預測結果應至少包含下列內容：
a)
月用電量； b)
月最大負荷； c)
分地區月最大負荷；
d)月負荷曲線、標準日負荷曲線。
13.3.4 日負荷預測應綜合考慮氣象、節假日、日類型、社會重大事件等因素，按照每日96點編制（00：15--24：00，每15分鐘一個點）。13.3.5 超短期負荷預測是指當前時刻60分鐘以內的負荷預測。超短期負荷預測應在電網實時負荷的基礎上，綜合考慮氣象、節假日、日類型和近期負荷等因素。
13.4 網調檢修管理
13.4.1 華中電網內國調調度管轄、調度許可設備的檢修，按國調相關規定執行。
13.4.2 每年9月30日前，省（直轄市）電網企業、發電企業、國家電網公司所屬超高壓運行維護管理單位應將下發、輸變電設備的檢修（含基建項目）預安排計劃抄送網調。網調于每年10月31日前將國調調度管轄、調度許可設備檢修預安排計劃上報國調。
13.4.3 省調、發電企業、國家電網公司所屬超高壓運行維護管理單位應依46
第三篇：四川電力系統調度管理規程
四川電力系統調度管理規程
1前言.............................................................................................................................................范圍......................................................................................................................1 2 規范性引用文件............................................................................................1 3 術語和定義...............................................................................................................2 4 總則...........................................................................................................................5 5 調度系統.....................................................................................................................5 6 調度機構的任務和職權...............................................................................................5 7 調度管轄范圍..........................................................................................................6 8 調度規則........................................................................................................................7 9 調度指令..............................................................................................................8 10 運行調整與控制.........................................................................................9 11 系統操作..........................................................................................................................10 12 事故處理.................................................................................................................................15 13 調度事故匯報........................................................................................................................20 14 新設備投運及設備異動...........................................................................................................21 15 運行方式制定.........................................................................................................22 16 發電、供電調度計劃與考核.............................................................................................23 17 檢修管理..............................................................................................................................24 18 系統穩定.........................................................................................................................27 19 繼電保護及安全自動裝置....................................................................................................28 20 調度自動化...........................................................................................................................33 21 電力通信......................................................................................................................35 22 水庫調度......................................................................................................................37 23 無人值班廠站的調度管理...............................................................................................38 附錄 A 停修申請書格式...........................................................................................40 附錄 B 四川電力系統新設備投入系統運行申請書格式...................................................42 附錄 C 四川電力系統設備異動執行報告格式..................................................................47 I
前 言
為加強四川電力系統調度管理，保障系統安全、優質、經濟運行，依照《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》等法律、法規和相關規程、規定，制定本規程。本規程附錄內容的變動，以新發布的文件為準。本規程由四川省電力公司提出。
本規程由四川省電力公司調度中心歸口并負責解釋。
本規程起草單位：四川省電力公司調度中心、四川省電力公司通信自動化中心。II
四川電力系統調度管理規程 1 范圍
本規程規定了四川電力系統調度管理工作的基礎性原則。
本規程適用于四川電力系統內發電、供電（輸電、變電、配電）、用電及其它活動中與電力調度
有關的行為。2 規范性引用文件
下列文件中的條款通過本規程的引用而成為本規程的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有 的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本規程。然而，鼓勵根據本規程達成協議的各方
研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規程。中華人民共和國主席令第 60 號 中華人民共和國電力法 國務院令第 115 號 電網調度管理條例 國務院令第 432 號 電力監管條例
國家電力監管委員會第 5 號令 電力二次系統安全防護規定 國家電力監管委員會第 22 號令 電網運行規則（試行）GB 17621-1998 大中型水電站水庫調度規范 GB/T 14285 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GF-2003-0512 并網調度協議（示范文本）SD 131 電力系統技術導則（試行）
SD 325-1989 電力系統電壓和無功電力技術導則 DL 755 電力系統安全穩定導則
DL/T 516 電力調度自動化系統運行管理規程 DL/T 544 電力系統通信管理規程
DL/T 559 220-500kV 電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 584 3-110kV 電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 684 大型發電機變壓器組繼電保護整定計算導則 DL/T 723 電力系統安全穩定控制技術導則 DL/T 961 電網調度規范用語
DL/T 995 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程 DL/T 1040 電網運行準則
Q/GDW 114-2004 國家電力調度數據網骨干網運行管理規定 國辦發〔2007〕53 號 節能發電調度辦法（試行）電監安全[2006]34 號 電力二次系統安全防護總體方案
能源電（1988）18 號《電力系統電壓和無功電力管理條例》 國電調[2001]532 號 國家電力公司電力通信統計管理辦法 國電調[2002]149 號 全國互聯電網調度管理規程（試行）
國家電網生[2004]203 號 國家電網公司電力系統電壓質量和無功電力管理規定
國家電網生（2004）203 號《國家電網公司電力系統電壓質量和無功電力管理規定》 國家電網生（2004）435 號《國家電網公司電力系統無功補償設備配置技術原則》 國家電網總[2003]407 號 安全生產工作規定
國通運[2004]158 號 國家電網公司一級骨干通信電路故障處理規定 國家電網安監[2005]83 號 國家電網公司電力安全工作規程（變電站和發電廠電氣部分）（試行）
國家電網安監[2005]83 號 國家電網公司電力安全工作規程（電力線路部分）（試行）1
國家電網安監[2005]145 號 國家電網公司電力生產事故調查規程 電監市場[2006]42 號 發電廠并網運行管理規定
國家電網調[2006]170 號 國家電網公司電網安全穩定管理工作規定 國調中心調水[2007]11 號 水庫調度工作規范(試行)國調中心調水[2008]57 號 水庫調度工作匯報制度 華中電網調[2007]441 號 華中電力系統調度管理規程 3 術語和定義
下列術語和定義適用于本規程。3.1 電力系統
由發電、供電（輸電、變電、配電）、用電設施和為保證這些設施正常運行所需的繼電保護和安
全自動裝置、計量裝置、電力通信設施、自動化設施、電力市場技術支持系統等構成的整體。3.2 電力系統運行
在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.3 電力調度機構
負責組織、指揮、指導和協調電網運行和負責電力市場運營的機構。3.4 電力調度
電力調度機構（以下均簡稱為調度機構）為保障電力系統安全、優質、經濟運行和電力市場規范
運營，促進資源的優化配置和環境保護，對電力系統運行進行的組織、指揮、指導和協調。3.5 電網企業
擁有、經營和運行電網的電力企業。3.6 發電企業
并入電網運行（擁有單個或數個發電廠）的發電公司，或擁有發電廠的電力企業。3.7 電力用戶
通過電網消費電能的單位或個人。3.8 電力調度系統 包括各級調度機構和有關運行值班單位。運行值班單位指發電廠、變電站（含開關站、用戶站，下同）、監控中心（含變電站監控中心、集控站、梯級電站集控中心，下同）等的運行值班單位。3.9 電力調度管理
指調度機構為確保電力系統安全、優質、經濟運行，依據有關規定對電力系統生產運行、電力調
度系統及其人員職務活動所進行的管理。一般包括調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自
動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理等。3.10
調度系統值班人員
包括各級調度機構的值班調度員和有關運行值班單位的運行值班人員。2
3.11
調度同意
值班調度員對調度管轄范圍內的調度系統值班人員提出的工作申請及要求等予以同意。3.12
調度許可
設備由下級調度機構調度管轄，但在進行該設備有關操作前，下級調度機構值班調度員應向上級
調度機構值班調度員申請，征得同意。3.13
委托調度
一方委托他方對其調度管轄的設備進行運行和操作指揮的調度方式。3.14
調度關系轉移
經兩調度機構協商一致，決定將一方調度管轄的某些設備的調度職權，由另一方代替或暫時代替
行使。轉移期間，設備由接受調度關系轉移的一方全權負責，直至轉移關系結束。3.15
調度指令
值班調度員對調度管轄范圍內的調度系統值班人員發布的旨在貫徹某種調度意圖的各種指令的 總稱。3.16
操作指令
值班調度員發布的有關操作的調度指令。3.17
單項操作令
值班調度員發布的單一一項操作的指令。3.18
逐項操作令
值班調度員發布的按順序逐項執行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步驟和內容按順序逐 項進行操作。3.19
綜合操作令
值班調度員發布的不涉及其它廠站配合的綜合操作任務的操作指令。其具體的操作步驟和內容，均由運行值班人員按規程自行擬訂。3.20
負荷備用容量
為平衡負荷預計誤差和瞬時負荷波動而預留的備用容量。3.21
事故備用容量
為防止系統中發輸變電設備故障造成電力短缺而預留的備用容量。3.22
檢修備用容量
為完成發輸變電設備檢修任務而預留的備用容量。3.23
狀態檢修
企業以安全、可靠性、環境、成本為基礎，通過狀態評價、風險評估，狀態決策，達到運行安全
可靠、檢修成本合理的一種檢修策略。3
3.24
計劃檢修
為檢查、試驗、維護、檢修電力設備，電網調度機構根據國家及有關行業標準，參照設備技術參
數、運行經驗及供應商的建議，所預先安排的設備檢修。3.25
非計劃檢修
計劃檢修以外的所有檢修。3.26
特殊運行方式
發電廠或電網接線方式與正常運行方式（包括正常檢修方式）有重大變化時，發電廠或電網相應 的運行方式。3.27
黑啟動
當某電力系統因故障全部停運后，通過該系統中具有自啟動能力機組的啟動，或通過外來電源供
給，帶動系統內其它機組，逐步恢復系統運行的過程。3.28
安全自動裝置
在電力系統中發生故障或異常運行時，起控制作用的自動裝置。如自動重合閘、備用電源和備用
設備自動投入、自動切負荷、自動低頻（低壓）減載、發電廠事故自動減出力、事故切機、電氣制動、水輪發電機自動起動、調相改發電、抽蓄水改發電、自動解列及自動調節勵磁等。3.29
水調自動化系統
由水電廠內采集水文、氣象和水庫運行信息的子站、調度機構內對水庫運行進行監視、預報、調
度和管理的主站及相應的數據傳輸通道構成的系統。3.30
調度自動化系統
由采集電網和發電廠運行信息及完成控制功能的子站、調度機構內具有分析、應用、管理功能的
主站和相應的數據傳輸通道構成的為電力調度管理服務的系統。3.31
自動化主站系統
在調度機構內運行的各類調度自動化設備和應用系統。3.32
自動化子站系統
在發電廠、變電站、監控中心現場運行的各類自動化設備和應用系統。3.33
調度自動化管理部門
電網企業內負責本級電網調度自動化專業職能管理和運行管理的部門。3.34
調度自動化子站設備維護部門
電網企業、發電企業、電力用戶中負責自動化子站系統運行維護的部門。3.35
電力通信網
由各種傳輸、交換、終端等通信設備組成的電力系統專用通信網絡，包括基礎網（光纖、數字微波、電力線載波、接入系統等）、支撐網（信令網、同步網、網管網等）和業務網（數據通信網絡、交換系統、電視電話會議系統等）。43.36
電力通信管理部門
電網企業內歸口負責組織、指揮、指導、協調電力通信運行和管理工作的部門。4 總則
4.1 四川電力調度堅持“安全第一、預防為主、綜合治理”的安全生產方針。四川電力系統內各級電
網企業及其調度機構、發電企業、電力用戶有責任共同維護電力系統的安全穩定運行。4.2 四川電力系統實行統一調度，分級管理的原則。4.3 任何單位和個人均不得非法干預電力調度。4.4 本規程是四川電力系統調度管理的基本規程，適用于電力調度運行各相關專業的工作。四川電力
系統內各級調度機構和發電、供電、用電等單位應根據本規程制定本單位的調度規程或現場規程、規定，所頒發的有關規程、規定，均不得與本規程相抵觸。
4.5 四川電力系統內的各級調度機構以及發電、供電、用電單位的運行、管理人員均應遵守本規程。
非電力調度系統人員凡進行涉及四川電力調度運行的有關活動時，也必須遵守本規程。5 調度系統
5.1 四川電力調度系統包括四川電力系統內各級調度機構和發電廠、變電站、監控中心等的運行值班 單位。
5.2 四川電力系統設置三級調度機構，即：
──省級電力調度機構，以下簡稱省調；
──省轄市級電力調度機構，以下簡稱地調；
──縣級電力調度機構，以下簡稱縣調。
5.3 需直接與調度機構進行調度業務聯系的發電廠、變電站、監控中心運行值班人員，應參加由相應
調度機構組織的有關調度規程及電力系統知識的考試，取得《調度系統運行值班合格證書》。同時接受
多級調度機構調度管轄的廠站和監控中心，由最高一級調度機構負責組織考試和頒證工作。5.4 有權接受調度指令的人員應為下級調度機構值班調度員、監控中心值長或正值、發電廠值長或電
氣班長、變電站值班長或正值。
5.5 有調度聯系的單位之間應按規定相互報送有權進行調度聯系的人員名單。6 調度機構的任務和職權 6.1 調度機構的任務
6.1.1 按照電力系統運行客觀規律和有關規定保證電力系統連續、穩定、正常運行，使電能質量指標
符合國家規定的標準。
6.1.2 優化配置資源，充分發揮電力系統的發輸變電設備能力，最大限度地滿足用戶的用電需要。
6.1.3 依據國家法律、法規，按照相關合同或者協議，維護各方的合法權益。6.2 省調的職責和權限
6.2.1 接受國調、網調的調度管理。
6.2.2 負責四川電力系統的調度運行、調度計劃與考核、繼電保護、調度自動化、電力通信、水電廠
水庫調度等專業管理和技術監督。
6.2.3 負責指揮所轄電力系統的運行、操作和事故處理，參與電網事故調查分析。6.2.4 負責組織制定和執行所轄電力系統的運行方式。
6.2.5 負責組織制定和執行所轄電力系統發電、供電調度計劃并實施考核。6.2.6 負責四川電力系統的安全穩定運行管理。6.2.7 負責組織制定和執行所轄電力系統的繼電保護方案。6.2.8 負責所轄水電廠水庫發電調度工作，制定水庫調度方案。5
6.2.9 負責所轄電力通信和調度自動化設備的運行管理。6.2.10 受理并批復新建或改建管轄設備投入運行申請，制定新設備啟動調試調度方案并組織實施。
6.2.11 參與四川電力系統的規劃、工程設計審查及設備選型。6.2.12 負責簽訂所轄發電廠并網調度協議。
6.2.13 會同有關部門制定所轄電力系統緊急拉閘限電序位表和避峰預案。6.2.14 負責組織實施四川電力市場交易，參與華中區域電力市場電力交易。6.2.15 行使國調、網調授予的其它職責。6.3 地調的職責和權限
6.3.1 接受省調的調度管理。
6.3.2 負責所轄電力系統調度運行、調度計劃與考核、繼電保護、調度自動化、電力通信、水電廠水
庫調度等專業管理和技術監督。
6.3.3 負責指揮所轄電力系統的運行、操作和事故處理。
6.3.4 負責組織制定和執行所轄電力系統的運行方式，執行省調下達的運行方式。
6.3.5 負責組織制定和執行所轄電力系統的發電、供電調度計劃并實施考核，執行省調下達的發電、供電調度計劃。
6.3.6 在省調的統一領導下，負責所轄電力系統的安全穩定運行管理。6.3.7 負責組織制定和執行所轄電力系統的繼電保護方案。6.3.8 負責所轄水電廠水庫發電調度工作，制定水庫調度方案。6.3.9 負責所轄電力通信和調度自動化設備的運行管理。
6.3.10 會同有關部門制定所轄電力系統緊急拉閘限電序位表和避峰預案。
6.3.11 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，制定新設備啟動調試調度方案并組織實施。
6.3.12 參與所轄電力系統的規劃、工程設計審查和設備選型。6.3.13 負責簽訂所轄發電廠并網調度協議。
6.3.14 行使省調和本電業局（公司）授予的其它職權。6.4 縣調的職責和權限由管轄的地調規定 7 調度管轄范圍
7.1 省調調度管轄設備范圍
7.1.1 四川 500kV 系統（含 500kV 站內無功補償設備）。
7.1.2 四川電力系統內 220kV 主網架和地區電力系統間 220kV 聯絡線。7.1.3 四川電力系統內裝機容量 10MW 及以上的發電廠及其送出系統。7.1.4 國調、網調委托調度管轄的設備。7.2 地調調度管轄設備范圍
7.2.1 本地區除省調調度管轄外的 220kV 系統。7.2.2 本地區 110kV 及以下系統。
7.2.3 本地區裝機容量 10MW 以下發電廠及其送出系統。7.2.4 本地區與其它地區間的 110kV 聯絡線（由相關地調協商調度）。7.2.5 省調委托調度管轄的設備。
7.3 縣調調度管轄設備范圍由地調另行規定
7.4 各發電廠、變電站的廠（站）用電系統由各廠（站）自行管轄（有明確規定的除外）。7.5 委托與許可
7.5.1 屬上級調度機構調度管轄的設備，根據系統運行的需要，可以委托有條件的下級調度機構代為 調度管轄。
7.5.2 省調調度許可的范圍包括：
7.5.2.1 屬地調調度管轄的 220kV 設備。6
7.5.2.2 省調委托地調調度管轄設備。
7.5.2.3 地調合解不同廠站間電磁環網，且環網內包含省調調度管轄設備。
7.5.2.4 其它運行狀態改變對省調調度管轄系統影響較大的設備（含安控裝置所切設備）。7.6 調度自動化設備調度管轄范圍補充規定
7.6.1 自動化主站系統設備由該級調度自動化管理部門調度管轄（屬上級調度自動化管理部門調度管 轄的除外）。
7.6.2 多級調度機構調度的廠站和監控中心中，多級調度機構共用的調度自動化設備由最高一級調度
自動化管理部門調度管轄。
7.6.3 調度自動化系統數據傳輸通道由相關電力通信管理部門調度管轄。7.7 電力通信調度管轄范圍補充規定
7.7.1 省公司通信自動化中心負責省級電力通信網的調度管理，電業局（公司）電力通信管理部門負
責本地區電力通信網的調度管理。
7.7.2 省公司使用的地區電力通信網通道的運行方式改變、檢修等，應經省公司通信自動化中心許可。
7.7.3 電業局（公司）電力通信管理部門按屬地化原則負責本地區內電力通信設備的運行維護管理。
7.7.4 并網發電廠、用戶變電站的通信站、設備，按資產歸屬關系，由資產擁有者進行運行、維護管 理。8 調度規則
8.1 各級調度機構在電力調度業務活動中是上、下級關系，下級調度機構應服從上級調度機構的調度。
8.2 調度機構調度管轄范圍內的發電廠、變電站、監控中心等的運行值班單位，應服從該調度機構的 調度。
8.3 未經調度機構值班調度員指令，任何人不得操作該調度機構調度管轄范圍內的設備。電力系統運
行遇有危及人身、設備安全的情況時，有關運行值班單位的值班人員應按照現場規程自行處理，并立即
匯報值班調度員。
8.4 調度許可設備在操作前應經上級調度機構值班調度員許可，操作完畢后應及時匯報。當發生緊急 情況時，允許下級調度機構的值班調度員不經許可直接操作，但應及時向上級調度機構值班調度員匯報。
8.5 調度機構調度管轄設備運行狀態的改變，對下級調度機構調度管轄的設備有影響時，操作前、后
應及時通知下級調度機構值班調度員。
8.6 屬廠站管轄設備的操作，如影響到調度機構調度管轄設備運行的，操作前應經調度機構值班調度 員許可。
8.7 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，值班調度員可直接（或者通過下級調度機構值班調度 員）越級向下級調度機構管轄的發電廠、變電站、監控中心等的運行值班單位發布調度指令，并告知相
應調度機構。此時，下級調度機構值班調度員不得發布與之相抵觸的調度指令。8.8 調度機構應執行經政府批準的緊急拉閘限電序位表和避峰預案。8.9 省調調度許可設備的許可規則如下：
8.9.1 省調調度許可設備改變運行狀態，或進行雖不改變運行狀態但對省調調度管轄設備運行有影響 的工作，相關地調應向省調履行許可手續。
8.9.2 地調申請調度許可時，應同時提出對省調調度管轄設備的影響及相應的要求。
8.9.3 省調進行調度許可時，應將對省調調度管轄設備的影響及省調采取的措施告知地調，對地調調
度管轄設備的影響由地調自行考慮。
8.10 非省調調度許可設備，如進行下列工作，地調應參照省調調度許可設備履行許可手續，并在操作
前得到省調值班調度員的許可。
8.10.1 影響省調調度管轄安全自動裝置（系統）切機、切負荷量的工作。8.10.2 影響省調控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的工作。8.10.3 影響省調直調發電廠開機方式或發電出力的工作。7
8.10.4 影響省調調度管轄保護裝置定值的工作。
8.11 調度自動化、電力通信設備的調度許可規則如下： 8.11.1 自動化主站系統設備的操作，如影響上級調度自動化管理部門調度管轄的調度自動化系統運行
或信息完整準確，操作前應得到上級調度自動化管理部門的許可。
8.11.2 電力通信管理部門調度管轄的電力通信設備的狀態或方式的改變，如影響上級電力通信管理部
門調度管轄的電力通信設備的運行方式或傳輸質量，操作前應得到上級電力通信管理部門的許可。
8.11.3 調度自動化、電力通信設備的下列操作，操作前應得到值班調度員的許可。8.11.3.1 影響一次設備正常運行的。8.11.3.2 影響保護裝置正常運行的。8.11.3.3 影響安全自動裝置正常運行的。8.11.3.4 影響調度通信、調度自動化數據的。8.11.3.5 影響自動發電控制（AGC）、自動電壓控制（AVC）功能實施的。8.11.3.6 影響電力調度業務正常進行的其它操作。9 調度指令
9.1 各級調度機構值班調度員是電力系統運行、操作和事故處理的指揮員，應按照規定發布調度指令，并對其發布的調度指令的正確性負責。接受調度指令的調度系統值班人員必須執行調度指令，并對指令
執行的正確性負責。調度系統值班人員不得無故不執行（包括不完全執行）或延遲執行上級值班調度員 的調度指令。調度系統值班人員發布或者執行調度指令，受法律保護，并承擔相應的責任。任何單位和
個人不得非法干預調度系統值班人員發布或執行調度指令。
9.2 進行調度業務聯系時，必須準確、簡明、嚴肅，正確使用調度規范用語，互報單位、姓名。嚴格
執行下令、復誦、監護、錄音、記錄、匯報和調度圖板使用等制度。調度系統值班人員在接受調度指令
時，應主動復誦指令下達時間和內容并與發令人核對無誤后才能執行。指令執行完畢后，應立即向值班
調度員匯報執行情況和完成時間，接受匯報的值班調度員應復誦匯報內容，以“執行完成時間”確認指
令已執行完畢，并及時更改調度圖板。值班調度員在發布調度指令、接受匯報和更改調度圖板時，均應
進行監護，并做好錄音和記錄。
9.3 接受調度指令的調度系統值班人員認為所接受的調度指令不正確或執行調度指令將危及人身、設
備及系統安全的，應當立即向發布調度指令的值班調度員提出意見，由其決定該指令的執行或者撤銷。
發布該指令的值班調度員決定執行時，接受調度指令的值班人員應當執行該指令。
9.4 上級領導發布的有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度員。非調度機構負
責人，不得直接要求值班調度員發布調度指令。
9.5 發供用電單位和調度機構負責人發布的指示，如涉及上級調度機構值班調度員的權限時，必須經
上級調度機構值班調度員的許可后才能執行，現場事故處理規程內已有規定者除外。9.6 調度系統值班人員接到與上級值班調度員發布的調度指令相矛盾的其它指示時，應立即匯報上級
值班調度員。如上級值班調度員重申他的調度指令，調度系統值班人員應立即執行。若調度系統值班人
員不執行或延遲執行調度指令，則未執行調度指令的調度系統值班人員以及不允許執行或允許不執行調
度指令的領導人均應負責。
9.7 對于不按調度指令用電者，值班調度員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電
力系統安全的需要，下令暫時部分或全部停止向其供電。對于不按調度指令發電者，值班調度員應予以
警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電力系統安全的需要，經請示調度機構負責人同意后，下令暫時停止其部分或全部機組并網運行。對于不滿足并網條件的發電企業、地方電網，調度機構可以
拒絕其并網運行。擅自并網的，可下令其解列。
9.8 在特殊情況下，為保證電能質量和電力系統安全穩定運行，值班調度員下令限電，接受限電指令 的調度系統值班人員應迅速地按指令進行限電，并如實匯報限電情況，對不執行指令或達不到要求限電
數量者按違反調度紀律處理。8
9.9 當發生不執行調度指令、違反調度紀律的行為時，相關調度機構應立即組織調查，提交相關部門，依據相關法律、法規和規定處理。10 運行調整與控制
10.1 頻率及川渝聯絡線潮流
10.1.1 電力系統標準頻率是 50Hz，其偏差不應超過±0.2Hz。在正常情況下，系統頻率按 50±0.1Hz 控制。系統內所有發電廠均應監視頻率。各調度機構、發電廠均有義務維持電力系統標準頻率。
10.1.2 四川電網與華中主網并列運行時，系統的頻率調整和川渝聯絡線潮流的控制方式按國調、網調
下達的有關聯網運行規定執行。
10.1.3 四川（川渝）電網與華中主網解列運行時，系統的頻率由四川省調值班調度員統一指揮（重慶市調負責調整川渝聯絡線潮流）。10.1.4 地區電網與四川主網解列運行時，其頻率的調整和控制，由省調指定相關地調或發電廠負責。
10.1.5 發電廠必須按照值班調度員下達的調度指令運行，根據調度指令開停機爐、調整出力、維持備 用容量，不允許以任何借口不執行或者拖延執行調度指令。當發電廠因故不能使其出力與調度指令相符
時，應立即匯報值班調度員。
10.1.6 省調值班調度員可根據系統運行需要指定發電廠調整系統頻率或聯絡線潮流。當發電廠出力或
送出線路輸送容量達規定限值時，應立即匯報值班調度員。
10.1.7 值班調度員有權根據系統運行情況調整本調度機構下達的日發電、供電調度計劃，相關調度系 統值班人員應按發布的調整指令執行。
10.1.8 并網運行的機組應投入一次調頻功能，未經值班調度員許可不應退出。機組的一次調頻參數應
符合調度機構的有關規定。
10.1.9 省調值班調度員可根據系統需要對 AGC 投退、控制模式以及 AGC 可調容量進行調整。
10.1.10 在系統發電能力不足時，各單位應嚴格按計劃用電。調度機構可以對超計劃使用電力或電量 的單位實施限電，由此產生的后果由超計劃使用電力或電量的單位負責。
10.1.11 各級調度機構應會同有關部門制定拉閘限電序位表，報本級政府主管部門批準后執行。如果
自報送之日起，三十日內沒有批復，調度機構即可按上報的序位表執行。10.2 無功電壓
10.2.1 電力系統中的無功功率應實行分層、分區、就地平衡的原則，避免長距離輸送。10.2.2 無功電壓的調度管理按調度管轄范圍分級負責，其中并入 110kV 及以下系統的發電廠無功電壓
調度管理由地調統一負責，各級調度機構應做好所轄電力系統的無功功率平衡工作。
10.2.3 四川電力系統 220kV 及以上母線均列為電壓監測考核點，按調度管轄范圍由相應調度機構統
計，由上一級調度機構考核。110kV 及以下電壓監測考核點由相應調度機構按有關規定進行設置與統計，由上級主管部門進行考核。
10.2.4 并入四川電力系統的各發電廠機組應具備《電力系統電壓和無功電力技術導則》規定的進相與
遲相運行能力，經調度機構認可的進相運行試驗及安全校核后，由相應的調度機構下達機組的低勵限制 值。
10.2.5 并入四川電力系統的大用戶，應按《電力系統無功補償設備配置原則》的有關要求，配足無功 補償設備，并根據調度機構下達的電壓曲線要求及時進行補償設備的投切，保證將高壓母線電壓控制在
曲線規定的范圍之內。
10.2.6 各級電力系統的電壓曲線，由相應調度機構按豐、枯季節制定下達執行并報上一級調度機構備
案。電壓曲線的制定，應符合《電力系統電壓和無功電力技術導則》、《電力系統電壓和無功電力管理
條例》和《電壓質量和無功電力管理規定》的有關要求。10.2.7 無功電壓的正常運行與調整
10.2.7.1 各發電廠的運行值班人員，應按照調度機構下達的電壓曲線要求監視和調整電壓，將運行電
壓控制在允許的偏差范圍之內。原則上應采用逆調壓方法調整母線運行電壓。9
高峰負荷時，應按發電機 P－Q 曲線的規定限額，增加發電機無功出力，使母線電壓在電壓曲
線的偏上限區域運行，必要時可采用降低有功出力增加無功出力的措施；
b)低谷負荷時，應降低發電機無功出力，具有進相能力的機組應按需采用進相運行方式，使母
線電壓在電壓曲線的偏下限區域運行；
c)平段負荷時，應合理調節機組無功出力，使母線電壓運行在電壓曲線的中間值；
d)當發電機無功出力調整達到極限后，如母線電壓仍不能滿足電壓曲線的要求，應及時匯報值
班調度員。
10.2.7.2 各變電站、監控中心的運行值班人員，應認真監視并及時調整運行電壓，做好調整記錄，當
運行電壓超出電壓曲線規定范圍時及時匯報值班調度員。
10.2.7.3 裝有無功補償設備的變電站，應根據運行電壓情況及時投切無功補償設備，原則上應采用逆
調壓方法進行。
a)高峰負荷電壓偏低運行時，應投入無功補償電容器，切除無功補償電抗器，提高母線運行電
壓；
b)低谷負荷電壓偏高運行時，應切除無功補償電容器，投入無功補償電抗器，降低母線運行電
壓；
c)當無功補償設備已全部投入或切除后，電壓仍不能滿足要求時，可自行調整有載調壓變壓器
電壓分接頭運行檔位，如電壓還不能滿足要求，應及時匯報值班調度員；
d)各變電站裝設的電壓無功自動控制裝置（VQC），由管轄該裝置的調度機構下達運行定值，裝
置的投、退應匯報值班調度員。10.2.7.4 各廠站變壓器分接頭檔位的運行調整
a)無載調壓變壓器的電壓分接頭，由調度機構從保證電壓質量和降低電能損耗的要求出發，規
定其運行檔位，未經調度機構同意，不得自行改變；
b)裝有有載調壓變壓器的各廠站，必須在充分發揮本廠站無功調整設備（發電機、補償電容器、補償電抗器、靜止補償器等）的調整能力的基礎上，才能利用主變壓器分接頭調壓，并做好
調整記錄；當變電站 220kV 母線電壓低于 205kV、500kV 母線電壓低于 490kV 時，調整主變分
接頭應經省調值班調度員許可。
10.2.7.5 各級值班調度員應監視電壓監測點和考核點的電壓，積極采取措施，確保電壓在合格范圍內。
10.2.7.6 在進行發電廠和變電站無功電壓調整時，值班調度員應充分發揮變電站無功補償設備的調壓 作用，原則上盡可能使發電機組留有一定的無功備用容量，以提高發電機組的動態電壓支撐作用。10.2.7.7 裝有高壓電抗器的線路原則上不允許無高壓電抗器運行。
10.2.7.8 在正常運行方式時，500kV 各廠站母線電壓最高不應超過 550kV（有特殊要求的按有關規定 執行），最低電壓不應影響系統同步穩定、電壓穩定、廠用電的正常使用及下一級電壓的調節。
10.2.7.9 向 500kV 空載線路充電，在暫態過程衰減后，線路末端電壓不應超過 575kV，持續時間不應 大于 20 分鐘。
10.2.8 電壓調整主要有以下措施：
10.2.8.1 調整發電機、靜止無功補償裝置無功出力。10.2.8.2 投切電容器、電抗器。
10.2.8.3 調整有載調壓變壓器分接頭。10.2.8.4 改變電力系統運行方式。
10.2.8.5 在不影響系統穩定水平的前提下，按預先安排斷開輕載線路或投入備用線路。10.2.8.6 對運行電壓低的局部地區限制用電負荷。11 系統操作 a)10
11.1 系統操作應按調度管轄范圍進行。省調調度管轄設備，其操作應由省調值班調度員下達指令后方
可執行，省調調度許可范圍內的設備，在操作前必須得到省調值班調度員的許可。省調調度管轄設備方 式變更，對下級調度管轄的系統有影響時，省調值班調度員應在操作前通知有關的下級調度值班調度員。
11.2 操作前應認真考慮以下問題：
11.2.1 運行方式改變后系統的穩定性和合理性，有、無功功率平衡及必要的備用容量，防止事故的對 策。
11.2.2 操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化，避免發生潮流超過穩定極限、設備過負荷、電壓超過正常允許范圍等情況，必要時可先進行分析計算。
11.2.3 繼電保護、安全自動裝置運行方式是否合理，變壓器中性點接地方式、變壓器分接頭位置、無
功補償裝置投入是否正確。
11.2.4 操作對安控、通信、自動化、計量、水庫調度等方面的影響。
11.2.5 開關和刀閘的操作是否符合規定，嚴防非同期并列、帶地線送電、帶負荷拉合刀閘及 500kV 系統用刀閘帶電拉合 GIS 設備短引線等誤操作。
11.2.6 新建、擴建、改建設備的投運，或檢修后可能引起相序、相位或二次接線錯誤的設備復電時，應查明相序、相位及相關二次接線正確。11.2.7 注意設備缺陷可能給操作帶來的影響。
11.2.8 對調度管轄范圍以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。11.3 操作指令分單項、逐項、綜合三種。
11.3.1 只對一個單位，只有一項操作內容的操作，如發電廠開停機爐、投退 PSS 等，值班調度員可以
發布單項指令，由接受調度指令的調度系統值班人員操作，發、受令雙方均應作好記錄并錄音。
11.3.2 涉及兩個及以上單位或前后順序需要緊密配合的操作，如線路停送電等，應下達逐項操作指令，操作時值班調度員應事先按操作原則擬定操作指令票，再逐項下達操作指令。接受調度指令的調度系統
值班人員應嚴格按值班調度員的指令逐項執行，未經發令人許可，不得越項進行操作。11.3.3 只涉及一個單位、一個綜合任務的操作，如主變停送電等，值班調度員可以下達綜合指令，明
確操作任務或要求。具體操作項目、順序由接受調度指令的調度系統值班人員自行負責，操作完畢后向
值班調度員匯報。11.4 操作指令票制度
11.4.1 除下列情況，系統操作應填寫操作指令票。11.4.1.1 事故及緊急異常處理。
11.4.1.2 發電廠開停機爐、加減出力。11.4.1.3 拉閘限電。
11.4.1.4 單獨投退繼電保護（包括重合閘）。11.4.1.5 投退低壓電抗器、低壓電容器。
11.4.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次調頻功能。11.4.2 填寫操作指令票應以停修申請書、安全自動裝置啟停調整通知單、繼電保護定值通知單、啟動
投產方案、電力系統運行規定和日計劃等為依據。對于臨時的操作任務，值班調度員可以根據系統運行
狀態（必要時商有關專業人員），按照有關操作規定及要求填寫操作指令票。11.4.3 填寫操作指令票前，值班調度員應與操作相關單位值班人員仔細核對有關一、二次設備狀態（包
括開關、刀閘、中性點方式、保護、安全自動裝置、安全措施等）。11.4.4 填寫操作指令票時應做到任務明確、字體工整、無涂改，正確使用設備雙重（或三重）命名和
調度術語。操作指令票必須經過擬票、審票、下令、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成，擬票人、審核人、下令人、監護人必須簽字。
11.4.5 調度系統值班人員應根據操作指令或預先下達的操作指令票，結合現場實際情況，按照現場有
關規程、規定填寫具體的現場操作票，保證現場一、二次設備符合操作要求和相應的運行方式。現場操
作票應考慮以下主要內容： 11
11.4.5.1 一次設備停電后才能退出繼電保護，一次設備送電時應先投入繼電保護。11.4.5.2 廠用變、站用變電源的切換。11.4.5.3 直流電源的切換。
11.4.5.4 交流電流、電壓回路和直流回路的切換。11.4.5.5 根據一次接線調整二次跳閘回路。
11.4.5.6 根據一次接線決定母差保護的運行方式。
11.4.5.7 開關、主變停運，二次回路有工作（或一次設備工作影響二次回路），需將保護停用或電流
互感器短接退出。
11.4.5.8 現場規程規定的二次回路需作調整的其它內容。11.4.6 值班調度員只對自己發布的調度指令正確性負責，不負責審核接受調度指令的調度系統值班人
員所填寫的現場操作票中所列具體操作內容、順序等的正確性。11.4.7 預先下達的操作指令票只作為操作前的準備，操作單位值班人員必須得到值班調度員正式發布 的“操作指令”和“發令時間”后，才能進行操作。嚴禁未得到值班調度員的“操作指令”擅自按照“預
定聯系時間”進行操作。
11.4.8 在填寫操作指令票、現場操作票或操作過程中，若有疑問應立即停止，待核實清楚再繼續進行；
若需要改變操作方案，值班調度員應重新填寫操作指令票。
11.5 在調度運行中，出現需要借用旁路（或母聯）開關的情況時，應做到：
11.5.1 借用旁路（或母聯）開關的值班調度員主動征得管轄該開關的值班調度員同意，進行調度關系
轉移，并明確預計借用期限。
11.5.2 管轄旁路（或母聯）開關的值班調度員，將調度關系轉移情況通知開關操作單位值班人員，由
借用該開關的值班調度員下達全部操作指令。
11.5.3 借用開關的值班調度員在該開關使用完畢轉為備用或事先商定的方式后，歸還給管轄該開關的
值班調度員，恢復原調度關系。
11.6 系統中的正常操作，應盡可能避免在下列時間進行。但事故處理或改善系統不正常運行狀況的操
作，應及時進行，必要時應推遲交接班。11.6.1 交接班時。
11.6.2 雷雨、大風等惡劣天氣時。11.6.3 系統發生異常及事故時。11.6.4 系統高峰負荷時段。
11.6.5 通信中斷或調度自動化設備異常影響操作時。11.7 系統解并列操作規定
11.7.1 并列操作時，要求相序、相位相同，頻率偏差在 0.3Hz 以內。機組與系統并列，并列點兩側電
壓幅值差在 1％以內；系統與系統并列，并列點兩側電壓幅值差在 10％以內。事故時，允許 220kV 系統
在電壓幅值差不大于 20％、500kV 系統在電壓幅值差不大于 10％，頻率差不大于 0.5Hz 的情況下進行
并列，并列頻率不得低于 49Hz。所有并列操作必須使用同期裝置。
11.7.2 解列操作前，應先將解列點有功功率調整至接近于零，無功功率調整至最小，使解列后的兩個
系統頻率、電壓均在允許范圍內。11.8 合解環路的操作規定
11.8.1 合環操作必須相位相同，保證合環后各環節潮流的變化不超過繼電保護、安全自動裝置、系統
穩定和設備容量等方面的限額。合環前應將合環點兩端電壓幅值差調整至最小，220kV 環路一般允許合
在 20％，最大不超過 30％；合 500kV 環路（包括 500kV/220kV 電磁環路）一般不超過 10％，最大不超
過 20％。合環時合環角差 220kV 一般不超過 30 度，500kV（包括 500kV/220kV 電磁環路）一般不超過 度。合環操作宜經同期裝置檢定，如果沒有同期裝置或需要解除同期閉鎖合環，需經省調分管領導 批準。12
11.8.2 解環操作應先檢查解環點的有、無功潮流，確保解環后系統各部分電壓在規定范圍內，各環節 的潮流變化不超過繼電保護、安全自動裝置、系統穩定和設備容量等方面的限額。11.8.3 用刀閘合解站內 220kV 環路時，應退出環內開關操作電源。
11.8.4 500kV/220kV 電磁環網解環后，不允許在 500kV 與 110kV 及以下系統間構成電磁環網。如需轉
供負荷，必須采用停電倒換方式。11.9 線路停送電操作規定 11.9.1 一般規定
11.9.1.1 線路充電時充電側開關應啟用完備的繼電保護。重合閘無法自動閉鎖的，現場自行負責將重
合閘停用，充電正常后自行恢復啟用。
11.9.1.2 投入或切除空載線路時，勿使系統電壓發生過大的波動，勿使空載線路末端電壓升高至允許
值以上，勿使發電機產生自勵磁。
11.9.1.3 應考慮潮流變化，勿使運行線路過負荷或相關控制輸電斷面輸送功率超過穩定限額。
11.9.1.4 充電端的運行主變壓器應至少有一臺中性點接地。11.9.1.5 注意線路上是否有“T”接負荷。
11.9.1.6 如一側為發電廠，一側為變電站，一般從變電站側停送電，發電廠側解合環（解并列）；如
果兩側均為變電站或發電廠，一般從短路容量大的一側停送電，短路容量小的一側解合環（解并列）；
有特殊規定或經領導批準的除外。
11.9.1.7 任何情況下嚴禁“約時”停電和送電。11.9.2 500kV 線路停送電還應注意：
11.9.2.1 對帶有高抗的線路送電時，線路高抗及其保護應可靠投入，若高抗停運線路送電應經過省公
司分管領導批準。
11.9.2.2 應充分考慮線路充電功率對系統電壓的影響。線路充電前應降低充電端電壓，充電后末端電
壓超過 575kV 時，應設法降低電壓，如 20 分鐘內不能降至 575kV 以下，應拉開線路充電側開關。
11.9.2.3 在未經試驗和批準的情況下，不得對末端帶有變壓器的線路進行停送電。
11.9.2.4 線路停電后廠站應將該線路遠跳裝置退出，開關停運后應將該開關啟動遠跳的壓板退出。
11.10 變壓器操作規定
11.10.1 變壓器并列運行的條件 11.10.1.1 接線組別相同。
11.10.1.2 電壓比相差不超過 5％。11.10.1.3 短路電壓差不超過 5％。
當上列條件不能完全滿足時，應經過計算或試驗，如肯定任何一臺變壓器都不會過負荷時，允許 并列運行。
11.10.2 變壓器投入時，一般先合電源側開關，停用時，一般先停負荷側開關；500kV 變壓器停送電，宜從 500kV 側停電或充電，必要時也可以從 220kV 側停電或充電。
11.10.3 變壓器充電時，應啟用完備的繼電保護，考慮變壓器充電勵磁涌流對繼電保護的影響，并檢
查調整充電側母線電壓及變壓器分接頭位置，防止充電后各側電壓超過規定值。
11.10.4 并列運行的兩臺變壓器，其中性點接地刀閘須由一臺倒換至另一臺時，應先合上另一臺中性
點接地刀閘，再拉開原來的中性點接地刀閘。
11.10.5 中性點直接接地系統中投入或退出變壓器時，應先將該變壓器中性點接地。調度要求中性點
不接地運行的變壓器，在投入系統后應拉開中性點接地刀閘，運行中變壓器中性點接地方式應符合繼電 保護規定。
11.11 500kV 高壓電抗器操作規定
11.11.1 高壓電抗器送電前，高壓電抗器保護、遠方跳閘保護裝置應正常投入。11.11.2 拉合線路高壓電抗器刀閘應在線路檢修狀態下進行。
11.11.3 高壓電抗器停運或高壓電抗器保護檢修，應退出高壓電抗器保護及啟動遠跳回路壓板。13
11.12 500kV 串聯補償裝置操作規定
11.12.1 操作 500kV 串聯補償裝置（以下簡稱串補裝置）刀閘、旁路刀閘時，必須在串補裝置旁路開
關合閘的狀態下進行。11.12.2 嚴禁用 500kV 串補裝置刀閘、旁路刀閘拉、合線路負荷電流。
11.12.3 嚴禁在 500kV 串補裝置旁路刀閘分閘的情況下，用刀閘對串補裝置充電。
11.12.4 正常情況下，帶串補裝置線路停電前，應先將串補裝置轉為冷備用或檢修狀態，再進行線路
停電操作；帶串補裝置線路送電前，要求串補裝置必須處于冷備用狀態，線路送電正常帶負荷后，再將
串補裝置轉運行。11.13 母線操作規定
11.13.1 母線操作時，廠站應根據現場規程及時調整母差保護運行方式。11.13.2 母線停送電操作時，應注意防止電壓互感器低壓側向母線反充電。
11.13.3 在中性點直接接地系統中，變壓器向母線充電時，被充電母線側變壓器中性點應可靠接地，操作完畢恢復正常運行方式后，變壓器中性點的接地方式應符合繼電保護規定。
11.13.4 用母聯開關向母線充電時，廠站運行值班人員在充電前應投入母聯開關充電保護，充電正常
后退出充電保護。
11.13.5 雙母線接線方式的廠站，運行元件由一組母線倒至另一組母線時，應先退出母聯開關的操作 電源。
11.13.6 當雙母線接線的兩組母線電壓互感器只有一組運行時，應將兩組母線硬聯運行（可退出母聯
開關操作電源或用刀閘硬聯兩組母線）或者將所有運行元件倒至運行電壓互感器所在的母線。
11.14 開關操作規定
11.14.1 開關合閘前，廠站運行值班人員應確認相關設備的繼電保護已按規定投入。開關合閘后，應
檢查確認三相均已接通，三相電流平衡。
11.14.2 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作的，應進行三相同時操作，不得
進行分相操作。
11.14.3 3/2(含 4/3 接線，下同)接線方式的廠站，設備送電時，宜先合母線側開關，后合中間開關，停電時宜先拉開中間開關，后拉開母線側開關。
11.14.4 操作旁路開關代路時，應按規定相應調整繼電保護和安全自動裝置。11.15 刀閘操作規定
11.15.1 允許用刀閘進行下列帶電操作：
11.15.1.1 系統無接地故障時，拉、合電壓互感器。11.15.1.2 無雷電時，拉、合避雷器。
11.15.1.3 拉、合 220kV 及以下空載母線，原則上不進行 500kV 刀閘拉、合母線操作。11.15.1.4 拉、合變壓器中性點接地刀閘。如中性點上有消弧線圈，應在系統沒有接地故障時進行。
11.15.1.5 拉、合經開關或刀閘閉合的旁路電流（在拉、合經開關閉合的旁路電流時，應先將開關操 作電源退出）。11.15.1.6 拉、合 3/2 接線方式的母線環流（應采用遠方操作方式，解環前應確認環內所有開關在合 閘位置）。
11.15.2 嚴禁帶電用刀閘拉、合空載變壓器、空載線路、并聯電抗器及 500kV GIS 設備短引線。
11.16 零起升壓操作規定
11.16.1 對線路零起升壓，應保證零升系統各點的電壓不超過允許值，避免產生發電機自勵磁和設備
過電壓，必要時可降低發電機轉速。
11.16.2 零起升壓時，擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，發電機的強行勵磁、自動
電壓校正器、復式勵磁等裝置應停用，發電機保護應完備可靠投入，并退出聯跳其它非零起升壓回路開 關壓板。
11.16.3 升壓線路保護應完備可靠投入，并退出聯跳其它非零起升壓回路開關的壓板和重合閘。14
11.16.4 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，該主變壓器保護應完備并可靠投入，并退出聯跳其
它非零起升壓回路開關的壓板，主變壓器中性點應接地。
11.16.5 雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應采取措施防止誤動作，母聯開關應保持冷
備用，防止開關誤合造成非同期并列。12 事故處理 12.1 一般原則
12.1.1 各級調度機構值班調度員是電力系統事故（含異常，下同）處理的指揮者，按調度管轄范圍劃
分事故處理權限和責任，并在事故發生和處理過程中及時互通情況、協調配合。12.1.2 事故處理時，調度系統值班人員應遵循以下原則：
12.1.2.1 迅速限制事故的發展，消除事故的根源，解除對電網、人身、設備安全的威脅。12.1.2.2 保持正常設備的運行和對重要用戶及廠、站用電的正常供電，迅速將解網部分恢復并網運行。
12.1.2.3 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電。12.1.2.4 調整系統運行方式，使其恢復正常。
12.1.2.5 及時將事故及處理情況向有關領導匯報，并告知有關單位和提出事故原始報告。12.1.3 發生事故時，運行值班人員應立即向值班調度員簡要匯報事故情況以及相關設備的狀態和潮流
情況，經檢查后再詳細匯報如下內容： 12.1.3.1 保護裝置動作及通道運行情況。12.1.3.2 設備外部有無明顯缺陷及事故象征。12.1.3.3 故障錄波器、故障測距裝置動作情況。12.1.4 事故處理時，調度系統值班人員應迅速正確地執行上級值班調度員的調度指令，凡對系統有重 大影響的操作須取得上級值班調度員的指令或許可。上級值班調度員必要時可越級發布調度指令，但事
后應盡快通知有關下級值班調度員。非事故單位應加強運行監視，不得在事故當時向調度機構和事故單
位詢問事故情況或占用調度電話。
12.1.5 發生以下事故時，下級值班調度員應立即向上級值班調度員匯報。12.1.5.1 上級調度機構調度許可設備故障。
12.1.5.2 影響上級調度機構調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的。12.1.5.3 影響上級調度機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的。12.1.5.4 影響上級調度機構直調發電廠開機方式或發電出力的。
12.1.5.5 其它影響上級調度機構調度管轄系統安全運行或需要上級調度機構協調、配合處理的。
12.1.6 為防止事故擴大，調度系統運行值班人員應不待調度指令自行進行以下緊急操作，但事后須盡
快匯報值班調度員。
12.1.6.1 將直接對人身和設備安全有威脅的設備停電。12.1.6.2 將故障停運已損壞的設備隔離。
12.1.6.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源。
12.1.6.4 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，廠站運行值班人員迅速按現場規程規定調整保 護。
12.1.6.5 系統事故造成頻率嚴重偏差時，各發電廠調整機組出力和啟停機組協助調頻。12.1.6.6 其它在廠站現場規程中規定可以不待調度指令自行處理者。
12.1.7 設備出現故障跳閘后，設備能否送電，廠站值班人員應根據現場規程規定，向值班調度員匯報 并提出要求。
12.1.8 事故處理時，無關人員應迅速離開調度室。值班調度員有權要求有關專業人員到調度室協助事 故處理。
12.1.9 事故處理時，現場應保證至少一名有資格進行調度聯系的人員堅守崗位，負責與值班調度員聯 系。15
12.1.10 事故處理時，各單位負責人對本單位調度系統值班人員發布的指示不應與上級值班調度員的
調度指令相抵觸。
12.1.11 事故處理完畢后，事故單位應整理事故報告，及時匯報有關部門。12.2 線路事故處理
12.2.1 試運行線路、電纜線路故障跳閘不應強送。其它線路跳閘后，值班調度員可下令對線路強送電
一次。如強送不成功，需再次強送，應經本調度機構分管領導同意，有條件時可對故障線路零起升壓。
12.2.2 線路發生故障后，值班調度員應及時通知有關部門進行事故巡線，巡線有結果后應及時匯報值
班調度員。事故巡線時，若未得到值班調度員“XX 線路停電巡線”指令，則應始終認為該線路帶電。
12.2.3 線路故障跳閘后，強送前應考慮：
12.2.3.1 正確選擇強送端，使系統穩定不致遭到破壞。在強送前，要檢查重要線路的輸送功率在規定 的限額之內，必要時應降低有關線路的輸送功率或采取提高系統穩定的措施，盡量避免用發電廠或重要
變電站側開關強送。
12.2.3.2 強送的開關應完好，且啟用完備的繼電保護。無閉鎖重合閘裝置的，應將重合閘停用。
12.2.3.3 若事故時伴隨有明顯的事故象征，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，應查明原因后再考慮能否 強送。
12.2.3.4 強送前應調整強送端電壓，使強送后首端和末端電壓不超過允許值。
12.2.3.5 若開關遮斷次數已達規定值，由現場運行值班人員根據規定，向值班調度員提出要求。
12.2.3.6 當線路保護和線路高抗（串補裝置）保護同時動作跳閘時，應按線路和高抗（串補裝置）同
時故障來考慮事故處理。
12.2.3.7 線路有帶電作業，明確要求停用線路重合閘、故障跳閘后不得強送者，在未查明原因且工作
人員撤離現場之前不得強送。
12.2.3.8 強送端的運行主變壓器應至少有一臺中性點接地。對帶有終端變壓器的 220kV 線路強送電，終端變壓器的中性點必須接地。12.3 發電機事故處理
12.3.1 發電機異常或跳閘后，發電廠運行值班人員應立即匯報值班調度員，并按現場規程進行處理。
12.3.2 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應不待調度指令，立即減少發電機有功，增
加勵磁，使機組恢復同步運行。如果處理無效，應將機組與系統解列，檢查無異常后盡快將機組再次并 入系統。
12.3.3 機組失去勵磁時而失磁保護未動，發電廠運行值班人員應立即將機組解列。12.3.4 發電機對空載長線零起升壓產生自勵磁時，應立即降低發電機轉速，并將該線路停電。12.4 變壓器事故處理
12.4.1 變壓器的主保護（重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護）動作跳閘，應對變壓器及保護進
行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得對變壓器強送電。
12.4.2 變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對
變壓器試送電一次；如有故障，在找到故障并有效隔離后，也可試送一次。
12.4.3 變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象（如電壓電流突變、系統有沖擊、弧光、聲響等）應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查。如未發現異常可試送一次。
12.4.4 變壓器輕瓦斯保護動作發信，應立即進行檢查，確認變壓器能否運行。12.4.5 并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調
整變壓器中性點接地方式。12.5 高壓電抗器事故處理
12.5.1 高壓電抗器的全部主保護動作跳閘，在未查明原因和消除故障之前，不能進行強送電。12.5.2 高壓電抗器單一主保護動作跳閘，在檢查電抗器外部無明顯故障、檢查瓦斯氣體和故障錄波器
動作情況，證明電抗器內部無明顯故障者，經運行單位分管領導同意后，可以試送一次，有條件時可進 行零起升壓。16
12.5.3 高壓電抗器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可試送一次。
12.6 串補裝置事故處理
12.6.1 當串補裝置出現異常后，廠站運行值班人員應根據現場運行規程判斷串補裝置能否繼續運行。
若不能繼續運行或判斷不明時，盡快匯報省調值班調度員，省調值班調度員應立即將串補裝置退出運行，轉檢修狀態后檢查、處理，線路及高抗可以繼續運行。12.6.2 串補裝置旁路開關合閘拒動或合閘閉鎖時，允許線路帶串補裝置由運行轉檢修。此時，線路接
地操作應在線路轉冷備用 15 分鐘后進行。
12.6.3 串補裝置本體保護動作，串補裝置退出運行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得對串補 裝置送電。
12.6.4 線路故障，線路兩側三相跳閘后，應將串補裝置轉冷備用狀態，并立即檢查線路、高抗、串補
裝置的保護動作情況。線路送電正常，且串補裝置檢查無異常后，串補裝置才能投入運行。12.7 母線事故處理 12.7.1 當母線失壓后，廠站運行值班人員應立即匯報值班調度員，同時將失壓母線上的開關全部斷開，并迅速恢復受影響的廠站用電。12.7.2 當母線故障后，廠站運行值班人員應立即對故障母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理。
12.7.2.1 找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對失壓母線恢復送電。
12.7.2.2 找到故障點但不能迅速隔離的，應將該母線轉冷備用或檢修。若系雙母線接線方式中的一條 母線故障，應在確認故障母線上的元件無故障后，將其倒至運行母線再恢復送電（注意：一定要先拉開
故障母線上的刀閘后再合上運行母線上的刀閘）。
12.7.2.3 經過檢查不能找到故障點時，可對失壓母線試送電一次。對失壓母線進行試送宜采用外來電
源，試送開關應完好，并啟用完備的繼電保護。有條件者可對失壓母線進行零起升壓。12.7.2.4 當母線保護動作跳閘，應檢查母線保護，如確認為保護誤動，應停運該誤動保護，按規定調
整系統相關保護定值，恢復母線送電。
12.7.2.5 當開關失靈保護動作引起母線失壓時，應盡快隔離已失靈開關，恢復母線供電。12.7.3 廠站運行值班人員應根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，判明事故情況，切不可
只憑廠站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。值班調度員也應與廠站值班人員核對現狀，切
不可只憑母線失電而誤認為變電站全站失壓。12.7.4 母線無壓時，廠站運行值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經值班調度員許可，嚴禁在
設備上工作。
12.8 開關故障處理
12.8.1 開關操作時，發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合不成功應盡快采取措施將該開關拉開；當開關運行中兩相斷開時，應立即將該 開關拉開。
12.8.2 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情
況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開此開關。
12.8.3 開關因本體或操作機構異常出現“分閘閉鎖”時，應停用開關的操作電源，并按現場規程進行
處理，仍無法消除故障，可采取以下措施。
12.8.3.1 若為 3/2 接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流，解環前應確認環內所有開
關在合閘位置。
12.8.3.2 其它接線方式用旁路開關代故障開關、用刀閘解環，解環前退出旁路開關操作電源；無法用
旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其它開關倒至另一條母線后，用母聯開關斷開故障開
關；無法倒母線或用旁路開關代路時，可根據情況斷開該母線上其余開關使故障開關停電。12.9 系統頻率異常及事故處理 17
12.9.1 華中電力系統頻率異常由網調負責處理，省調服從網調的指揮，執行《華中電力系統調度管理
規程》的有關規定。12.9.2 當四川電力系統與華中電力系統解列運行，系統頻率降低至 49.8Hz 以下且無備用容量時，調
度系統值班人員應按下述原則進行處理，并注意在處理過程中保證各重要聯絡線不超過穩定限額。
12.9.2.1 當頻率降低至 49.8Hz 以下時，省調值班調度員應命令各地調值班調度員按要求的數量進行
拉閘限電，必要時省調值班調度員可直接按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于 49.8Hz 持
續時間不超過 30 分鐘。
12.9.2.2 當頻率降低至 49.5Hz 以下時，省調值班調度員可立即按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于 49.5Hz 持續時間不超過 15 分鐘。
12.9.2.3 當頻率降低至 48.5Hz 以下時，各廠站運行值班人員應不待調度命令按“拉閘限電序位表”
進行拉閘限電，省調和地調值班調度員可不受“拉閘限電序位表”的限制，直接拉停變壓器或整個變電
站，使頻率迅速恢復至 49.5Hz 以上。
12.9.2.4 當頻率降低至低周減載裝置整定值以下，各廠站運行值班人員應檢查所裝的低周減載裝置的
動作情況，切斷相應頻率未動作的開關，并匯報上級值班調度員。
12.9.2.5 當頻率恢復至 49.8Hz 及以上時，發電出力的改變、停電負荷恢復送電，均應得到省調值班
調度員的同意。
12.9.3 當四川電力系統與華中電力系統解列運行且系統頻率高于 50.2Hz 時，調頻廠應首先降低出力，使頻率恢復到 50.2Hz 以下，如已降低至最小技術出力而頻率仍高于 50.2Hz 時應立即匯報省調，省調值
班調度員應采取措施，降低系統中其余發電廠的出力，必要時可緊急解列部份發電機組。12.10 系統電壓異常及事故處理
12.10.1 當發電廠母線電壓降低至額定電壓的 90％以下時，發電廠運行值班人員應不待調度指令，自
行按現場規程利用機組的過負荷能力使電壓恢復至額定值的 90％以上，并立即匯報值班調度員采取措
施（包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷），以消除發電機的過負荷情況。
12.10.2 當樞紐變電站 500kV 母線電壓下降至 470kV、220kV 母線電壓下降至 190kV 以下時，為了避免
系統發生電壓崩潰，值班調度員須立即采用拉閘限電措施，使電壓恢復至額定值的 95％以上，原則是
首先對電壓最低的地區實施限電。
12.10.3 裝有低電壓解列裝置或低電壓減負荷裝置的廠站，當電壓低至裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令，手動拉開裝置所接跳的開關。
12.10.4 當運行電壓高于設備最高工作電壓時，發電廠應立即采取減少無功出力、進相運行等措施盡 快恢復電壓至正常范圍，并匯報值班調度員；裝有無功補償設備的變電站值班人員應立即切除電容器，投入電抗器，并匯報值班調度員；值班調度員接到匯報后應立即進行處理，使電壓與無功出力及儲備恢 復正常。
12.10.5 當 500kV 廠、站的母線電壓超過 550kV（有特殊要求的按有關規定執行）時，應立即匯報值
班調度員，值班調度員應立即采取降低機組無功出力、切除補償電容器、投入補償電抗器、切除空載線
路、調整變壓器分接頭或經請示領導后停運 500kV 線路等措施，在 20 分鐘之內將電壓降至合格范圍。
12.11 系統異步振蕩事故處理 12.11.1 系統異步振蕩的主要現象
12.11.1.1 系統內各發電機和聯絡線上的功率、電流將有程度不同的周期性變化。系統與失去同步發
電廠（或系統）聯絡線上的電流和功率將往復擺動。
12.11.1.2 母線電壓有程度不同的降低并周期性擺動，電燈忽明忽暗。系統振蕩中心電壓最低。
12.11.1.3 失去同步發電機的有功出力大幅擺動并過零，定子電流、無功功率大幅擺動，定子電壓亦
有降低且有擺動，發電機發出不正常的有節奏的轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。
12.11.1.4 失去同步的兩個系統（發電廠）之間出現明顯的頻率差異，送端頻率升高、受端頻率降低，且略有波動。
12.11.2 系統異步振蕩的處理方法 18
12.11.2.1 對頻率升高的發電廠，應不待調度指令，立即降低機組的有功出力，使頻率下降，直至振
蕩消除，但不應使頻率低于 49.5Hz，同時應保證廠用電的正常供電。
12.11.2.2 對頻率降低的發電廠，應不待調度指令，立即增加機組的有功出力至最大值，并迅速啟動
備用水輪機組，使電網頻率恢復到 49.5Hz 以上，直至振蕩消除。
12.11.2.3 發電廠運行值班人員應不待調度指令，退出機組的 AGC、裝置，AVC增加發電機的無功出力，并發揮其過負荷能力，提高系統電壓；變電站運行值班人員應不待調度指令，退出低壓電抗器，投入低
壓電容器，提高系統電壓。但不應使 500kV 母線電壓超過 550kV、220kV 母線電壓超過 242kV。
12.11.2.4 各級值班調度員應迅速在頻率升高側（送端）降低機組出力直至緊急停機，使頻率下降；
在頻率降低側（受端）采取緊急增加出力、啟動備用水輪機組、事故限電等措施，使頻率升高，直至振 蕩消除。
12.11.2.5 未經值班調度員許可，發電廠運行值班人員不應將發電機解列（現場規程有規定者除外）；
但如發現機組失磁，應不待調度指令，立即將失磁機組解列。
12.11.2.6 如振蕩是因機組非同期合閘引起的，發電廠運行值班人員應立即解列該機組。12.11.2.7 因環狀電網（包括并列運行雙回線路）的解環操作或開關誤跳而引起的電網振蕩，應立即
經同期合上相應的開關。
12.11.2.8 在裝有振蕩解列裝置的發電廠、變電站，應立即檢查振蕩解列裝置的動作情況，當發現裝
置發出跳閘信號而未解列，且系統仍有振蕩時，應立即拉開應解列的開關。
12.11.2.9 如經采取以上所列措施后振蕩仍未消除，應按規定的解列點解列系統，防止事故的擴大，待電網恢復穩定后，再進行并列。12.12 系統同步振蕩事故處理 12.12.1 系統同步振蕩的主要現象
12.12.1.1 發電機和線路上的功率、電流將有周期性變化，但波動較小，發電機有功出力不過零。
12.12.1.2 發電機機端和系統的電壓波動較小，無明顯的局部降低。12.12.1.3 發電機及系統的頻率變化不大，全系統頻率同步降低或升高。12.12.2 系統同步振蕩的處理方法
12.12.2.1 發電廠運行值班人員在發現系統同步振蕩時，可不待調度指令，退出機組 AGC、AVC，適當
增加機組無功出力，并立即向值班調度員匯報。
12.12.2.2 發電廠運行值班人員應立即檢查機組調速器、勵磁調節器等設備，查找振蕩源，若發電機
調速系統故障或勵磁調節器故障，應立即減少機組有功出力，并消除設備故障。如短時無法消除故障，經值班調度員同意，解列該機組。
12.12.2.3 值班調度員應根據系統情況，提高送、受端電壓，適當降低送端發電出力，增加受端發電
出力，限制受端負荷，直至振蕩消除。12.13 單機異步振蕩事故處理 12.13.1 單機異步振蕩的主要現象
異步機組有功、無功、電流大幅擺動，可能出現過零。其余機組變化趨勢與之相反。異步機組有
周期性轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。12.13.2 單機異步振蕩的處理方法
12.13.2.1 發電廠運行值班人員在發現單機異步振蕩后，應不待調度指令立即退出異步機組 AGC、AVC，減少異步機組的有功出力，增加勵磁電流，并匯報值班調度員。
12.13.2.2 采取減少異步機組的有功出力、增加勵磁電流等措施 3 分鐘后，機組仍然未進入同步狀態，發電廠運行值班人員應立即匯報調度值班人員，根據調度指令將失步發電機與系統解列，并做好保廠用 電措施。
12.13.2.3 如果振蕩因機組非同期合閘引起，發電廠運行值班人員應立即解列機組。12.14 系統低頻振蕩事故處理 12.14.1 系統低頻振蕩的主要現象 19
低頻振蕩常出現在弱聯系、遠距離、重負荷輸電線路上以及弱聯系的兩個或兩個以上地區的串聯
系統中，振蕩頻率在 0.2～2.5Hz 范圍內，具有與同步振蕩類似現象。12.14.2 系統低頻振蕩的處理方法
12.14.2.1 應根據振蕩頻率、振蕩分布等信息正確判斷低頻振蕩源。12.14.2.2 降低振蕩源機組有功，減輕重負荷線路潮流，直至振蕩平息。12.14.2.3 提高振蕩區域系統電壓。
12.14.2.4 若有運行機組未投入 PSS 裝置的，令其立即投入。12.15 通信聯系中斷的事故處理
12.15.1 調度機構、監控中心、發電廠、變電站與上級調度機構的專用通信中斷時，各單位應積極主
動采取措施，利用行政通信、郵電通信、經與上級調度機構通信正常的單位中轉、修復通信設備等方式，盡快與上級調度機構進行聯系。如不能盡快恢復，上級調度機構可通過有關下級調度機構的通信聯系轉 達調度業務。
12.15.2 當廠站與調度機構通信中斷時：
12.15.2.1 擔任系統頻率和聯絡線潮流調整任務的發電廠，仍負責調整工作，其它各發電廠均應按規
定協助調整，各發電廠或有無功補償設備的變電站應按規定的電壓曲線調整電壓。12.15.2.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變。
12.15.2.3 正在進行檢修的設備，在通信中斷期間完工，可以恢復運行時，只能待通信恢復正常后，再恢復運行。
12.15.3 當值班調度員下達操作指令后，受令方未重復指令或雖已重復指令但未經值班調度員同意執
行操作前，失去通信聯系，則該操作指令不應執行；若已經值班調度員同意執行操作，可以將該操作指
令全部執行完畢。值班調度員在下達了操作指令后而未接到完成操作指令的匯報前，與受令單位失去通
信聯系，則應認為該操作指令正在執行中。
12.15.4 通信中斷情況下，出現電力系統故障時：
12.15.4.1 廠站母線故障全停或母線失壓時，應盡快將故障點隔離。
12.15.4.2 當電力系統頻率異常時，各發電廠按照頻率異常處理規定執行，并注意線路輸送功率不得
超過穩定限額，如超過穩定極限，應自行調整出力。
12.15.4.3 當電力系統電壓異常時，各廠站應及時調整電壓，視電壓情況投切無功補償設備。12.15.5 凡涉及調度管轄系統安全問題或時間性沒有特殊要求的調度業務聯系，失去通信聯系后，在
與值班調度員聯系前不得自行處理，緊急情況下按廠站規程規定處理。
12.15.6 在失去通信聯系期間，各單位要做好有關記錄，通信恢復后盡快向值班調度員補報通信中斷
期間應匯報事項。
12.16 省調調度自動化系統全停或主要功能失效時的事故處理
12.16.1 通知所有投入 AGC 控制的發電廠改為就地控制方式，按值班調度員要求調整機組出力。
12.16.2 通知所有投入 AVC 控制的廠站改為就地控制方式，按電壓曲線調整電壓。12.16.3 匯報網調，按照網調要求進行川渝聯絡線調整。
12.16.4 通知各重要廠站加強設備狀態及線路潮流的監視，發生異常情況及時匯報省調。12.16.5 通知相關地調加強本地區重要控制輸電斷面潮流的監視，發生異常情況及時匯報省調。
12.16.6 調度自動化系統全停或主要功能失效期間，不宜進行系統操作。13 調度事故匯報
13.1 當電力系統運行設備發生異常或者事故時，相關調度系統值班人員應立即向管轄該設備的調度機
構值班調度員匯報。
13.2 發生下列重大事件時，地調值班調度員應立即向省調值班調度員匯報事件的簡要情況，并盡快將
重大事件詳細情況的電子郵件（或傳真）發送至省調。20
13.2.1 電網事故：電網非正常解列、系統振蕩、切機、切負荷、大面積停電及其它一般及以上電網事
故，由于電網事故造成網內重要用戶停、限電，造成較大社會影響等。
13.2.2 廠站事故：110 千伏及以上發電廠、變電站發生母線、主變故障停電，110 千伏及以上主要設 備損壞。
13.2.3 人身傷亡事故：各生產運行單位在管轄范圍內調度運行過程中發生的人身傷亡事故。13.2.4 自然災害事故：水災、火災、風災、地震、冰凍及外力破壞等對電力生產造成重大威脅和影響。
13.2.5 人員責任事故：地、縣級調度機構、110 千伏及以上廠站發生誤調度、誤操作等惡性人員責任 事故。
13.2.6 調度紀律事件：調度系統值班人員違反調度紀律和規程、規定的事件。13.3 事故匯報的主要內容（必要時應附圖說明）： 13.3.1 事件發生的時間、地點、背景情況。
13.3.2 事件經過、保護及安全自動裝置動作情況。13.3.3 重要設備損壞情況、對重要用戶的影響。13.3.4 事故處理恢復情況等。
13.4 在發生嚴重電力系統事故或受自然災害影響，恢復系統正常方式需要較長時間時，相關調度機構 值班調度員應根據系統恢復情況及時向上級調度機構值班調度員匯報。14 新設備投運及設備異動 14.1 新設備投運前期工作
14.1.1 擬并網的發電廠、地方電網、220kV 用戶變電站應在并網調試 90 天前與省調簽訂《四川電網 并網調度協議》。簽訂《四川電網并網調度協議》的條件如下：
a)發電廠（網）已經與省電力公司簽訂《購售電合同》；
b)220kV 用戶變電站已經與屬地電業局（公司）簽訂《高壓供用電合同》；
c)發電廠（網）以及 220kV 用戶變電站已于計劃并網的 90 日前向省調提供電網調度運行潮流、穩定計算和繼電保護整定計算所需的技術資料與圖紙（包括水庫部分）；
d)發電廠（網）以及 220kV 用戶變電站正常生產運行的條件均符合電力行業的有關規程和規定。
14.1.2 擬并網的發電廠、地方電網、新建的輸變電工程應在首次并網日的 6 個月前，向省調提交有關 參數（設備實測參數應在首次并網日的 10 日前提供，并網調試過程中實測的參數應在并網后 30 日內提 供）、圖紙以及說明書等并網資料。
14.1.3 省調在新設備啟動調試 60 天前確定調度管轄范圍和設備命名編號。劃歸地調調度管轄的 220kV 新建變電站及 220kV 線路的命名由省調負責。
14.1.4 擬并網的發電廠、地方電網、新建的輸變電工程應在首次并網日的 30 日前，向省調提交新設
備投入申請書（格式見附錄 B）。14.1.5 新設備投運應具備下列條件：
14.1.5.1 設備驗收工作已結束，質量符合安全運行要求，有關運行單位向省調已提出新設備投運申請 并經批準。
14.1.5.2 申請并網發電機組經過并網安全性評價，影響電網穩定的發電機勵磁調節器（包括 PSS 功 能）、調速器、安全自動裝置、以及涉及電網安全運行的繼電保護等技術性能參數達到有關國家及行業
標準要求，其技術規范滿足所接入電網的要求。
14.1.5.3 所需資料已齊全，參數測量工作已結束，并報送有關單位（如需要在投運過程中測量參數者，應在投運申請中說明）。
14.1.5.4 投產設備已調試合格，按調度規定完成現場設備和調度圖板命名編號，繼電保護和安全自動
裝置已按給定的定值整定。
14.1.5.5 已與省調簽定并網調度協議。
14.1.5.6 調度通信、自動化設備投產手續完備，安裝調試完畢。21
14.1.5.7 完成計劃檢修、水庫調度、市場報價、經營結算等相關專業人員業務培訓。14.1.5.8 完成運行值班人員上崗資格培訓及考試，運行值班人員取得《調度系統運行值班合格證書》。
14.1.5.9 生產準備工作已就緒（包括廠站規程和制度已完備、運行人員對設備和啟動試驗方案及相應
調度方案的熟悉等）。
14.1.5.10 相關廠、站及設備具備啟動帶電條件。14.1.5.11 啟動試驗方案和相應調度方案已獲批準。14.1.5.12 啟動委員會同意投產。14.2 新設備啟動投運
14.2.1 新設備啟動前調度機構應制定調度啟動方案。下級調度機構管轄范圍內新設備加入系統運行，可能對上級調度機構管轄系統安全產生較大影響時，調度機構應將相關資料報送上級調度機構，經上級
調度機構許可后，方可進行啟動投運操作。
14.2.2 新設備在啟動時應根據調試計劃完成規定的所有試驗，調度機構根據電網情況為并網調試安排
所需的運行方式。
14.2.3 新設備應按調度啟動方案規定程序進行啟動，如臨時更改啟動程序，應經啟委會同意；若啟動
過程中發生電網事故或重大運行方式變化，值班調度員可中止新設備啟動投運操作，待系統恢復正常后，再繼續進行。
14.2.4 新設備只有得到值班調度員的命令或征得其許可后方能投入系統運行。值班調度員必須得到啟
動委員會的許可后才能進行啟動。
14.2.5 新設備啟動工作全部結束，由啟委會同意新設備試運行。14.2.6 新設備試運行結束、設備運行正常具備正式運行條件，由啟委會同意新設備正式進入商業運行。
14.2.7 新建發電機組應完成一次調頻、PSS、調峰、機組性能、進相、勵磁系統、調速系統參數實測
等系統試驗，并將試驗報告和相關參數報省調審核，有關功能正常投運后，才能進入商業運行。
14.2.8 新設備并入電網正式運行后，需定期按要求向省調報送各開關月電量數據和母線電量平衡報
表、日生產統計數據等各類報表。14.3 設備異動管理
14.3.1 凡涉及變更原接線方式、更換整體主設備、調度名稱更改等情況時，設備運行單位應填寫《系
統設備異動執行報告》（格式見附錄 C），將改變前、后的接線圖及變更設備資料隨同設備停修申請書 一起報送省調。
14.3.2 省調調度管轄范圍內設備的繼電保護、安全自動裝置、故障錄波器以及通信、自動化等設備的
停運、試驗、檢修或其它改進工作應與一次設備同樣按規定辦理申請手續。14.3.3 凡設備異動后需在復電階段進行核相、沖擊合閘、帶負荷測試檢驗和涉網試驗的，應在異動報
告中注明，必要時應向省調報送有關資料、試驗方案等。15 運行方式制定
15.1 各級調度機構應按年、月、日制定所轄電力系統運行方式；節日、重要保電期間，應制定保電方
案；系統重大檢修或運行方式發生重大變化時，應制定系統特殊運行方式。15.2 運行方式的制定
15.2.1 運行方式是保證系統正常運行的大綱，應分為上一年運行情況分析和本運行方式
兩部分。運行方式應經相關電網企業分管領導批準后執行。
15.2.2 為了制定好下的運行方式，計劃、生產、營銷、基建等有關部門和發電廠應于每年 9 月 1 日前將下的有關資料提供給調度機構。
15.2.3 每年 12 月底前，完成年方式的編寫工作，經調度機構分管領導審核后,由電網企業分管領導召
集有關部門召開運行方式協調會議，編寫會議紀要，明確電網規劃、建設、運行等改進意見的落實 計劃。
15.3 月度運行計劃的制定 22
每月 20 日前，調度機構應制定次月系統運行計劃，經調度機構分管領導、電網企業相關部門會簽
后，報電網企業分管領導批準后下達。15.4 日調度計劃的制定
每日 17 點前，調度機構應完成次日調度計劃的制定，經調度機構相關部門會簽后，由調度機構分
管領導批準后下達。
15.5 保電方案和系統特殊運行方式的制定
15.5.1 保電方案和系統特殊運行方式應在保電任務和系統特殊運行方式開始前 2 個工作日前完成。
15.5.2 重大保電方案或對安全運行有重大影響的特殊運行方式，應經電網企業分管領導批準后執行，并報上級調度機構備案。對系統整體安全運行影響較小的，應經調度機構分管領導批準后執行。發電、供電調度計劃與考核
16.1 各級調度機構應進行、月、日和超短期負荷預測，以及用電負荷的分析工作。16.2 各級調度機構應當編制和下達發電、供電調度計劃。發電、供電調度計劃必須經過系統安全穩定
校核。調度機構負責對發電、供電調度計劃的執行情況進行考核。
16.3 發電、供電調度計劃的編制，應當根據系統發供電能力、電力交易計劃和負荷預測結果，依據政
府下達的有關調控目標，綜合考慮社會用電需求、節能環保、檢修計劃和電力系統的設備能力等因素，并保留必要的備用容量。
16.4 省調可根據系統發供電平衡情況，負責組織實施跨省臨時電力電量交易。
16.5 在滿足發供電平衡的同時，各級調度機構應按規定安排足夠的備用容量。備用容量包括負荷備用
容量、事故備用容量和檢修備用容量，安排時應考慮輸電網絡的送（受）電能力。四川電力系統備用容
量采用如下標準：
16.5.1 負荷備用由旋轉備用提供，容量應不低于最大發電負荷的 2％。
16.5.2 事故備用由可供短時調用的備用提供，容量應不低于最大發電負荷的 10％，且不低于系統中
最大單機容量或可能失去的最大受電功率。
16.5.3 檢修備用容量應結合系統負荷特點、水火電比例、設備質量和檢修水平等情況確定，一般為最
大發電負荷的 8～15％。
16.5.4 除上述備用外，低谷時段還應留有適當的調峰備用容量。
16.6 值班調度員可以按照有關規定，根據電力系統運行情況調整當日發電、供電調度計劃。16.7 當電網供電能力不能滿足用電需求時，為保證系統安全運行，省調應按政府下達的分電比例對地
區供電調度計劃進行調整。各電業局（公司）應嚴格按照供電調度計劃控制用電負荷。16.8 發電廠（網）的考核
16.8.1 調度機構應依據相關規定負責對所轄發電廠（網）的運行考核。
16.8.2 對各發電廠（網）進行電量考核的依據是調度機構下達給各發電廠（網）的日發電調度計劃曲
線（包括修改后的臨時調整曲線）。16.8.3 各發電廠（網）以四川電力系統電能量自動采集計量系統采集的數據作為實際上網電量，考核
辦法按相關規定執行。
16.9 電業局（公司）的考核結算
16.9.1 省調負責對各電業局（公司）的考核結算。
16.9.2 各電業局（公司）以四川電力系統電能量自動采集計量系統采集的數據（在關口采集系統未完
善的情況下，以現行各電業局（公司）上報的并經省調核實的實際網供電量）作為實際網供電量，考核
辦法按相關規定執行。
16.9.3 在電力電量能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷預測的準確率，考核依據是電業局
（公司）上報的日負荷預測曲線。
16.9.4 在電力電量不能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷控制力度，考核依據是省調下達
給各電業局（公司）的計劃用電曲線（包括修改后的臨時調整曲線）。23
16.10 省調負責考核關口的設置和管理。16.10.1 考核關口的設置原則上應與省調下達的發電、供電調度計劃口徑一致。發電廠（網）的關口
一般設置在并網線路發電廠（網）側（火電機組按節能調度的有關規定執行），電業局（公司）的關口
一般設置在電業局（公司）間聯絡線潮流送端和發電廠并網線路的變電站側。16.10.2 各發電廠（網）、電業局（公司）每年應在第一季度的最后一周向省調上報各自的關口變化
情況，并作相應說明。
16.10.3 關口的臨時變化應立即上報省調。17 檢修管理
17.1 檢修計劃管理
17.1.1 省調調度管轄設備的檢修、試驗必須納入設備檢修計劃。
17.1.2 四川電力系統內由國調、網調調度管轄、調度許可的設備檢修，按國調、網調的相關規定執行。
17.1.3 檢修計劃分、季度、月度及周計劃。
17.1.3.1 計劃：每年 10 月 25 日前，設備運行單位應將下一省調調度管轄設備的檢修計劃（含
基建停電配合項目）報送省調。省調會同各相關單位綜合協調、統一平衡后下文執行。17.1.3.2 季度計劃：每季度第二個月月底前，設備運行單位應根據檢修計劃確定的項目，結合實
際準備情況，將下一季度的設備檢修計劃匯總、協調后報送省調。省調會同各相關單位綜合協調、統一
平衡后下文執行。
17.1.3.3 月度計劃：省調根據調度管轄設備的、季度計劃，結合實際執行情況和電力系統運行情
況，制定次月月度檢修計劃并隨月調度計劃下文執行。
17.1.3.4 周計劃：每周五省調將根據月度檢修計劃、檢修實際執行情況和電力系統當時運行情況，制
定下一周電力系統檢修計劃，并在周運行方式中發布。
17.1.4 四川電力系統內由國調、網調調度管轄、調度許可設備的檢修計劃，由設備運行單位按以上方
式報送省調。省調再按相關規定報送上級調度機構批準后執行。17.2 檢修計劃安排原則
檢修計劃的制定，應在電網企業和發電企業提出的設備檢修預安排計劃基礎上，考慮設備健康水平
和運行能力，充分協商，統籌兼顧。電力設備的檢修應服從調度機構的統一安排，并遵循下級調度機構
服從上級調度機構檢修安排的原則。調度機構制定檢修計劃時應注意以下事項： 17.2.1 設備檢修的工期與間隔應符合有關檢修規程的規定。實行狀態檢修設備的巡視、檢查、試驗、檢修應符合國家電網公司《輸變電設備狀態檢修試驗規程》。17.2.2 水電機組計劃檢修宜在枯水期進行，火電機組、重要輸變電設備計劃檢修宜避開系統大負荷用 電期。17.2.3 設備檢修應做到相互配合，即發電和輸變電、主機和輔機、一次和二次設備的檢修在檢修工期
和停電范圍等方面應統籌考慮，結合基建和技改項目，統一安排，避免重復停電。17.2.4 重要保電期間，不宜安排影響保電任務的基建項目的啟動投產和大型改造項目的停電施工。
17.2.5 設備檢修應綜合考慮電力系統安全和負荷平衡、廠站用電安全等。
17.2.6 實行狀態檢修設備的巡視、檢查、試驗、檢修需設備停電進行的應納入檢修計劃。17.3 計劃檢修和非計劃檢修 17.3.1 計劃檢修管理
17.3.1.1 計劃檢修嚴格按省調批準的檢修計劃執行。未列入檢修計劃的，省調有權推遲或不予安排。
17.3.1.2 計劃檢修確定后，原則上不予改變工期，如因系統原因引起的變動，省調將重新安排時間執 行。
17.3.1.3 對系統運行方式影響較大的設備檢修，應制定特殊運行方式。17.3.2 非計劃檢修管理 24
17.3.2.1 省調調度管轄設備的非計劃檢修，由設備運行單位提前一周向省調提出申請。省調將根據系
統情況，決定是否同意安排，并告知申請單位。
17.3.2.2 設備異常、事故等緊急情況下，設備運行單位可直接向省調值班調度員申請設備停運檢修，并按規定補辦相關手續。
17.3.2.3 值班調度員有權批準下列非計劃檢修：
a)設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修；
b)在當值時間內可以完工的與已批準的計劃檢修相配合的檢修；
c)在當值時間內可以完工且對系統運行不會造成較大影響的檢修。17.4 停修申請書管理
17.4.1 設備運行單位應根據檢修設備的類型，填寫設備停修申請書（格式見附錄 A）。其中發電設備
（含鍋爐、發電機、汽輪機、水輪機等）應填寫機爐設備停修申請書，其它電氣設備（含母差失靈保護、安控裝置等）應填寫電氣設備停修申請書。
17.4.2 設備運行單位應在檢修工作開工前至少 1 個工作日的 11 時 30 分前向省調申報設備停修申請
書，省調應于開工時間前 1 個工作日 18 時前批復。17.4.3 非計劃檢修即使在設備停運或工作已開始后，如當日內不能完工，設備運行單位也應及時向省
調補辦設備停修申請書。
17.4.4 設備運行單位填報停修申請書時，應同時填寫設備停運后對其它運行設備、繼電保護、廠用電、發電廠出力、潮流、安控等的影響，并注明送電時的要求等。17.4.5 設備停修申請書由檢修、維護單位向設備運行單位申請，再由設備運行單位向省調申請，經省
調批準后執行。
17.4.6 檢修工作內容必須同停修申請書申報內容一致。
17.4.7 省調調度管轄設備的停修申請書應經省調相關專業部門會簽，并經領導批準后批復申請單位。
17.4.8 如在申請開工時間七日后仍未獲批復，該停修申請書作廢，省調應將未批準原因通知申報單位。
仍需檢修的，在系統允許的時間，重新辦理設備停修申請書。
17.4.9 已批準的設備停修申請書應按下列規定辦理開工和完工手續： 17.4.9.1 設備停修申請書應得到省調值班調度員調度指令后方可開工。
17.4.9.2 設備停修申請書若因特殊原因無法按時開工的，應及時向省調匯報，在批準開工時間三日后
仍未開工的，該停修申請書作廢。
17.4.9.3 設備停修申請書應在批準的工期內完工。如不能按期完工，應在批準的檢修工期結束前 48 小時提出延期申請；檢修工期不足 48 小時的，應在批準的檢修工期結束前 6 小時提出延期申請。
17.4.9.4 已開工的設備停修申請書，如需增加檢修內容，在停電范圍、檢修工期、安全措施和送電要
求不變，且在當值內能完成的情況下，征得省調值班調度員同意后方可進行。否則應重新申報。
17.4.9.5 當系統出現緊急情況時，省調值班調度員有權終止已開工的檢修工作。17.4.10 設備檢修工期計算
17.4.10.1 發電設備檢修時間的計算是以設備停運或退出備用時開始，到設備按調度要求轉為運行或
備用時止，設備停運和轉運行或備用所進行的一切操作（包括起動、試驗以及投運后的試運行時間）均
計算在檢修時間內。
17.4.10.2 輸變電設備的檢修時間以設備停運并做好安全措施后、值班調度員下達開工令時起，到值
班調度員接到檢修工作全部結束、現場安全措施全部拆除、可以恢復送電的匯報時止。17.4.11 凡在省調調度管轄的設備上進行重大試驗（如：大型機組甩負荷、機組失磁試驗、系統性試
驗、電容器投切試驗、AGC 試驗、PSS 試驗、進相試驗。一次調頻試驗等），設備運行單位應在試驗前 日向省調提出申請和試驗方案，經省調同意后方能進行。其中需運行設備停運并在其上開展工作的，應辦理停修申請書。
17.4.12 凡基建施工需要省調調度管轄設備停電、退出備用、降低出力或改變運行方式的，應由施工
單位向設備運行單位提出申請，再由設備運行單位按規定向省調提出申請。25
17.5 許可設備檢修管理 17.5.1 省調許可設備檢修時，地調應提前一周向省調報送停電計劃，經省調許可后方可安排。17.5.2 省調許可設備檢修開工前一個工作日，地調應向省調匯報檢修開完工具體時間、方式安排和控 制要求。
17.5.3 省調應在許可設備檢修期間的日計劃任務書中記錄許可設備檢修情況和控制要求。17.5.4 省調許可設備停電前，地調應征得省調值班調度員同意，工作完畢送電后及時匯報。17.6 帶電作業管理
17.6.1 在省調調度管轄的設備上進行帶電作業時，設備運行單位應提前 1 個工作日向省調提出帶電作
業申請，并明確是否有控制負荷、停用重合閘、事故跳閘可否強送電等要求。
17.6.2 省調應根據系統運行情況，決定是否受理帶電作業申請。若同意，則批復帶電作業時間和要求，并在日計劃任務書中注明。
17.6.3 省調值班調度員有權批準在當日完工的帶電作業。17.7 安全措施管理
17.7.1 值班調度員在許可輸電線路和其它設備上進行檢修工作或恢復送電時，應遵守《電業安全工作
規程》中的有關規定，嚴禁“約時”停、送電，嚴禁“約時”掛、拆接地線和“約時”開始、結束檢修
工作；電氣設備停電檢修，必須使所有電源側有明顯的斷開點，線路停電檢修時，應拉開各側開關、刀
閘，合上各側接地刀閘，才能下達允許開工令；確認檢修工作全部結束，現場安全措施全部拆除，檢修
人員全部離開現場后，才能開始對線路復電。17.7.2 輸電線路的停電檢修，該線路各端的安全措施由值班調度員負責命令廠、站運行值班人員執行，線路工作現場的安全措施，在允許開工后由檢修工作班自理，工作結束后應自行拆除，再辦理完工手續。
17.7.3 發電廠、變電站內部電氣設備停電檢修的安全措施由設備所在單位自行負責(不包括線路停電 的安全措施)，工作結束后應自行拆除，開關、刀閘設備均應處于拉開位置，再辦理完工手續。
17.8 電力通信、調度自動化設備檢驗檢修管理
17.8.1 通信、自動化系統和設備的檢驗檢修，按“誰維護誰申報”的原則，由設備運行維護單位根據
調度管轄范圍逐級申報，以對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門的批復為準。17.8.2 通信、自動化系統和設備的檢修分為計劃檢修、臨時檢修和故障檢修。計劃檢修是指納入、季度、月度和周計劃，并按期執行的檢修、維護、試驗等工作；臨時檢修是指對其運行中出現的異常或
缺陷進行處理的工作；故障檢修是指對其運行中出現影響系統正常運行的故障進行處理的工作。
17.8.3 通信、自動化系統和設備的檢修、檢驗計劃應與一次設備的檢修計劃一同制定和上報，對 其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門負責進行審核和批復。與一次設備相關的自動化子站
設備的檢驗時間應盡可能結合一次設備的檢修進行。
17.8.4 通信、自動化系統和設備的計劃檢修由設備運行維護單位至少在 4 個工作日前提出書面申請，報對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門批準后方可實施。
17.8.5 通信、自動化系統和設備的臨時檢修應至少在 1 個工作日前填寫通信、自動化系統設備停運申 請單，報對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員，經批準后方可實施。17.8.6 影響一次設備及保護、安控裝置正常運行的通信、自動化系統和設備的檢驗檢修，其運行維護
單位還應同時向相關調度機構辦理停修申請書并履行相關手續。17.8.7 影響通信、自動化系統和設備運行的一次設備檢修工作，其運行維護單位除履行一次設備檢修
所規定的手續外，還應向相關電力通信、調度自動化管理部門辦理申請并履行相關手續。17.8.8 通信、自動化系統和設備發生故障后，運行維護人員應立即與對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員取得聯系，匯報故障情況、影響范圍，提出檢修工作申請，在得到同意后
方可進行工作。情況緊急時，可先進行處理，處理完畢后應盡快匯報。17.8.9 通信、自動化系統和設備檢修工作開始前，運行維護人員應與對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員聯系，得到同意后方可工作。設備恢復運行后，應及時匯報，取得認可后 方可離開現場。26
17.8.10 一次設備退出運行或處于備用、檢修狀態時，其通信、自動化設備（含 AGC 執行裝置）均不
得停電或退出運行，有特殊情況需停電或退出運行時，需提前 4 個工作日辦理設備停運申請。
17.8.11 自動化主站系統的故障檢修，由調度自動化管理部門值班人員及時通知本單位相關部門并辦
理有關手續后方可進行，必要時應匯報主管領導；如影響到相關調度機構傳送的自動化信息時，應及時
通知相關調度自動化管理部門值班人員。
17.8.12 通信系統和設備的故障搶修應遵循先電力調度、保護、安控業務，后其它業務；先國網、華
中網、省網，后地區網；先主干，后支線；先搶通，后修復的原則。在緊急情況下，若需改變以上順序，應事先征得省調通信調度的同意。
17.8.13 廠站一次設備檢修時，如影響自動化系統的正常運行，應將相應的遙信信號退出運行，但不
得隨意將相應的變送器退出運行。一次設備檢修完成后，應檢查相應的自動化設備或裝置恢復正常及輸
入輸出回路的正確性，同時應通知調度自動化管理部門值班人員，經確認無誤后方可投入運行。
17.8.14 通信電路、設備檢修時，應采取組織臨時迂回通道等措施，避免中斷通信業務。17.8.15 復用保護、安控通信電路的設備運行檢修管理，按照復用保護、安控的相關規程執行。
17.8.16 通信電路發生故障中斷時，應立即投入備用電路，必要時采取臨時應急措施首先恢復調度通
信電路，再進行故障搶修和分析。
17.8.17 通信設備發生故障引起通信電路中斷，應及時通知相關用戶，說明故障影響的范圍、應急措
施，同時向相關電力通信管理部門匯報。
17.8.18 在電路、設備搶修時采取的臨時措施，故障消除后應及時拆除，恢復正常運行方式。18 系統穩定 18.1 一般原則
18.1.1 四川電力系統穩定管理工作按照統一管理、分級負責、機網協調的原則進行。18.1.2 系統穩定管理職責
18.1.2.1 省調負責全網安全穩定專業管理。負責所轄電網安全穩定計算分析和安全穩定方面的機網協
調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施。
18.1.2.2 地調負責所轄電網的穩定管理。負責所轄電網（包括與主網解列運行方式）安全穩定計算分
析和安全穩定方面的機網協調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施，配合實施省調安全穩定控制措 施。
18.1.2.3 發電廠負責本廠的安全穩定管理，組織落實調度機構有關電網安全穩定的要求和控制措施，制定保發電廠和發電設備的安全措施，包括失去系統電源的保廠用電措施和機組黑啟動方案，配合進行
電網黑啟動或黑啟動試驗。發電廠在設計、建設、投產、運行以及設備改造或更新等階段均應進行涉網
安全的機網協調工作，定期開展并網安全自評價工作，達到電網穩定運行必備條件。18.1.2.4 電力用戶負責用戶變電站的安全管理，組織落實調度機構有關電網安全穩定的要求和控制措 施。
18.1.2.5 并網地方電網負責本網的安全穩定管理，組織落實上級調度機構有關電網安全穩定的要求和
控制措施，制定保本網的安全措施，包括與主網解列后的孤網運行和黑啟動等措施。
18.1.3 各級調度機構應定期制定電網穩定運行規定，并給出正常方式和檢修方式穩定限額。涉及到上
級調度機構管轄設備的部分應經上級調度機構審核。
18.1.4 調度機構應對運行方式以及周、日調度計劃和特殊運行方式等進行安全穩定校核。
18.2 系統穩定監控職責 18.2.1 值班調度員應按照穩定規定的要求，對電力系統實施監視和控制，負責保持調度管轄設備在穩
定限額內運行。出現超穩定限額運行情況時，應立即采取措施予以消除。18.2.2 發電廠、變電站及監控中心運行值班人員負責監控廠、站內設備在系統穩定限額和設備安全限
額內運行，當發現超限額運行時，應立即匯報值班調度員并做好記錄。27
18.2.3 當電力系統出現特殊運行方式時，調度機構應專題計算穩定限額，并在停修申請書批復時將特
殊運行方式的穩定限額逐級下達給監控單位執行。18.3 系統穩定運行規定
18.3.1 為保證電力系統正常運行的穩定性和頻率、電壓水平，系統應有足夠的穩定儲備。18.3.2 正常情況下，電力系統不應超安全穩定限額運行。因特殊原因需超穩定限額運行時，省調調度
管轄設備應經省公司分管領導批準；地調調度管轄設備應經電業局（公司）分管領導批準；上級調度機
構委托調度管理或許可的設備還應得到上級調度機構的批準或許可。上述情形均應預先做好事故預案和
穩定破壞時的處理措施。
18.3.3 在負荷調整和倒閘操作時，應按要求提前調整線路潮流，不得引起電力系統穩定破壞和安全自 動裝置動作。
18.3.4 系統設備異常故障時，應及時進行安全穩定校核，需要采取安全控制措施的應立即通知值班調 度員執行。
18.3.5 220kV 及以上系統設備無快速保護運行時，省調應進行安全穩定校驗計算并采取相應的措施。
如需按單永故障校核標準控制功率時，應經省調分管領導批準；如不滿足單永故障校核標準，應經省公
司分管領導批準。
18.3.6 影響 220kV 及以上電力系統正常運行的系統性試驗，試驗單位應提前 60 日向省調提出書面申
請，提交試驗方案和計算報告，共同研究試驗操作方案、系統安全措施，經省公司分管領導批準后執行。
18.3.7 發電廠涉網安全穩定運行要求 18.3.7.1 發電機組勵磁系統（含 PSS）、調速器等涉網安全穩定自動裝置的技術性能參數應達到有關
國家標準、行業標準和涉網安全穩定機網協調的要求，并按調度機構要求進行參數實測、建模和 PSS、一次調頻、進相等試驗。上述設備經技術改造或更新后，應重做相關試驗，并提前 90 日向調度機構報
送有關資料，若設備技術性能發生改變，發電廠還應重新進行并網安全性自評價。
18.3.7.2 影響系統安全穩定的發電機勵磁調節器和調速器等應投入要求的自動控制模式，未經值班調
度員許可，不得退出運行。涉及系統穩定的機組 PSS 參數、低勵限制定值、調差系數和一次調頻定值等
應嚴格按調度機構下達的定值整定，不得擅自啟停功能和更改定值。18.3.7.3 發電機勵磁調節器應投入自動電壓閉環控制模式，不得采用無功恒定或其它控制模式。機組 的計算機監控系統也應投入電壓閉環控制模式，除手動或 AVC 調節的短時間外，不允許采用無功恒定或 其它控制模式。
18.3.7.4 涉及系統安全穩定的發電廠機組定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激
磁、失步、失磁保護及主變零序電流、零序電壓等保護的配置和整定應滿足有關規程規定和涉網安全穩
定機網協調要求。繼電保護及安全自動裝置 19.1 運行管理
19.1.1 各級調度機構應制定繼電保護及安全自動裝置調度運行規程。運行維護單位應編寫現場運行規
程，并報有關部門備案。
19.1.2 繼電保護及安全自動裝置的投退和定值更改必須按相關規定或調度指令執行，現場具體操作按
現場運行規程執行。
19.1.3 值班調度員應熟悉系統繼電保護及安全自動裝置的配置、運行規定和整定運行方案，了解動作
原理和整定原則。現場值班人員應熟悉本站（廠）所配置的繼電保護及安全自動裝置，熟悉繼電保護及
安全自動裝置的現場運行規程。新型繼電保護及安全自動裝置入網運行時繼保人員應向值班調度員和現
場值班人員技術交底。
19.1.4 省調負責制定 220kV 及以上變壓器中性點接地方式，地調負責制定管轄范圍內的 110kV 變壓器
中性點接地方式。改變變壓器中性點接地方式時，應經相關調度機構批準。28
19.1.5 調度機構應對繼電保護及安全自動裝置進行調度命名，若設備配置了兩套及以上的繼電保護及
安全自動裝置，還應對各套裝置進行調度編號。
19.1.6 運行中的繼電保護及安全自動裝置（含二次回路及通道、電源等）出現異常時，運行值班人員
應立即向值班調度員匯報，按調度指令及現場運行規程進行處理，及時通知維護部門消缺。緊急情況下，可不待調度指令，按現場規程將繼電保護及安全自動裝置退出，并立即匯報值班調度員。19.1.7 繼電保護及安全自動裝置動作后，運行值班人員應立即向值班調度員匯報裝置動作情況，并作 好記錄，裝置動作信號記錄完畢后方可復歸。同時還應收集整理裝置動作報告、故障錄波裝置錄波圖及
行波測距裝置結果等報調度機構。
19.1.8 繼電保護及安全自動裝置動作后，運行單位應立即進行處理和分析，調度機構應指導運行單位
進行事故分析。
19.1.9 繼電保護裝置應按規定投入，不允許一次設備無保護運行。
19.1.10 220kV 及以上設備主保護全部停運，設備宜同時停運。遇下列特殊情況設備需運行時，屬省
調調度管轄的應經省調分管領導批準，屬省調許可設備的應經電業局（公司）分管領導批準、省調同意。
a)220kV 線路失去全線速動保護；
b)500kV 斷路器失去斷路器保護；
c)220kV 母線失去母差保護但滿足單永故障考核標準的。
19.1.11 調度機構應制定微機保護裝置軟件版本管理辦法，統一管理調度管轄范圍內微機保護裝置的 軟件版本。
19.1.12 運行維護單位應有完整的繼電保護及安全自動裝置圖紙、資料，建立保護裝置檢驗、動作統
計、調試、反事故措施、重大缺陷及消缺記錄等臺帳。調度機構應建立繼電保護及安全自動裝置檔案（包
括圖紙資料、動作統計、保護異常、事故分析、反事故措施等）。
19.1.13 調度機構負責調度管轄范圍內的繼電保護及安全自動裝置動作統計、分析和評價，發電廠負
責本廠設備的繼電保護及安全自動裝置動作統計、分析和評價。各地調和發電廠應按月報送省調。
19.1.14 省調、地調應建立調度管轄范圍內的保護及故障信息管理系統主站，相關廠站應建立保護及
故障信息管理系統子站。各子站的信息采集屏由設備所屬的發電廠、電業局（公司）負責運行維護。該
系統的檢驗管理同繼電保護裝置。19.2 繼電保護定值管理
19.2.1 繼電保護定值的整定計算應符合《220-500kV 電網繼電保護裝置運行整定規程》、《大型發電
機變壓器組繼電保護整定計算導則》、《3-110kV 電網繼電保護裝置運行整定規程》的規定。19.2.2 調度機構負責制定調度管轄范圍內系統保護裝置整定運行方案、保護裝置整定計算及定值
管理規定，并負責調度管轄范圍內系統保護的整定。19.2.3 發電廠內發電機、變壓器等設備的保護定值由發電廠自行負責整定（特殊情況按規定執行）。
發電機組的定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激磁、失步、失磁保護及主變零序
電流、零序電壓的配置方案和整定方案及定值應滿足有關規定并報調度機構審核。19.2.4 變電站內的站用變壓器、低壓電抗器、低壓電容器保護定值由設備運行單位負責整定，并負責
將保護定值、整定說明、運行規定、資料和圖紙報相應調度機構備案。19.2.5 主變壓器、高壓電抗器的非電量保護和串聯補償裝置本體保護由設備運行單位負責整定。
19.2.6 調度機構之間、調度機構與發電廠之間保護裝置整定范圍的分界點、整定限額、配合定值、等
值阻抗網絡（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）應書面明確，共同遵守，以滿足分界點定值的整定
計算要求。分界點的整定應遵循局部服從全局、下一級電壓系統服從上一級電壓系統、局部問題自行消
化的原則，并兼顧局部或下一級電壓系統的要求。當整定限額、定值或等值阻抗網絡需要更改時，應事
先向對方提出，經雙方協商確定。因新設備投產或調整定值影響對方定值配合的，應提前通知受影響方。
19.2.7 下級調度機構調度管理的繼電保護裝置動作的開關為上級調度機構所調度時，其保護裝置定值
必須滿足上級調度機構所提出的要求。
19.2.8 調度機構應定期組織運行單位對管轄范圍內設備的繼電保護定值進行全面核對。29
19.3 定值單管理
19.3.1 定值整定單位應編制并下達繼電保護和安全自動裝置定值單。19.3.2 繼電保護和安全自動裝置定值單應編號并注明編發日期，履行審批手續。定值單的啟用、更換、作廢應按調度指令執行。19.3.3 調度機構、運行值班單位、運行維護單位所執行的繼電保護和安全自動裝置定值單應一致。
19.3.4 繼電保護和安全自動裝置應依據定值單整定，并按照調度指令啟用。
19.3.5 運行維護單位如遇定值偏差或其它問題無法執行定值單時，應與定值整定單位核實、協商，由
整定單位確定處理方案。
19.3.6 臨時或特殊運行方式需要更改繼電保護和安全自動裝置定值時，可由定值整定單位下達臨時或
特殊方式定值。緊急情況下，值班調度員可先改變運行方式，后聯系定值整定部門進行定值更改。
19.3.7 繼電保護和安全自動裝置定值單不應涂改，如需改動，應下發新的定值單。19.3.8 繼電保護和安全自動裝置執行新定值單前，運行值班人員應與值班調度員核對定值單編號。
19.4 裝置管理
19.4.1 繼電保護和安全自動裝置應符合《繼電保護和安全自動裝置技術規程》的規定及電力系統反事
故措施的要求，并通過國家級質量檢驗測試中心的測試。
19.4.2 調度機構應制定繼電保護和安全自動裝置配置與選型原則。
19.4.3 新（改、擴）建工程及技改工程應統籌考慮繼電保護和安全自動裝置的配置與選型方案。在設
計審查及招評標過程中，下列裝置的配置與選型應經相應調度機構繼電保護部門審核。19.4.3.1 變電站的線路、母線、變壓器、斷路器、高壓電抗器、串聯補償裝置等設備的繼電保護裝置。
19.4.3.2 并網發電廠的發電機、變壓器、線路、母線、高壓電抗器、斷路器等設備的繼電保護裝置。
19.4.3.3 安全自動裝置。
19.4.3.4 與繼電保護和安全自動裝置有關的一次設備。
19.4.4 在四川電力系統首次使用的 220kV 及以上設備保護裝置，應通過省調組織的入網動模試驗。凡
在四川電力系統掛網試運行的保護裝置，其接入方案應經相應調度機構及生技部門共同審批。
19.4.5 設備運行單位應根據繼電保護和安全自動裝置的運行情況及使用年限，提出更新改造計
劃，調度機構應參與審核。
19.4.6 調度機構負責制定繼電保護和安全自動裝置的反事故措施，規劃、設計、基建及運行維護單位 負責實施。
19.4.7 繼電保護和安全自動裝置發生不正確動作后，調度機構應組織或參與調查分析，形成事故分析
報告，并督促相關單位落實整改措施。
19.4.8 新投運或更換繼電保護和安全自動裝置，應向調度機構辦理新設備投運申請或異動報告，并按
規定提前報送資料。新投運保護裝置或保護電流、電壓回路有變動時，應進行帶負荷測試。19.4.9 當系統的繼電保護和安全自動裝置因安全穩定要求進行更新或改造時，相關發電廠應按調度機
構的要求予以配合。
19.4.10 行波測距、故障錄波、繼電保護及故障信息管理系統子站裝置等應投入運行，退出時，應經
調度機構批準。基建工程中應與一次設備同步投運。19.5 檢驗管理
19.5.1 運行中的繼電保護和安全自動裝置應按《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》、《四川電
網繼電保護及安全自動裝置檢驗工作管理規定》等要求進行檢驗。
19.5.2 運行維護單位應根據檢驗規程制定繼電保護和安全自動裝置檢驗標準化作業指導書，定期進行
繼電保護和安全自動裝置的檢驗。
19.5.3 運行維護單位應結合一次設備的檢修，制定繼電保護和安全自動裝置檢驗計劃，并將
檢驗完成情況及時報調度機構。繼電保護和安全自動裝置的定期檢驗應配合一次設備的檢修同時進行。
19.5.4 接入電力系統運行的繼電保護和安全自動裝置所用的通道設備應按有關規程要求進行調試并
定期進行檢驗，并保存完整的調試記錄和報告。30
19.5.5 行波測距、故障錄波、繼電保護及故障信息管理系統子站裝置等的檢驗應按照繼電保護裝置檢
驗管理的要求進行。
19.6 220kV 及以上系統繼電保護裝置運行操作規定 19.6.1 線路保護
19.6.1.1 在正常運行情況下，線路兩側同調度命名編號的縱聯保護應同時投運。投運前，線路兩側廠
站值班人員應測試縱聯保護通道正確。
19.6.1.2 當保護通道異常或任一側縱聯保護異常時，線路兩側的該套縱聯保護應同時停運。19.6.1.3 線路兩端的同一調度命名編號的微機縱聯保護軟件版本應相同。19.6.1.4 500kV 線路電壓互感器停用或檢修時，該線路應同時停運。19.6.1.5 500kV 線路停運、而開關合環運行時，應投入短引線差動保護。19.6.1.6 500kV 線路縱聯保護全部停運時，該線路應同時停運。
19.6.1.7 500kV 線路任一側兩套遠方跳閘裝置或兩個遠跳通道同時停運時，該線路應同時停運。
19.6.1.8 220kV 線路原則上不允許無縱聯保護運行。在特殊情況下線路必須運行時，應按有關規定調
整線路后備保護時間，但不允許一個廠站有兩條及以上線路同時采用該運行方式。
19.6.1.9 配置有兩套微機重合閘的線路，正常運行情況下只啟用一套重合閘，另一套重合閘備用，備
用重合閘的重合方式應與運行重合閘相同。
19.6.1.10 在任何情況下，線路輸送功率不應超過距離 III 段阻抗值整定允許的功率。19.6.1.11 對電氣設備和線路充電時，應投入快速保護。
19.6.1.12 在 110kV、220kV 廠站內的母線解合環操作時（角形接線除外），解合環過程中應停用環內 開關零序保護。
19.6.1.13 旁路開關代線路開關要啟用縱聯保護時，應將高頻電纜（光纖通道）切換到旁路收發信機
（光纖接口裝置）或將線路收發信機（光纖接口裝置）切換到旁路保護，不能切換的縱聯保護應停用。
19.6.2 母差保護和斷路器失靈保護
19.6.2.1 母差保護應適應母線運行方式，在母線運行方式發生改變時，應按現場運行規程調整母差保 護運行方式。
19.6.2.2 500kV 母線不允許無母差保護運行。特殊情況下 220kV 母線無母差保護運行時，應按規定調
整相關保護定值。
19.6.2.3 母聯兼旁路（或旁路兼母聯）開關在作母聯開關運行時，應停用該開關配置的線路保護及作
為旁路運行時使用的開關失靈啟動保護。
19.6.2.4 開關配置的保護回路有工作時，應斷開該開關的失靈啟動回路。19.6.2.5 雙母線分開運行時應停用母聯開關失靈保護。19.6.2.6 配置有兩套失靈保護裝置的廠站，正常時只啟用一套失靈保護，另一套失靈保護備用。
19.6.2.7 微機母差保護檢修、裝置異常或相關回路有工作需停用母差保護時，同一裝置中的失靈保護 也應停用。
19.6.3 變壓器和電抗器保護
19.6.3.1 500kV 變壓器及電抗器不允許無差動保護運行。
19.6.3.2 220kV 變壓器在運行中，其重瓦斯保護和差動保護不得同時停用。
19.6.3.3 變壓器充電時，主變保護應按規定投入跳閘。在帶負荷測試時，為避免差動保護誤動對系統
造成影響，可在帶負荷前短時退出主變差動保護（500kV 主變壓器退出差動保護應經省調分管領導批 準）。
19.6.3.4 變壓器中性點接地保護投運方式應與中性點接地方式保持一致。當中性點接地方式發生改變
時，應按現場規程調整中性點接地保護。
19.6.3.5 高（中）壓側為中性點直接接地系統的三圈變壓器，（中）當高壓側開關斷開運行時，（中）高
壓側中性點應接地，并投入接地電流保護。19.7 安控裝置管理 31
19.7.1 本條所指安控裝置是指具有如下主要功能的安全自動裝置，其功能可由一個廠站完成，也可由
兩個及以上的廠站通過通道交換信息來完成。
a)根據電力系統故障工況決定控制措施的策略表功能；
b)聯切機組（并網線路）和負荷功能；
c)低頻、低壓就地切負荷功能；
d)高頻、高壓就地切機（并網線路）功能；
e)設備過載聯切機組功能；
f)失步解列功能。
19.7.2 調度機構應制定安控裝置的調度運行規程（規定），發電廠、電業局（公司）、電力用戶負責
根據安控裝置的調度運行規程（規定）、廠家說明書等技術資料及現場實際情況，制定安控裝置的現場 運行規程。
19.7.3 調度機構負責安控裝置及有關通道的調度管理，發電廠、電業局（公司）、電力用戶負責安控
裝置及有關通道的運行管理及維護工作。
19.7.4 未經調度機構的批準，已投運的安控裝置不能改變其硬件結構和軟件版本。19.7.5 安控裝置的定值應按調度機構下達的定值單整定。啟停安控裝置及其有關功能等，均應按值班
調度員的調度指令執行。未經值班調度員的同意，現場運行值班人員不得擅自修改定值或改變安控裝置 的運行方式。19.7.6 各電業局（公司）應保證安控裝置切除負荷的總量和各輪次切除負荷量符合切負荷方案的規定，不得擅自減少切除量或更改所切負荷性質。若需改變所切負荷量時，應提前報省調批準。19.7.7 安控裝置動作切除的負荷不應通過備用電源自動投入裝置轉供。19.7.8 安控裝置動作切機后，不應將被切機組的出力自行轉到其它機組。19.7.9 安控裝置的啟停
19.7.9.1 安控裝置啟用應注意：
a)確認系統的運行方式，核對安控裝置的定值；
b)根據啟停調整通知單確定安控裝置的啟用范圍及有關廠站所啟用的功能；
c)檢查并確認有關廠站的安控裝置工作正常；
d)按照先啟用策略表功能、后啟用切機切負荷功能的順序啟用廠站安控裝置的有關功能；
e)啟用變電站切負荷功能時，應同時向變電站和地調下令（若變電站屬地調調度管轄，則只需
向地調下令），地調按規定向變電站下達啟用切負荷壓板的指令。19.7.9.2 安控裝置停用應注意：
a)確認系統的運行方式；
b)根據啟停調整通知單確定安控裝置的停用范圍及有關廠站所停用的功能；
c)按照先停用切機切負荷功能、后停用策略表功能的順序停用廠站安控裝置的有關功能；
d)停用變電站接收遠切及低頻、低壓切負荷功能時，應同時向變電站和有關地調下令（若變電
站屬地調調度管轄，則只需向地調下令），地調按規定向變電站下達停用切負荷壓板的指令。
19.7.10 安控裝置的運行
19.7.10.1 現場運行值班人員應按照安控裝置的現場運行規程及時進行安控裝置的調整（如根據開機
情況確定所切機組）、裝置異常或故障的處理。
19.7.10.2 當系統運行方式變化時，應對不適應系統運行方式的安控裝置及時進行調整。安控裝置因
故停運時，應相應調整系統運行方式。
19.7.10.3 安控裝置異常時，應及時向省調值班調度員匯報，并通知運行維護單位消缺。19.7.10.4 安控裝置故障或通道故障，造成安控裝置功能全部或部分損失時，安控裝置應該全部或部
分停運。其中低頻、低壓就地切負荷、高頻切機功能應盡量保留運行。32
19.7.10.5 安控裝置動作后，運行值班人員應及時向值班調度員匯報，地調值班調度員還應全面收集
切除開關，切負荷量等信息，向省調值班調度員匯報。調度系統值班人員應根據值班調度員命令處理，不得自行恢復跳閘開關。19.7.11 安控裝置的聯調 19.7.11.1 安控裝置的聯調應由調度機構根據系統運行情況，結合裝置檢驗計劃統一安排。19.7.11.2 調度機構應制定安控裝置的聯調方案，經批準后執行。相關單位應根據聯調方案制定相應 的調試細則。
19.7.11.3 安控裝置的聯調應制定相應的組織措施和安全措施。19.8 電力系統低頻、低壓自動減負荷管理
19.8.1 省調負責制定四川電力系統低頻、低壓自動減負荷方案，并負責督促實施，地調應根據省調下
達的方案要求，制定本地區包括并網地方電力系統的實施方案，并督促實施。19.8.2 各地調制定的低頻、低壓自動減負荷實施方案必須滿足省調下達的切負荷量，同時還應考慮本
地區可能出現的孤網運行情況，校核方案滿足本地區失去主網電源或解列后有、無功平衡的要求。
19.8.3 低頻、低壓自動減負荷裝置切負荷方案應報政府相關部門批準后執行。19.8.4 低頻、低壓自動減負荷裝置的運行管理
a)正常情況下，裝置應按要求投入運行，并保證能夠有效切除負荷；不應擅自將裝置退出運行
或通過備用電源自動投入裝置轉供所切負荷。
b)裝置的定期檢驗和更改定值應經值班調度員同意方可進行。
c)裝置動作后，廠站運行值班人員應立即向值班調度員匯報，并逐級匯報到省調，未經省調值
班調度員同意不得恢復送電。
d)各地調應定期對本地區的低頻、低壓自動減負荷裝置的實際控制負荷數量、裝置數量及實際
投運情況進行統計和分析，并報送省調。19.9 備用電源自動投入裝置的管理
19.9.1 調度機構應制定備用電源自動投入裝置（以下簡稱備自投裝置）調度運行規定，設備運行維護
單位應組織制定現場運行規程，現場操作按現場運行規程執行。
19.9.2 備自投裝置聯跳小電源功能、聯切本站負荷功能和過負荷減載功能應滿足以下要求：
a)備自投裝置動作，備用電源投入前，該母線并網的小電源（包括通過多個廠站、多條線路最
終在該站并網的機組）必須可靠解列，防止出現非同期并列。
b)對備用電源轉供負荷量有要求的變電站，采取備自投裝置聯跳負荷開關措施，以保證備自投
裝置動作，轉供的負荷量控制在電網穩定運行規定要求范圍以內。
c)備自投裝置動作，備用電源投入后，備自投裝置過負荷減載功能應滿足設備與電網穩定運行
要求。
19.9.3 變電站運行值班人員應按照值班調度員的調度指令啟停備自投裝置、投退相關壓板，并根據現
場實際運行情況變化自行負責調整備自投裝置運行方式與一次設備運行相一致。20 調度自動化 20.1 一般原則 20.1.1 各電業局（公司）應設置相應的調度自動化管理部門，發電企業及變電站的運行維護單位應設
置負責子站設備運行維護的部門及專職（責）人員。
20.1.2 調度自動化系統運行維護、值班人員應經過專業培訓及考試，合格后方可上崗。脫離崗位半年
以上者，上崗前應重新進行考核。新設備投入運行前，應對運行值班人員和專責維護人員進行技術培訓 和技術考核。
20.1.3 調度自動化主站系統運行管理由調度自動化管理部門負責，廠站調度自動化設備的日常巡視和
運行維護由各電業局（公司）、發電廠自動化子站設備維護部門負責。調度自動化管理部門對所轄的發
電廠、變電站自動化子站維護部門實行專業技術歸口管理。33
20.1.4 調度自動化系統的功能、性能指標應滿足有關國家標準、行業標準和規范、規程的要求，滿足
電力系統調度運行管理的需要。20.2 調度自動化管理部門主要職責
20.2.1 負責調度管轄范圍內自動化系統運行的歸口管理和技術指導工作。20.2.2 負責制定調度管轄范圍內自動化系統的運行、檢驗的規程、規定。20.2.3 負責本調度機構主站系統的建設和安全運行、維護，保證向有關調度傳送信息的正確性和可靠 性。
20.2.4 參加調度管轄范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備各階段的設計審查、招評標和驗收等工作，并負責認定其與自動化系統相關的重要技術性能。
20.2.5 監督調度管轄范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備與廠站一次設備同步投入運行。20.2.6 參加審核調度管轄范圍內子站設備更新改造項目。20.2.7 審批調度管轄范圍內子站設備的定檢計劃和臨檢申請，制定主站系統的技術改造和大修計
劃并負責實施。
20.2.8 負責調度管轄范圍內自動化系統運行情況的統計分析。20.3 廠站調度自動化子站維護部門主要職責
20.3.1 參加運行維護范圍內新建和改（擴）建廠站設備各階段的設計、招評標等工作。20.3.2 負責和參加運行維護范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備的安裝、投運前的調試和驗收，并 參加培訓。
20.3.3 制定運行維護范圍內子站設備的現場運行規程及使用說明。20.3.4 負責運行維護范圍內子站設備的安全防護工作。
20.3.5 提出運行維護范圍內子站設備臨時檢修（臨檢）申請并負責實施。
20.3.6 制定運行維護范圍內子站設備定檢計劃、更新改造工程計劃并負責實施。20.3.7 負責運行維護范圍內子站設備的運行維護、定期檢驗和運行統計分析，保證向有關調度傳送信
第四篇：《山東電力系統調度管理規程》定稿
山 東 電 力 系 統
調
度 管 理 規
山東電力集團公司 二OO九年九月
程
目 錄
第一章 總 則....................................................................1 第二章 調度管理.................................................................3 第一節 調度管理任務.........................................................3 第二節 調度管理基本原則..................................................4 第三節 調度匯報制度.........................................................6 第四節 調度應急管理.........................................................8 第三章 調度設備管轄范圍劃分原則...................................9 第四章 系統運行方式編制和管理.....................................11 第一節 系統運行方式管理................................................11 第二節 運行方式編制................................................11 第三節 月、日調度計劃編制............................................12 第四節 特殊時期保電措施編制.........................................13 第五章 設備檢修調度管理................................................14 第一節 檢修計劃管理.......................................................14 第二節 檢修申請管理.......................................................14 第六章 新設備啟動投產管理............................................18 第一節 新建輸變電設備啟動投產管理..............................18 第二節 新建發電機組啟動并網管理.................................19 第七章 系統頻率調整及有功管理.....................................23 第一節 發電出力管理.......................................................23 第二節 負荷管理...............................................................24 第三節 頻率（聯絡線）調整............................................25 第四節 自動發電控制系統（AGC）調度管理.....................25 第八章 系統電壓調整及無功管理.....................................27 第一節 系統無功管理.......................................................27 第二節 系統電壓調整.......................................................27 第三節 自動電壓控制系統（AVC）調度管理.....................29 第九章 調度操作管理.......................................................31 第一節 操作一般原則.......................................................31 第二節 操作制度...............................................................34 第三節 基本操作規定.......................................................35 第十章 電力系統事故及異常處理.....................................41 第一節 事故處理一般原則................................................41 第二節 頻率異常處理.......................................................44 第三節 電壓異常處理.......................................................46 第四節 主要設備事故處理................................................47 第五節 電網解、并列事故處理.........................................54 第六節 系統振蕩事故處理................................................54 第七節 通信、自動化系統異常時有關規定及事故處理....57 第十一章 機網協調管理....................................................59 第十二章 繼電保護調度管理............................................61 第十三章 安全自動裝置管理............................................64 第十四章 調度自動化系統管理............錯誤！未定義書簽。第十五章 調度通信系統管理............................................69
附錄一 調度術語示例.......................................................71 附錄二 省調管轄設備編號原則.........................................77 附錄三 輸電線路持續允許電流、功率..............................79 附錄四 省調調度員職責及相關制度.................................80
第一章 總則
第一章
總
則
第1條 為規范電力系統調度管理，保障電力系統安全、優質、經濟運行，維護發電、供電、用電各方的合法權益，特制定本規程。
第2條 本規程依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電網運行準則》及電力行業有關標準，遵照上級調度規程規定制定。
第3條 山東電力系統運行實行統一調度、分級管理的原則。
第4條 山東電力調度中心接受國家電力調度通信中心（以下簡稱國調）和華北電力調度通信中心（以下簡稱網調）的調度管理。
山東電力系統設置三級調度機構，即省、地區（市）、縣（市）調度機構（以下簡稱省調、地調、縣調）。各級調度機構在調度業務工作中是上下級關系，下級調度機構必須服從上級調度機構的調度。
第5條 調度機構是電力系統運行的組織、指揮、指導和協調機構，各級調度機構分別由本級電網經營企業直接領導。調度機構既是生產運行單位，又是職能管理機構，在電力系統運行中行使調度權。
第6條 凡并入山東電力系統的各發電、供電（超高壓公司）、用電單位，必須服從調度機構的統一調度管理，遵守調度紀律。各級調度機構按照分工在其調度管理范圍內具體實施調度管理。
第7條 山東電力系統各級調度機構值班人員，變電站、操作隊、監控中心運行人員（以下簡稱變電運行人員），山東電力系統調度管理規程
發電廠值長（單元長、機組長）及電氣運行人員統稱調度系統運行值班人員，必須熟悉并嚴格執行本規程；有關領導、技術人員也應熟悉并遵守本規程。
第8條 本規程的解釋權屬山東電力調度中心。
第二章 調度管理
第二章
調度管理
第一節 調度管理任務
第9條 電力系統調度管理的任務是組織、指揮、指導和協調電力系統的運行，保證實現下列基本要求：
1、按照電力系統的客觀規律和有關規定，保證電力系統安全、穩定、可靠、經濟運行。
2、調整電能質量（頻率、電壓和諧波分量等）指標符合國家規定的標準。
3、遵循資源優化配置原則，充分發揮系統內的發、輸、供電設備能力，最大限度地滿足經濟社會和人民生活用電需要。
4、按照“公開、公平、公正”的原則，依據有關合同或協議，維護發電、供電、用電等各方的合法權益。
第10條 調度機構的主要工作：
1、接受上級調度機構的調度指揮。
2、對所轄電力系統實施專業管理和技術管理。
3、指揮調度管轄范圍內設備的操作；指揮電網的頻率、區域控制偏差（ACE）和電壓調整；指揮電力系統事故處理。
4、負責組織編制、執行電網運行方式和月、日調度計劃，并對執行情況進行監督、考核；執行上級調度下達的跨省聯絡線運行方式和檢修方式。
5、負責電力系統的安全穩定運行及管理，組織穩定計算，編制電力系統安全穩定控制方案，參與事故分析，提出改善安全穩定的措施，并督促實施。
6、負責所轄電力系統的繼電保護及安全自動裝置、自動
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化和通信系統的運行管理。
7、負責新建機組的并網管理，簽訂并網調度協議；負責機組退出調度運行管理。
8、負責發電廠的機網協調管理。
9、負責調度系統的應急管理；負責編制黑啟動方案，并組織黑啟動試驗。
10、負責調度系統有關人員的持證上崗管理和業務培訓工作。
11、負責電網經濟調度管理，編制經濟調度方案，提出降損措施，并督促實施。
12、參與電網規劃編制工作，參與電網工程設計審查工作。
13、參與編制本網年、月發供電計劃和技術經濟指標。
14、行使電力行政管理部門或上級調度機構授予的其他職權。
第二節 調度管理基本原則
第11條 下列人員需經培訓、考試，并取得《調度運行值班合格證書》，方可上崗，進行電力調度業務聯系：
1、發電廠值長（單元長、機組長）、電氣（集控）班長。
2、變電站（操作隊、監控中心）站（隊）長、值班員。
3、各級調度機構值班調度員。
第12條 值班調度員必須按照規定發布各種調度指令。所謂調度指令，是指上級值班調度員對調度系統下級運行值班人員發布的必須強制執行的決定，包括值班調度員有權發布的一切正常操作、調整和事故處理的指令。
第13條 省調值班調度員在調度關系上受上級調度機4
第二章 調度管理
構值班調度員的指揮，并負責正確執行上級調度機構的調度指令。省調值班調度員為省調調度管轄范圍內系統的運行、操作和事故處理的指揮人，所屬地調值班調度員、發電廠值長、變電運行人員，在調度關系上受省調值班調度員的指揮。省調值班調度員直接對調度范圍內的運行值班人員發布調度指令，并對指令的正確性負責。地調值班調度員及廠站值班員對其執行指令的正確性負責。
第14條 任何單位和個人不得干預調度系統運行值班人員發布和執行調度指令，不得無故不執行或延誤執行上級值班調度員的調度指令。當發生無故拒絕或延遲執行調度指令、違反調度紀律的行為時，應依據有關法律、法規和規定追究受令人和所在單位的責任。
第15條 各級領導人發布的指示如涉及到值班調度員的權限時，必須經值班調度員許可方能執行（現場事故處理規程中有規定者除外）。各級領導人發布的一切有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度員；值班調度員直接接受和執行指示時，應迅速報告調度機構負責人。
第16條 未經值班調度員許可，任何單位和個人不得擅自改變其調度管轄設備狀態。對危及人身和設備安全的情況按廠站規程處理，但在改變設備狀態后應立即向值班調度員匯報。
第17條 網調調度設備狀態改變前后，現場運行值班人員應及時向省調值班調度員匯報。網調管理設備，在操作前應征得網調許可，操作后應及時向網調匯報。網調和省調雙重調度設備，雙方均可操作，操作前后均要通知對方。
第18條 對于地調代管設備、省調許可設備，地調在操作前應向省調申請，在省調許可后方可操作，操作后向省調
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匯報。
第19條 緊急需要時，省調值班調度員對地調負責操作的設備可以越級發布調度指令，受令單位應當執行，并迅速通知地調值班調度員。
第20條 進行調度業務聯系時，必須使用普通話及調度術語，互報單位、姓名，嚴格執行下令、復誦、錄音、記錄和匯報制度。受令單位在接受調度指令時，受令人應主動復誦調度指令并與發令人核對無誤；指令執行完畢后應立即向發令人匯報執行情況。
調度術語示例見附錄一。
第21條 各級運行值班人員在接到上級調度機構值班調度員發布的調度指令時或者在執行調度指令過程中，認為調度指令不正確，應當立即向發布該調度指令的值班調度員報告，由發令的值班調度員決定該調度指令的執行或者撤銷。如果發令的值班調度員堅持該指令時，接令運行值班人員應立即執行，但是執行該指令確將危及人身、電網或者設備安全時，運行值班人員應當拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及改正指令內容的建議報告發令的值班調度員和本單位直接領導人。
第22條 廠站運行值班人員接到兩級調度互相矛盾的調度指令時，應報告上級值班調度員，如上級值班調度員堅持該指令時應按上級調度指令執行，并向下級值班調度員說明。
第三節 調度匯報制度
第23條 各地調調度員和發電廠值長，接班后一小時內向省調值班調度員匯報重要操作、重大設備異常、惡劣天氣6
第二章 調度管理
情況等，同時省調值班調度員應將運行方式變化及重大異常運行情況告知有關單位。
第24條 省調管轄及許可設備發生異常或事故時，地調調度員、發電廠值長、變電運行人員，須立即匯報省調值班調度員。省調值班調度員應按照規定向上級調度和有關領導匯報。
第25條 遇下述情況之一者，省調值班調度員應立即報告網調值班調度員： 1、300MW及以上機組故障跳閘。
2、統調發電廠全停。
3、電網解列成兩部分或多部分。
4、大面積停電或極重要用戶停電。
5、發生穩定破壞事故。
6、重大人身傷亡事故。
7、重要設備嚴重損壞。
8、發電廠水淹廠房事故、水電廠垮壩事故。
第26條 地調、發電廠管轄設備遇下列情況之一者，應立即報告省調值班調度員：
1、重要發供電設備損壞或遭受較大的破壞、盜竊。
2、發生人身傷亡或對重要用戶停電。3、220kV變壓器、線路非計劃停運或故障跳閘。4、220kV任一段母線故障跳閘。
5、電網損失負荷（包括事故甩負荷、安全自動裝置動作切負荷和限電、事故拉路）。
6、地區電網發生功率振蕩和異步振蕩。
7、調度管轄范圍內發生誤調度、誤操作事故。
8、發電廠水淹廠房事故、水電廠垮壩事故。
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9、預報有災害性天氣或天氣突然變化。
第27條 調度員值班期間，不得離開調度室，如必須離開時，應經領導同意，由具有值班資格的人員代替。發電廠值長離開值班室時，應指定有調度聯系資格的專人負責調度聯系，并事先報告值班調度員。
第四節 調度應急管理
第28條 調度應急管理遵循預防為主、統一指揮、迅速響應、分級負責、保證重點的原則。
第29條 為了保證應急機制有效運轉和應急預案有效執行，各級調度機構應成立相應的應急組織機構并明確職責。應急組織機構人員名單和聯系方式報上級調度機構備案。
第30條 調度機構應建立應對突發事件的工作機制，編制相應工作預案，并報上級調度機構備案。預案內容包括組織機構、應急預案啟動和解除條件的判定、工作流程、人員到位要求、向公司應急領導小組和上級調度機構的報告程序等。
第31條 調度機構應組織相關應急培訓和應急預案演練，調度系統運行值班人員應熟悉有關應急預案的措施和要求。調度機構每年至少組織一次聯合反事故演習，相關廠站按照調度機構要求參加聯合反事故演習。
第32條 調度機構根據電網發展變化情況編制并及時修訂黑啟動方案。黑啟動方案包括研究方案、試驗方案和調度操作方案。黑啟動方案必須得到電網經營企業的批準，并報上級調度機構備案。
第33條 調度機構按照規定編制并及時修訂調度管轄范圍內的典型事故處理預案。發電廠和變電站制定全廠（站）停電預案和保廠（站）用電方案并報所轄調度機構備案。第三章 調度設備管轄范圍劃分原則
第三章
調度設備管轄范圍劃分原則
第34條 山東電力系統設備按照調度管轄劃分為網調調度、省調管轄、地調管轄、縣調管轄設備。
第35條 網調調度設備為跨省聯絡線及相關設備。網調與省調調度分界設備定為網調與省調雙重調度設備。
第36條 省調管轄設備劃分原則
山東電力系統內，除上級調度機構管轄外的以下設備為省調管轄設備：
1、單機容量50MW及以上的發電機組。
2、主要發電廠的主要設備（500kV變壓器、母線，單元接線的220kV升壓變壓器，接有600MW及以上單機的220kV母線，接有機組容量600MW及以上的重要220kV母線，無功補償設備）。
3、裝機容量超過10MW的并網風電場。4、500kV變電站的主要設備（主變、母線、無功補償設備）。5、220kV變電站中存在穩定問題的220kV母線和出線6條及以上的重要220kV母線。6、500kV線路，跨地區（供電區）的220kV線路。
7、省調管轄設備配置的繼電保護、安全自動裝置以及有關的自動化、通信設備；機組涉網保護以及有關的調節控制系統。
省調管轄設備中，運行狀態變化對華北主網或鄰網的安全穩定運行和繼電保護配合產生較大影響的設備，列為網調管理設備，山東電力系統內網調管理設備由網調規程確定。
省調管轄設備中，狀態變化對系統運行方式影響不大的 山東電力系統調度管理規程
發、輸電設備，可委托地調代管。如：部分發電廠設備，風電場，部分跨地區的220kV線路。
第37條 地調管轄設備劃分原則
地區電網內非省調管轄的主要發、輸、變電設備。地調管轄設備中，其操作對省調管轄范圍內的發、輸、變電設備或對系統運行方式有較大影響的，列為省調許可設備。
第38條 縣調管轄設備原則在地區電力系統調度規程中明確。
第39條 發電廠廠用電設備及熱電廠的供熱設備，由各廠自行管理。第四章 系統運行方式編制和管理
第四章
系統運行方式編制和管理
第一節 系統運行方式管理
第40條 根據調度管轄范圍，調度機構負責編制系統的運行方式、月度調度計劃、日調度計劃、特殊時期(含節假日)保電措施。
運行方式、月度調度計劃、特殊時期(含節假日)保電措施須經相應公司分管領導批準，日調度計劃由相應調度機構領導批準。
第41條 編制系統運行方式應遵循電網安全、優質、經濟運行原則，并滿足下列要求:
1、滿足《電力系統安全穩定導則》的要求，當電網發生N-1故障時，能保證電網安全穩定運行。
2、能迅速平息事故，避免事故范圍擴大，最大限度保證重要用戶的連續可靠供電。
3、短路電流不超過開關的額定遮斷電流。
4、具有足夠的備用容量。
5、電能質量符合相關標準。第42條 發電廠、地區電網的正常結線應與主網的正常結線相適應。發電廠的正常結線應保證發電廠的安全運行，特別是廠用電系統的可靠性。地區電網的正常結線應首先保證主網的安全。
第二節 運行方式編制
第43條 運行方式的主要內容包括：
1、上電網運行情況總結。山東電力系統調度管理規程
2、本新建及擴建設備投產計劃。
3、本電網分月電力平衡分析（包括負荷預測，發電預測，外網受、售電計劃），調峰能力分析。
4、本發輸電設備檢修計劃。
5、電網結構變化、短路分析及運行結線方式選擇。
6、電網潮流計算分析。
7、電網穩定計算分析。
8、無功電壓和網損管理分析。
9、安全自動裝置配置和低頻、低壓自動減負荷整定方案。
10、系統安全運行存在問題及措施。
第三節 月、日調度計劃編制
第44條 月度調度計劃的主要內容包括:
1、電力平衡方案。
2、發輸變電設備檢修計劃。
3、新設備投產計劃。
4、重大檢修方式下的電網分析及措施。
5、聯絡線送、受電計劃。
第45條 日調度計劃的主要內容包括：
1、全網、地區電網預計負荷和負荷限額。
2、批復的設備檢修申請。
3、聯絡線送、受電計劃。
4、發電廠及電網出力計劃（每日負荷備用容量不小于最大發電負荷的3%，事故備用不小于本系統一臺最大機組的容量，上述備用容量應根據電網結構合理分布，調用應不受系統安全的限制）。
5、開停機方式安排，機組AGC投停計劃。第四章 系統運行方式編制和管理
6、檢修方式出現薄弱環節的潮流分析、反事故措施和有關注意事項。
第四節 特殊時期保電措施編制
第46條 電網特殊時期（含節假日）保電措施應包括電網日調度計劃（含前后各1日）的全部內容，并制定保電預案。山東電力系統調度管理規程
第五章
設備檢修調度管理
第一節 檢修計劃管理
第47條 電力系統內主要設備實行計劃檢修。設備年、月度檢修應從設備健康狀況出發，根據檢修規程所規定的周期和時間進行，使設備經常處于良好狀態，以保證安全經濟發、供電。
第48條 發電廠應在每年10月15日前，向省調報送下發電機組檢修計劃；省調根據電網負荷預測和電力平衡情況，對檢修計劃進行統籌安排，于每年11月15日前，批復下一發電機組檢修計劃。根據《發電企業設備檢修導則》的規定，每臺機組每年只安排一次A、B、C級計劃檢修，D級檢修根據系統運行情況在月度計劃中安排。
電網輸變電設備的計劃檢修按照有關規定執行。第49條 各單位應在每月15日前將次月檢修計劃（包括新設備投產計劃）報省調。省調批準后于月底前5天下達，屬網調調度及管理的設備由網調批準。月度檢修計劃包括網調調度設備、網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備的檢修。
第50條 發電廠的省調許可設備，其檢修計劃由發電廠報所屬地調，地調安排后報省調。
第二節 檢修申請管理
第51條 設備檢修或試驗雖已有計劃，有關單位仍需在開工前履行申請手續。網調調度設備、網調管理設備，在開工前3個工作日12時前向省調提出申請，省調在開工前2個工14
第五章 設備檢修調度管理
作日12時前向網調提出申請，省調在網調批復后通知有關單位。
省調管轄設備、省調許可設備，按管轄范圍在開工前2個工作日12時前向省調提出申請，省調在開工前1個工作日17時前批復申請并通知有關單位。
超高壓、發電廠的檢修工作，涉及省調、地調管轄設備停電的，應向相應地調提交檢修申請，再由地調向省調提出申請。
節日檢修（含節后第一個工作日）應在節前3個工作日12時前向省調提出申請，省調在節前1個工作日12時前批復。
第52條 對于網調調度設備的檢修開工令，若網調值班調度員下達給廠站運行值班人員，廠站運行值班人員應立即匯報省調值班調度員，完工后由受令單位向網調值班調度員匯報，同時匯報省調值班調度員；若網調值班調度員下達給省調值班調度員，省調值班調度員向申請單位下達開工令，完工后申請單位向省調值班調度員匯報，省調值班調度員向網調值班調度員匯報。
第53條 網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備的檢修開工令，由省調值班調度員下達給提申請的發電廠值長、地調值班調度員、超高壓公司生產調度值班員，完工后由受令單位向省調值班調度員匯報。
網調管理設備，在操作前須征得網調值班調度員的許可，在開竣工后省調值班調度員應匯報網調值班調度員。
第54條 地調管轄設備停電，需省調管轄設備配合停電、代用或需將負荷調其他地區電網供電時，也應按照第51條規定執行。
第55條 檢修申請應包括以下內容：停電范圍、檢修性 山東電力系統調度管理規程
質、主要項目、檢修時間、最高（低）出力、降出力數額及原因、緊急恢復備用時間以及對系統的要求（送電時是否需要核相、保護測方向）等。未履行申請及批準手續，不得在設備上工作。
地調代管、省調許可設備，地調在向省調提申請前要對地區電網進行分析，提出運行方式調整及需采取的措施，報省調審核、批準。
第56條 網調調度設備、網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備檢修工作到期不能竣工者，申請單位應按申請程序向省調值班調度員提出延期申請，省調值班調度員向網調值班調度員轉提網調調度設備、網調管理設備的延期申請。
輸變電設備預計提前竣工的，應在竣工前3小時向省調匯報，延期申請應在批準竣工時間前3小時提出。機爐設備延期申請應在批準工期未過半時提出。
第57條 網調調度、網調管理、省調管轄的繼電保護、自動裝置和遠動設備停用、試驗、改變定值，影響發電廠出力的附屬設備及公用系統檢修、消缺等工作，也應按上述有關條款規定執行。
第58條 設備非計劃停運，可隨時向省調值班調度員提出申請，省調值班調度員向網調值班調度員轉提網調調度設備、網調管理設備的非計劃停運申請。
第59條 省調值班調度員有權批準下列臨時檢修項目： 1、8小時內可以完工，且對系統和用戶無明顯影響的檢修。
2、與已批準的計劃檢修配合的檢修（但不得超出已批準的計劃檢修時間）。
第60條 省調批準的設備檢修時間計算：
第五章 設備檢修調度管理
1、發電機組檢修時間從設備斷開，省調值班調度員下開工令時開始，到設備重新投入運行達計劃出力并報竣工或轉入備用時為止。設備投入運行所進行的一切操作、試驗、試運行時間，均計算在檢修時間內。
2、輸變電設備檢修時間從設備斷開并接地，省調值班調度員下開工令時開始，到省調值班調度員得到“××設備檢修工作結束，檢修人員所掛地線全部拆除，人員已撤離現場，現在可以送電”的匯報為止。申請時間包括停、送電操作及檢修時間。
第61條 省調管轄的輸變電設備的帶電作業，須在作業前匯報省調值班調度員，說明帶電作業時間、內容、有無要求，及對保護、通信、遠動的影響，并得到同意，值班調度員應通知有關單位。如帶電作業需持續多日時，應遵循“當日工作，當日結束”的原則。
第62條 發電設備檢修（計劃檢修、非計劃停運及消缺）工作結束前一日12時前應向省調匯報，啟動前應征得值班調度員的同意。山東電力系統調度管理規程
第六章
新設備啟動投產管理
第一節 新建輸變電設備啟動投產管理
第63條 調度機構應參與新建（含擴建或改建）輸變電設備可行性研究、初步設計審查等前期工作。
第64條 對于需接入山東電力系統的220kV及以上電壓等級的發電廠、變電站的輸變電設備，運營單位應在啟動前3個月向省調上報新設備編號建議。省調在新設備啟動前2個月明確調度名稱、調度管轄范圍劃分、電力電量計量點等。
省調管轄設備編號原則見附錄二。
第65條 對于網調調度、省調管轄及省調許可的新設備，運營單位應在啟動前3個月向省調提供書面資料，同時提供有關電子文檔。書面資料應包括：
1、一次系統結線圖。
2、主要設備規范及技術參數。
3、線路長度、導線規范、桿號、同桿并架情況等。
4、繼電保護、安全自動裝置配置及圖紙（原理圖、配置圖、二次線圖、裝置說明書等）。
5、試運行方案、運行規程、主要運行人員名單、預定投產日期等。
在向省調提供資料的同時，也應將有關資料報相關地調。通信線路和通信設備的資料報通信管理部門。
第66條 對于220kV及以上電壓等級的發電廠、變電站的輸變電設備，在啟動前15天由運行單位書面向省調提出啟動措施。其內容包括：啟動日期、啟動范圍、接帶負荷、對電網的要求等。
第六章 新設備啟動投產管理
第67條 相關單位應在新設備啟動前7個工作日，在專用調度管理系統維護新投產設備參數、母線聯結方式等基礎數據，并經省調審核。
第68條 省調應在新設備啟動前5個工作日答復下列問題：
1、運行方式和主變分頭位置，變壓器中性點接地方式。
2、省調調度員名單。
3、繼電保護及安全自動裝置（調試）定值。
第69條 新設備啟動申請應在啟動前3個工作日12時前向省調提出申請，省調提前2個工作日17時前批復。
第70條 提交新設備啟動申請前必須具備下列條件：
1、基礎數據已維護正確并經調度機構審核確認。
2、調度自動化信息接入工作已經完成，調度電話、自動化設備及計量裝置運行良好，通道暢通，實時信息滿足調度運行的需要。
3、啟動、試驗方案和相應調度措施已批準。第71條 新設備啟動前必須具備下列條件：
1、設備驗收合格。
2、所需資料已齊全，參數測量工作已結束。
第72條 新設備投入運行必須核相。設備檢修改造后，如需核相由運行單位在申請中向相應調度機構提出。
第73條 地調管轄的220kV新設備，在向所屬地調申請啟動的同時，也需將設備規范、一次結線、主變分接頭運行位置等主要資料報省調。
第二節 新建發電機組啟動并網管理
第74條 凡要求并網運行的發電機組，不論其投資主體 山東電力系統調度管理規程
或產權歸屬，均應遵照《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》等法律法規的規定，根據調度管轄范圍依法簽訂并網調度協議并嚴格執行。
第75條 發電廠應在機組啟動并網前3個月，向省調提供書面資料和有關電子文檔（外文資料需同時提供中文版本），提出一次設備編號建議。書面資料應包括：
1、一次系統結線圖。
2、主要設備規范及技術參數（抽水蓄能電站應包括水庫資料）。
3、繼電保護、安全自動裝置配置及圖紙資料（原理圖、配置圖、二次線圖、裝置說明書等）。
4、運行規程、主要運行人員名單、預定投產日期等。省調應在機組啟動并網前2個月確定調度名稱，下達調度管轄范圍和設備命名編號。
第76條 發電廠應在機組并網前45天，以公文形式向省調提交機組啟動試運申請書。省調應在收到機組啟動試運申請書后15天內進行批復，申請書至少應包括以下內容：
1、機組名稱和參數。
2、預計機組總啟動日期、要求的機組啟動調試期。
3、調試項目及措施、調試負責人或工作聯系人等。第77條 新建機組具備并網條件后，發電廠應在機組啟動并網前15天提出并網條件驗收申請。省調在收到并網條件驗收申請書5個工作日內答復，驗收工作應在機組啟動并網前5個工作日完成。
第78條 發電廠應在機組啟動前7個工作日，在專用調度管理系統維護新投產機組參數等基礎數據，并經省調審核。
第79條 省調應在機組啟動并網前5個工作日編制完成20
第六章 新設備啟動投產管理
機組啟動并網調度措施，下達啟動調試方案和安全自動裝置定值。
第80條 新建機組啟動并網前應具備以下條件：
1、新建機組配套送出工程（一次和二次設備）的建設、調試、驗收已完成，具備并網機組電力送出的必要網絡條件。
2、發電廠與電網企業簽訂《并網調度協議》等相關合同協議書。
3、取得質檢部門簽發的《機組整套啟動前質量監督檢查報告》，并完成對相關問題的整改。
4、發電廠值長、單元長、電氣班長取得上崗證書，名單已報調度機構。
5、現場規程、保廠用電措施和全廠停電應急預案等資料齊全，并報調度機構。
6、相關調度管理及應用系統安裝完畢，并已接入調度機構。機組數據注冊完畢。
7、新建機組調試大綱、電氣試驗方案、并網調試方案已報調度機構。
第81條 新建機組并網必備條件驗收合格后，應在啟動前3個工作日12時前向省調提出啟動申請，省調提前2個工作日17時前批復。
第82條 啟動試運機組應視為并網運行設備，納入電力系統統一運行管理。與電網運行有關的試驗須經調度機構批準，調度機構根據電網實際情況為并網調試安排所需的運行方式。
第83條 啟動試運機組進入和完成168（72＋24）小時滿負荷試運，發電廠值長均應及時向調度機構值班調度員匯報。山東電力系統調度管理規程
第84條 新建機組移交生產前應完成以下調試試驗項目：
1、發電機組勵磁系統、調速系統、PSS試驗。
2、發電機進相運行試驗。
3、發電機組一次調頻試驗。
4、發電機組AGC試驗。
5、發電機甩負荷試驗。
6、電網要求的其他試驗。
第85條 新建機組完成滿負荷試運后1個月內，應完成第84條規定的所有試驗。試驗完成后，電廠應及時向調度機構提供試驗報告，經調度機構審核確認符合要求，機組方可移交生產。第七章 系統頻率調整及有功管理
第七章
系統頻率調整及有功管理
第一節 發電出力管理
第86條 發電廠應按日發電調度計劃曲線運行，并根據調度指令調整出力。
第87條 省調值班調度員根據系統情況或上一級調度指令，有權修改各發電廠調度計劃曲線。
第88條 發電廠向省調上報月度檢修計劃的同時，應說明各種運行方式下的最大連續出力和最小技術出力，經省調批準執行。當出力變化時，應于前2個工作日12時前向省調提出申請，并經批準。
第89條 運行設備異常等原因使機組最大連續出力和最小技術出力發生臨時變化時，發電廠值長應向省調值班調度員報告改變原因并提出申請。
第90條 省調對非靈活調度發電機組實行計劃管理。非靈活調度發電機組是指發電機組不在已經核定的最大、最小技術出力間靈活調整的，或者需連續運行而不能參與調峰的機組(新建機組并網調試期間、發電機組開停機過程除外)。
不超過30天的短期非靈活調度發電機組，發電廠每月15日前向省調報送次月計劃申請書；超過30天的長期非靈活調度發電機組，發電廠提前3個月以公文形式報送計劃申請書。
第91條 發電廠燃料供應不足時，應向省調提出降出力或停機申請，避免全廠低于最小運行方式或全廠停機。山東電力系統調度管理規程
第二節 負荷管理
第92條 各供電公司應做好本地區負荷預測工作，避免因實際用電負荷與預測負荷偏差較大而造成ACE（頻率）越限、設備過負荷及低電壓運行。
第93條 負荷預測分為負荷預測、月度負荷預測、日負荷預測、節日負荷預測。
地區負荷預測應包括每月最高、最低負荷，在每年10月底前報省調。月度負荷預測應在前1個月20日前報省調。日負荷預測曲線按96點進行編制，在前1個工作日的15時前報省調。
法定節假日3個工作日前上報地區負荷預測曲線，并可每日進行修改上報。節假日最高、最低負荷預測應在10天前報省調。
第94條 各供電公司應于每年一季度末向省調上報經政府主管部門批準的“地調限電拉路序位”、“地調事故拉路序位”和“省調事故拉路序位”。省調應每年修訂“省調事故拉路序位”，并報政府主管部門批準。
第95條 若發電出力不能滿足用電需求，或因發輸電設備計劃檢修造成地區電網供電能力不足，省調在進行電力平衡時，應按照批準的方案分配地區用電限額，各地調按分配的負荷限額控制地區負荷。
第96條 電網實時運行過程中，因發輸電設備故障導致不能滿足用電需求時，省調應向相關地調下達限電或事故拉路指令，明確拉路數額、范圍及執行時間。地調按照限電拉路序位或事故拉路序位立即執行。第七章 系統頻率調整及有功管理
第三節 頻率（聯絡線）調整
第97條 山東電網頻率標準為50赫茲，頻率偏差不得超過±0.2赫茲，正常情況下電網頻率按50±0.1赫茲控制。
第98條 為監視電網頻率，各級調度機構調度室、發電廠控制室、變電監控中心、110kV及以上變電站應裝有數字式頻率表。
第99條 電網頻率及區域控制偏差（ACE）調整由省調值班調度員負責。發電廠值長、地調值班調度員對保證頻率及ACE在規定范圍，與省調值班調度員負有共同責任。
第100條 聯網運行方式下，山東電網按聯絡線功率及頻率偏差（TBC）方式控制。當山東電網與華北主網解列時，由省調負責山東主網的調頻工作，山東電網按定頻率控制（CFC）方式控制。
第101條 負責ACE調整的機組由省調指定，正常情況下由投入AGC功能的機組承擔；特殊情況下可以指定有條件的機組進行人工調整。當機組失去調整能力時，發電廠值長應立即向省調值班調度員匯報。
第102條 省調應嚴格執行跨省聯絡線送受電計劃。由于特殊情況，需要修改次日的聯絡線計劃時，應于當日12時前向網調提出申請。
第四節 自動發電控制系統（AGC）調度管理
第103條 運行的200MW及以上容量的機組必須具備AGC功能，新投產100MW及以上容量的機組必須具備AGC功能，并滿足山東電網機網協調技術要求。
第104條 機組的AGC功能正常投停方式按省調通知執行，值班調度員有權根據電網需要臨時調整。未經調度許可 山東電力系統調度管理規程
（緊急情況除外）不得擅自退出功能或修改控制參數。
第105條 發電廠因設備消缺等原因不能按規定投入AGC功能時，由發電廠值長向值班調度員提出申請，經同意后方可退出。當AGC功能退出后，機組按調度計劃出力曲線接帶負荷。機組AGC功能因故緊急退出，發電廠值長應立即匯報省調值班調度員。
第106條 機組AGC裝置的檢修試驗工作均應履行檢修申請手續。
第107條 發電廠應編寫AGC現場運行規程，并上報省調備案。第八章 系統電壓調整及無功管理
第八章
系統電壓調整及無功管理
第一節 系統無功管理
第108條 省調依據《電力系統安全穩定導則》、《電力系統電壓和無功電力技術導則》和《電力系統電壓質量和無功電力管理規定》，負責220kV及以上電網電壓與無功功率的運行控制及管理。
第109條 為保證電網電壓質量，220kV及以上電壓等級發電廠、500kV變電站的500kV和220kV母線定為省調電壓考核點。
第110條 220kV變電站的220kV母線為省調電壓監測點。
第111條 未列入省調電壓考核點的發電廠、220kV變電站各級母線為地調電壓監測點。
第112條 省、地調按調度管轄分工，根據電網負荷變化和調壓需要對發電廠電壓考核點和電壓監測點編制和下達電壓曲線。電壓考核點和電壓監測點允許變動范圍應符合電壓質量考核標準的要求。
第113條 凡與發、輸、配電設備配套的無功補償設備、調壓裝置、測量儀表等均應與相關設備同步投產。
第二節 系統電壓調整
第114條 調整電壓的原則：
1、調壓方式：在電壓允許偏差范圍內，供電電壓的調整使電網高峰負荷時的電壓值高于電網低谷負荷時的電壓值。
2、電網的無功調整應以分層、分區和就地平衡為原則，山東電力系統調度管理規程
避免經長距離線路或多級變壓器輸送無功功率。
3、無功電源中的事故備用容量，應主要儲備于運行的發電機、調相機和無功靜止補償裝置中，以便在發生因無功不足，可能導致電壓崩潰事故時，能快速增加無功出力，保持電網穩定運行。
第115條 500kV變電站運行值班人員發現500kV母線電壓低于500kV或高于550kV，220kV母線電壓低于220kV或高于242kV時，應立即報告省調值班調度員。
網調確定的電壓監測點，其運行電壓范圍依照網調規定執行。
第116條 220kV變電站220kV母線電壓低于213.4kV或高于235.4kV時，變電站（或監控中心）運行值班人員應立即報告所屬調度值班調度員。
第117條 發電廠和具有無功調整能力的變電站應嚴格按照調度下達的電壓曲線自行調整無功出力，合格調壓范圍為目標值電壓的98%-102%。
1、無功高峰負荷期間，發電機無功要增到考核點電壓達到目標電壓值或按發電機P-Q曲線帶滿無功負荷為止。
2、無功低谷負荷期間，發電機無功要減到考核點電壓降至目標電壓值或功率因數提到0.98以上（或其他參數到極限）。
3、已執行上款規定但考核點電壓仍高達目標電壓值的102%及以上時，100MW以下容量發電機組功率因數要求達到1（自動勵磁調節裝置投運），100MW及以上容量發電機組功率因數要求達到省調規定的進相深度。
4、發電廠可投切的低壓電抗器組，由發電廠電氣運行值班人員根據母線電壓和發電機功率因數按規定自行調整。第八章 系統電壓調整及無功管理 5、500kV變電站電容器組、低壓電抗器組的投切，有載調壓變分接頭的調整，由變電站運行值班人員根據母線電壓按規定自行調整，但操作前后應向省調值班調度員匯報，省調值班調度員應及時記錄。
6、可單獨投切的500kV高抗，省調值班調度員可根據有關規定及電網實際運行情況進行投停操作。
第118條 地調值班調度員要加強對所轄并網地方電廠和變電站無功、電壓的監視、調整，保持變電站母線電壓質量。通過采取調整機組無功出力、投退無功補償設備等措施，保證220kV主變高壓側功率因數高峰時段不小于0.95，低谷時段不大于0.95。
如全部調壓手段用完后，變電站母線電壓質量仍不能滿足要求時，應及時匯報省調值班調度員協助調整。
第119條 變壓器分頭選擇整定按調度管轄范圍分級管理。變壓器運行電壓一般不應高于運行分頭額定電壓的105%。
第120條 電壓調整的主要方法：
1、改變發電機、調相機勵磁，投、停電容器、電抗器。
2、改變變壓器分頭。
3、改變發電廠間及發電廠內部機組的負荷分配。
4、抽水蓄能機組調相運行。
5、開啟、停運機組。
6、改變電網結線方式，投、停并列運行變壓器。
7、限制電壓過低地區的負荷。
第三節 自動電壓控制系統（AVC）調度管理
第121條
省調根據電網安全運行需要確定AVC子站布 山東電力系統調度管理規程
點。
第122條 山東電網AVC系統主站和子站設備均屬省調管轄。省調值班調度員負責AVC子站的投入或退出，發電廠值長負責每臺機組AVC功能的投退。
第123條 安裝AVC子站的發電廠，當子站投入且省調AVC主站處于閉環控制（遙調方式）時，考核點電壓按主站下發的指令調整；當投入本廠就地閉環控制（就地方式）或AVC子站退出運行時，考核點電壓要依照省調下達的電壓曲線調整。
第124條 發電廠和變電站的AVC子站正常應投入運行（自動方式），由省調根據實際情況決定采用遙調或就地方式。
第125條 新（擴、改）建的AVC子站，投入運行前應進行試驗和調試，并將調試試驗報告、現場運行管理細則報省調備案。AVC子站設備定值需報省調審核后執行。
第126條 影響AVC功能的子站設備檢修或更換后，應進行相關的試驗。
第九章 調度操作管理
第九章
調度操作管理
第一節 操作一般原則
第127條 電網倒閘操作，應按調度管轄范圍內值班調度員的指令進行。如對省調管轄的設備有影響，操作前應通知省調值班調度員。省調管轄設備的操作，必須按省調值班調度員的指令進行，省調委托地調代管設備、省調許可設備的操作，地調值班調度員在操作前必須經省調值班調度員的同意，操作后匯報省調值班調度員。
第128條 地調管轄的設備需省調管轄的旁路開關代運，其操作由地調值班調度員指揮；省調管轄的設備需地調管轄的開關代運，其操作由省調值班調度員指揮；改變母線運行方式的操作，由其調度管轄單位的值班調度員指揮。
第129條 3/2接線一串中的兩個設備由不同調度管轄時，該串中任一開關、刀閘的操作需征得另一方的許可并經管轄母線的調度同意。
第130條 值班調度員在操作前應與有關單位聯系，確認無問題后再操作。倒閘操作應盡量避免在交接班、高峰負荷和惡劣天氣時進行。
第131條 對于無人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由省調值班調度員下達給操作隊（或監控中心）值班人員;對于有人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由省調值班調度員直接下達給變電站值班人員。
省調值班調度員將操作指令直接下達變電站（或監控中心），由變電值班人員實施操作，操作隊值班人員應按計劃到現場。
山東電力系統調度管理規程
第132條 值班調度員對管轄設備進行兩項及以上的正常操作，均應填寫操作指令票。對一個操作任務涉及兩個以上綜合指令的正常操作，要填寫操作順序。
第133條 值班調度員在填寫操作指令票和發布操作指令前要特別注意下列問題：
1、對電網的運行方式、有功出力、無功出力、潮流分布、頻率（ACE）、電壓、電網穩定、通信及調度自動化等方面的影響。必要時，應對電網進行在線安全計算分析并做好事故預想。
2、對調度管轄以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。
3、操作順序的正確性，嚴防非同期并列、帶負荷拉合刀閘和帶地線合閘等。
4、繼電保護、安全自動裝置和變壓器中性點接地方式的適應性。
5、線路“T”接線。
第134條 操作指令分逐項指令、綜合指令和單項指令。涉及兩個及以上單位的配合操作或需要根據前一項操作后對電網產生的影響才能決定下一項操作的，必須使用逐項指令。
凡不需要其他單位配合僅一個單位的單項或多項操作，可采用綜合指令。
處理緊急事故或進行一項單一的操作，可采用單項指令。下列操作值班調度員可不用填寫操作指令票，但應做好記錄：
1、合上或拉開單一的開關或刀閘(含接地刀閘)。
2、投入或退出一套保護、安全自動裝置。
第九章 調度操作管理
3、投入或退出機組AGC、AVC、PSS。
4、發電機組啟停。
5、事故處理。
第135條 逐項指令的操作由值班調度員填寫操作指令票，下達操作預告，逐項發布操作指令，收聽匯報，實施操作。
綜合指令的操作，由值班調度員填寫綜合指令票，下達操作任務、時間和要求，現場填寫倒閘操作票，根據值班調度員指令實施操作。
單項指令的操作，值班調度員不填寫操作指令票，可隨時向運行值班人員發布指令。
第136條 省調值班調度員的操作指令，應由地調值班調度員、發電廠值長或電氣班長、變電運行人員接受，并匯報執行結果。
第137條 省調值班調度員為便利操作或在通信中斷時，可以通過地調值班調度員、發電廠值長轉達指令和匯報，也可委托地調值班調度員對省調管轄設備進行操作。
委托操作應在操作8個小時前通知受委托地調和受令單位（異常和事故處理不受此時間限制），同時將有關安全、技術措施一并下達。操作結束后，地調將調度權交還省調。
第138條 省調值班調度員應在前一工作日17時前，將操作任務通知有關單位。
第139條 接地刀閘（地線）管理規定：
1、凡屬省調管轄線路出線刀閘以外的省調值班調度員下令操作的線路接地刀閘（地線），由省調操作管理。
2、線路出線刀閘以內的接地刀閘（地線），由廠站運行值班人員操作管理。
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3、檢修人員在線路上裝設的工作地線，由檢修人員操作管理。
第二節 操作制度
第140條 操作指令票制：
1、所有正常操作，值班調度員應于發布指令兩小時前填寫好操作指令票，對照廠站主接線圖檢查操作步驟的正確性，并將操作步驟預告有關單位。新設備啟動操作應提前24小時下達操作預告。
2、操作預告可利用電話、傳真、網絡等方式將調度指令內容傳到現場，雙方必須進行復誦校核內容一致。
3、現場根據調度預告的步驟，寫出倒閘操作票，做好操作準備。
4、在擬票、審核、預告及執行操作指令票中，值班調度員要充分理解檢修票中的內容、安排、要求及運行方式變化原因，明確操作目的，確定操作任務，必要時征求現場操作意見，并做好事故預想。
5、填寫操作票，必須正確使用設備雙重編號和調度術語；操作指令票內容必須清楚、明確，值班調度員必須按核對正確已經預告的操作指令票發布操作指令。
6、新設備啟動送電前，值班調度員應與現場運行值班人員核對接線方式、設備名稱及編號正確。新設備啟動不允許調度員現場指揮操作。
第141條 復誦指令制：
接受操作預告、操作指令和收聽操作匯報的運行值班人員，都必須復誦。操作指令復誦無誤方可執行。下令者只有得到直接受令者完成指令的匯報時，指令才算執行完畢。
第九章 調度操作管理
第142條 監護制：
調度操作指令票一般由副值調度員填寫，調度長（正值）審核。
發布操作指令和收聽操作匯報，一般由副值調度員實施，調度長（正值）監護。
第143條 錄音記錄制：
所有調度操作、操作預告、事故處理都必須錄音；值班調度員和現場運行人員必須做好操作記錄。
第三節 基本操作規定
第144條 變壓器操作 1、110kV及以上電力變壓器在停、送電前，中性點必須接地，并投入接地保護。變壓器投入運行后，再根據繼電保護的規定，改變中性點接地方式和保護方式。
2、變壓器充電時，應選擇保護完備、勵磁涌流影響較小的電源側進行充電。充電前檢查電源電壓，使充電后變壓器各側電壓不超過其相應分頭電壓的5%。一般應先合電源側開關，后合負荷側開關；停電時則反之。500kV變壓器停送電，一般在500kV側停電或充電。
3、新裝變壓器投入運行時，應以額定電壓進行沖擊，沖擊次數和試運行時間按有關規定或啟動措施執行；變壓器空載運行時，應防止空載電壓超過允許值。
4、變壓器并列運行的條件：（1）結線組別相同。（2）電壓比相同。（3）短路電壓相等。
電壓比不同和短路電壓不等的變壓器經計算和試驗，在
山東電力系統調度管理規程
任一臺都不會發生過負荷的情況下，可以并列運行。
5、倒換變壓器時，應檢查并入的變壓器確已帶上負荷，才允許停其他變壓器。
6、并列運行的變壓器，倒換中性點接地刀閘時，應先合上要投入的中性點接地刀閘，然后拉開要停用的中性點接地刀閘。
第145條 開關、刀閘操作
1、開關合閘前，廠站必須檢查繼電保護已按規定投入。開關分、合閘后，廠站必須檢查確認開關三相位置。
2、開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許就地操作時，必須進行三相同時操作，不得進行分相操作。
3、母線為3/2接線方式，設備送電時，應先合母線側開關，后合中間開關；停電時則反之。
4、刀閘的操作范圍：
（1）在電網無接地故障時，拉合電壓互感器。（2）在無雷電活動時拉合避雷器。
（3）拉合220kV及以下母線和直接連接在母線上的設備的電容電流，拉合經試驗允許的500kV母線。
（4）在電網無接地故障時，拉合變壓器中性點接地刀閘。（5）與開關并聯的旁路刀閘，當開關合好時，可以拉合開關的旁路電流。
（6）拉合3/2接線的母線環流。其他刀閘操作按廠站現場規程執行。第146條 母線操作
1、母線的倒換操作，必須使用母聯開關。
2、備用母線和檢修后的母線，充電時現場應投入母聯開關的保護，充電良好后方可進行倒換操作。母線倒換操作時，36
第九章 調度操作管理
現場應斷開母聯開關操作電源。
3、無母聯開關、母聯開關無保護的雙母線倒換操作和用刀閘分段的母線送電操作，必須檢查備用母線確無問題，才可使用刀閘充電。
4、母線倒閘操作過程中，現場負責保護及安全自動裝置二次回路的相應切換。
5、進行母線倒閘操作時應注意：（1）對母差保護的影響。
（2）各段母線上電源與負荷分布的合理性。（3）主變中性點接地方式的適應性。（4）防止PT對停電母線反充電。
（5）向母線充電時，應注意防止出現鐵磁諧振或因母線三相對地電容不平衡而產生過電壓。
第147條 線路操作
1、線路停電操作順序：
拉開開關，拉開線路側刀閘，拉開母線側刀閘，在線路上可能來電的各端合接地刀閘（或掛接地線）。
線路送電操作順序： 拉開線路各端接地刀閘（或拆除地線），合上母線側刀閘，合上線路側刀閘，合上開關。
值班調度員下令合上線路接地刀閘（或掛地線）即包括懸掛“禁止合閘，線路有人工作”的標示牌；值班調度員下令拉開線路接地刀閘（或拆除地線）即包括摘除“禁止合閘，線路有人工作”的標示牌。
2、雙回線或環形網絡解環時，應考慮有關設備的送電能力及繼電保護允許電流、電流互感器變比、穩定極限等，以免引起過負荷跳閘或其他事故。
山東電力系統調度管理規程 3、500kV、220kV雙回線或環網中一回線路停電時，應先拉開送電端開關，后拉開受電端開關，以減少開關兩側電壓差，送電時反之；如一側發電廠，一側變電站，一般在變電站側停送電，發電廠側解合環。有特殊規定的除外。
直配線路停電時一般先拉開受電端開關，后拉開送電端開關。送電時反之。
4、操作220kV及以上電壓等級的長線路時應考慮：（1）勿使空載時受端電壓升高至允許值以上。（2）投入或切除空線路時，勿使電網電壓產生過大波動。（3）勿使發電機在無負荷情況下投入空載線路產生自勵磁。
第148條 新建線路投入運行時，應以額定電壓進行沖擊，沖擊次數和試運行時間，按有關規定或啟動措施執行。
第149條 500kV高壓并聯電抗器送電前，電抗器保護、遠方跳閘裝置應正常投入，500kV線路高抗（無專用開關）投停操作必須在線路冷備用或檢修狀態下進行。
第150條 解、并列操作
1、值班調度員在解、并列操作前，應認真考慮可能引起的電壓、頻率（ACE）、潮流、繼電保護與安全自動裝置的變化，并通知有關單位。
2、準同期并列的條件：（1）相序、相位相同。（2）頻率相同。（3）電壓相同。
3、并列時調整頻率的原則：
（1）發電機與電網并列，應調整發電機的頻率，可在任一穩定頻率進行。
第九章 調度操作管理
（2）電網與電網并列，應調整頻率不符合標準的電網或容易調整的電網。兩電網并列可在49.9赫茲至50.1赫茲之間任一穩定值進行。
4、并列時調整電壓的原則：
（1）發電機與電網并列，調整發電機電壓，并列點兩側電壓偏差在1%以內。
（2）電網與電網并列，并列點兩側電壓偏差應在5%以內，無法調整時，允許電壓差20%。
5、電網解列時，應將解列點有功、無功調整至零。有困難時，可在有功調整至零，無功調至最小的情況下解列。
凡有并列裝置的廠站運行人員必須達到能操作并列的要求。
第151條 解、合環操作
1、值班調度員在解、合環前，應認真考慮繼電保護、安全自動裝置、潮流變化、設備過載、電壓波動等變化因素，必要時應對電網進行在線安全計算分析，并通知有關單位。
2、解、合環應使用開關，未經計算試驗不得使用刀閘。
3、環形網絡只有相位相同才允許合環。
4、合環操作有條件的應檢查同期，電壓差不超過20%，相角差不超過30度（經計算各元件過載在允許范圍內）。
第152條 零起升壓操作
1、擔負零起升壓操作的發電機，需要有足夠的容量，對長距離高壓線路零起升壓時，應防止發電機產生自勵磁。零起升壓前，發電機強勵、自動電壓調整裝置、失磁保護退出，聯跳其他非零起升壓回路開關壓板退出，其余保護均可靠投入。
2、升壓線路保護完整并投入，重合閘退出，聯跳其他非
山東電力系統調度管理規程
零起升壓回路開關壓板退出。
3、對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，變壓器保護必須完整并可靠投入，中性點必須接地。
4、零起升壓系統必須與運行系統有明顯斷開點。
第十章 電力系統事故及異常處理
第十章
電力系統事故及異常處理
第一節 事故處理一般原則
第153條 省調值班調度員在事故處理時接受網調值班調度員指揮，是省調管轄范圍內電力系統事故處理的指揮者，應對省調管轄范圍內電力系統事故處理的正確性和及時性負責。
第154條 事故處理的主要任務：
1、迅速限制事故發展，消除事故根源，解除對人身和設備安全的威脅，防止系統穩定破壞或瓦解。
2、用一切可能的方法，保持對用戶的正常供電。
3、迅速對已停電的用戶恢復送電，特別應優先恢復發電廠廠用電、變電站站用電和重要用戶的保安用電。
4、調整電網運行方式，使其恢復正常。
第155條 電網發生事故時，運行值班人員應立即向省調值班調度員簡要報告開關動作情況，待情況查明后及時匯報下列情況：
1、跳閘開關（名稱、編號）及時間、現象。
2、繼電保護和自動裝置動作情況，故障錄波及測距。
3、表計擺動、出力、頻率、電壓、潮流、設備過載等情況。
4、人身安全和設備運行異常情況。
第156條 事故單位處理事故時，對調度管轄設備的操作，應按值班調度員的指令或經其同意后進行。無須等待調度指令者，應一面自行處理，一面將事故簡明地向值班調度員報告。待事故處理完畢后，再作詳細匯報。網調管理設備
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和網調省調雙重調度設備發生故障時，省調在進行處理的同時報告網調。
第157條 為了迅速處理事故，防止事故擴大，下列情況無須等待調度指令，事故單位可自行處理，但事后應盡快報告值班調度員：
1、對人身和設備安全有威脅時，根據現場規程采取措施。
2、廠（站）用電全停或部分停電時，恢復送電。
3、電壓互感器保險熔斷或二次開關跳閘時，將有關保護停用。
4、將已損壞的設備隔離。
5、電源聯絡線（網調調度設備除外）跳閘后，開關兩側有電壓，恢復同期并列或合環。
6、安全自動裝置（如切機、切負荷、低頻解列、低壓解列等裝置）應動未動時手動代替。
7、本規程及現場規程明確規定可不等待值班調度員指令自行處理者。
第158條 電網事故過程中，各單位應首先接聽上級調度的電話。非事故單位應加強設備監視，簡明扼要地匯報事故象征，不要急于詢問事故情況，以免占用調度電話，影響事故處理。
第159條 值班調度員在處理事故時應特別注意：
1、防止聯系不周，情況不明或現場匯報不準確造成誤判斷。
2、按照規定及時處理異常頻率、電壓。
3、防止過負荷跳閘。
4、防止帶地線合閘。
5、防止非同期并列。
第十章 電力系統事故及異常處理
6、防止電網穩定破壞。
7、開關故障跳閘次數在允許范圍內。
第160條 值班調度員在處理事故中，要沉著、果斷、準確、迅速。處理事故期間非有關人員應主動退出調度室，有關人員應協助值班調度員處理事故。事故處理告一段落，應迅速將事故情況匯報上級值班調度員及有關領導。
第161條 在事故處理過程中，為縮小事故范圍、防止設備損壞、解救觸電人員以及對電網的緊急調整等進行的操作稱之為應急處理操作。是否為應急處理操作，由值班調度員認定。
值班調度員發布應急處理操作的調度指令稱為應急指令。
第162條 應急指令的執行
1、受令單位接到值班調度員發布的應急指令后，在保證安全的前提下，應盡可能提高應急處理操作的速度。
2、執行應急指令時可不用操作票，但應做好記錄。
3、對于無人值守變電站，操作單位執行應急指令時，能遙控的設備必須用遙控操作。
4、應急處理過程中，現場可采取一切通信方式盡快與調度聯系。
5、執行應急指令需要解鎖操作時，可由操作隊或變電站當值負責人下令緊急使用解鎖工具，發電廠由當值值長下令緊急使用解鎖工具，操作完畢后應及時向防誤閉鎖專責人匯報。
6、執行應急指令優先于執行正常操作指令。
第163條 事故處理時，要全部錄音并做好記錄。對重大事故當值調度員應在3日內寫出事故報告。
山東電力系統調度管理規程
第164條 重大電網事故，要組織有關人員討論分析，總結經驗教訓，制定相應的反事故措施。
第165條 交接班時電網發生事故，應停止交接班。由交班調度員（運行人員）進行處理，接班調度員（運行人員）協助，待事故處理告一段落后，再進行交接班。
第二節 頻率異常處理
第166條 電網發生事故導致跨省聯絡線送受電偏離計劃時，省調值班調度員應立即報告網調，按照網調要求采取措施盡快恢復聯絡線計劃。
第167條 當電網頻率低于49.8赫茲時，省調值班調度員按照網調值班調度員指令立即調整發電廠出力，解列抽水工況運行的抽水蓄能機組，啟動抽水蓄能機組發電工況運行。當電網備用出力不足時，省調值班調度員立即對地調值班調度員下達限電或事故拉路指令。地調接到指令后，應在15分鐘內完成。
當頻率低至49.5赫茲且有繼續下降趨勢或低于49.8赫茲持續時間超過15分鐘以上時，省調值班調度員按照省調事故拉路序位直接拉路，使頻率低于49.8赫茲的持續時間不超過30分鐘。
第168條 當電網頻率低于49.25赫茲時，各發電廠、變電站（或監控中心）運行值班人員應主動迅速地將裝有低頻自動減負荷裝置應動而未動的線路拉閘；抽水蓄能電站值班人員將抽水工況運行的機組解列，自行啟動機組發電工況運行。
當頻率低于49.0赫茲時，各地調值班調度員應立即自行按“事故拉路序位”拉閘，使頻率恢復至49.0赫茲以上。
第十章 電力系統事故及異常處理
當頻率低于48.5赫茲時，發電廠運行人員按本廠“事故拉路序位”立即拉閘，使頻率恢復至49.0赫茲以上，然后匯報省、地調值班調度員。
當頻率低于48.0赫茲時，省調值班調度員、地調值班調度員、發電廠值長可不受事故拉路序位的限制自行拉停負載線路或變壓器，使頻率恢復至49.0赫茲以上。
第169條 當電網頻率低于46.0赫茲時，按所管轄調度機構批準的“保廠用電方案”，發電廠可自行解列一臺或數臺發電機帶本廠廠用電和地區部分負荷單獨運行，同時將其他機組自行從電網解列(如現場規程有明確規定，按現場規程執行)。
第170條 當電網頻率恢復至49.0赫茲，電壓恢復至額定電壓的90%以上時，解列運行的發電廠應主動聯系值班調度員將解列的發電機并入電網。
第171條 電網低頻率運行時，對拉閘和低頻自動減負荷裝置動作跳閘的線路，需在頻率恢復到49.8赫茲以上，并征得省調值班調度員的同意，方可送電(需送保安電源者除外)。省調下令拉閘的設備由省調下令恢復送電。
第172條 當電網頻率持續偏高且無法調整時，省調值班調度員可令各廠采取措施降低出力或讓部分機組滑減出力直至停機。
第173條 下級調度機構未按上級調度機構指令或有關規定及時限電或拉閘，所引起的一切后果由其負責。
第174條 一般情況下，電網頻率超過50±0.2赫茲的持續時間不應超過20分鐘；頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不應超過10分鐘。任何情況下，頻率超過50±0.2赫茲的持續時間不得超過30分鐘;頻率超過50±0.5赫茲的持續時
山東電力系統調度管理規程
間不得超過15分鐘。
第175條 局部電網解列時，裝機容量小于3000MW的電網正常頻率為50±0.5赫茲。一般情況下，頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不應超過20分鐘;頻率超過50±1赫茲的持續時間不應超過10分鐘。任何情況下，頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不得超過30分鐘;頻率超過50±1赫茲且持續時間不得超過15分鐘。
第三節 電壓異常處理
第176條 一般情況下，220kV及以上母線電壓超出規定電壓±5%的持續時間不應超過1小時；超出規定電壓±10%的持續時間不應超過30分鐘。任何情況下，電壓超出規定電壓±5%的持續時間不得超過2小時；超出規定電壓±10%的持續時間不得超過1小時。
第177條 當220kV及以上母線電壓低于規定電壓的95%時，省調值班調度員采取措施使電壓恢復正常，必要時在低電壓地區限電。
當電壓低于規定電壓的90%時，省調值班調度員應立即在低電壓地區事故拉路，直至電壓恢復正常。
第178條 當發電機電壓降至額定電壓90%以下時，現場運行值班人員應利用發電機事故過負荷能力，增加無功出力以維持電壓，同時報告所屬調度值班調度員處理，若電壓下降很快，低于額定電壓的85%，發電廠可按事故拉路順序自行拉路，使電壓恢復到額定值90%以上，再向值班調度員報告。
第179條 當220kV及以上母線電壓高于規定電壓的105%時，現場運行值班人員應及時匯報省調值班調度員。省46
第五篇：安徽省電力系統調度規程最新版
安徽省電力系統調度規程最新版(8)[ 作者：佚名 轉貼自：本站原創 點擊數：1242 更新時間：2006-10-24 ] 第一章 總 則
第1—1條 電力系統是發、輸、變、配、用電同時完成、連續運行的整體，必須遵循其內在的客觀規律，實行“統一調度、分級管理”原則。為規范電網調度管理，保障系統安全、穩定、優質、經濟運行，特制定本規程。
第1—2條 本規程依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《關于加強電網調度系統管理的若干規定》、《華東電力系統調度規程》，結合電力系統的發展狀況，在對安徽省電力工業局1996年7月頒發的《安徽省電力系統調度規程》加以修改補充的基礎上，進行編制。
第1—3條 安徽電網屬華東電網的一個組成部分，包括安徽省境內接入系統的發電、供電（輸電、變電、配電）、受電設施和保證這些設施正常運行所需的繼電保護和安全自動裝置、計量裝置、電力通信設施和電網調度自動化設施等。接入安徽電網的發電廠（包括火電廠、水電站）、變電站、各級調度機構和用戶必須執行本規程。各級運行人員和有關領導，應熟悉本調度規程，生技、安監、計劃、用電、基建、檢修、繼電保護、通信、自動化人員應熟悉本規程有關部份。
本規程是華東電網安徽電力系統中電力生產及電網運行的基本規程。省內各地市供電局及各發電廠、變電站制定的調度規程和現場規程應與本調度規程精神相符。各發電廠、變電站的現場規程，凡涉及省調調度業務部分，均應按本規程精神予以修訂。
第1—4條 電網調度是指電網調度機構（以下簡稱調度機構）為保障電網的安全、穩定、優質、經濟運行，對電網運行進行的組織、指揮、指導和協調。
按照國家規定，調度系統包括各級調度機構和電網內發電廠、變電站的運行值班單位。
調度機構在省內設三級：省級調度機構[簡稱安徽省調]、地級調度機構[簡稱××地調]、縣級調度機構[簡稱××縣調]。
各級調度機構在電網調度業務活動中是上、下級關系，下級調度機構必須服從上級調度機構的調度；是垂直的專業技術領導關系，上級調度機構必須按規定對下級調度機構實行指導、協調與監督。
調度機構調度管轄范圍內的發電廠、變電站的運行值班單位，必須服從該級調度機構的調度。
各級調度機構分別是本級電網經營企業的組成部分。調度機構既是生產運行單位，又是電網運行管理的職能機構，依法在電網運行中行使調度權。
第1—5條 調度機構的主要任務是： 1.按最大范圍優化配置資源的原則，實現優化調度，充分發揮電網的發、供電設備能力，以最大限度地滿足社會和人民生活用電的需要；
2.按照電網的客觀規律和有關規定使電網連續、穩定、正常運行，使電能質量（頻率、電壓和諧波分量等）指標符合國家規定的標準；
3.按照“公平、公正、公開”的原則，依據有關合同或協議，保護發電、供電、用電等各方的合法權益；
4.按社會主義市場經濟規則和電力市場調度規則，負責電力市場的運行、交易和結算。
第1—6條 安徽省調具體職責主要包括：
1.負責本省電網的調度管理，負責組織執行上級調度機構發布的調度指令；
2.負責組織實施上級調度及上級有關部門制定的有關標準和規定。負責制定本網的有關規章制度；
3.參與制定電網運行技術措施、電網管理方面的規定等；
4.服從上級調度機構的統一調度，維護華東電網的安全、優質、經濟運行，負責調度管轄電網的安全、優質、經濟運行；按計劃或合同組織發、供電；按上級調度的要求上報電網運行信息；
5.組織編制和執行本網的運行方式；參加華東電網運行方式的計算分析，本網運行方式中涉及網調管轄設備的須報網調核準；
6.配合計劃部門參加編制本網發、供電計劃和技術經濟指標，負責制定本網月度發、供電計劃，制定、下達和調整本網日發、供電調度計劃，并對計劃執行情況實行監督；批準調度管轄范圍內設備的檢修；
7.指揮并實施考核本網的調峰、調頻和調壓；根據網調指令進行調峰和調頻或控制省際聯絡線電力交換，并指揮本省電網的調壓；
8.對調度管轄范圍內的設備進行操作管理；
9.負責指揮調度管轄電網的事故處理，分析事故原因，制定提高本省電網安全運行水平的措施；
10.編制調度管轄范圍內的新建或改建設備的并網方案，參與簽訂并網合同，主持簽訂相應的并網調度協議，并嚴格執行；參加制定本省電網與外省電網的聯網方案；參與組織新工程、新設備投產的有關接入系統的調試；
11.制定事故限電序位表，報省人民政府主管部門審核批準后執行； 12.參加本網通信網絡、繼電保護和自動化系統的規劃、實施，并負責運行管理和技術管理；制定本網通訊網絡、繼電保護和自動化系統的聯網技術方案，統一技術規范；審定聯網設備并監督實施。
13.參與協調本省電網水電廠發電與防洪、灌溉、城市供水等方面的關系；
14.參加本網規劃、系統設計和有關工程設計的審查；
15.上級和本電網管理部門或者上級調度機構批準（或授予）其他職權。
第1—7條 本調度規程將根據規定，不定期進行修訂。其解釋權屬安徽省電力公司。
第二章 調度管轄范圍劃分原則
第2—1條 為使電網調度機構有效地領導、指揮電力生產和電網運行，所有并網運行的發、供電設備和保證發供電能力的主要輔助設備，不論其產權歸屬和管理形式，均應納入相應的電網調度管轄范圍。
安徽電網調度管轄范圍劃分原則如下：
1.屬華東網調調度管轄的設備
500千伏線路、母線、聯絡變及其相應開關、高抗、低抗等設備，屬華東網調調度管轄及調度許可的具體設備由華東網調確定。
2.屬省調調度管轄的設備
⑴單機容量達25兆瓦及以上或總裝機容量達50兆瓦及以上，直接接入110千伏及以上電網運行的發電廠的機（汽輪機、燃氣輪機、水輪機、發電機、調相機）爐（鍋爐）設備，及影響可調出力的主要輔助設備；
⑵220千伏母線（包括旁路母線）（終端變電站的母線除外）；
⑶220千伏線路（終端線路除外）；
⑷220千伏系統變壓器中性點接地方式（220千伏終端變除外）,發電廠220千伏聯絡變、升壓變、變電站220千伏聯絡變的分接頭;
⑸省調調度管轄的220千伏線路、母線、主變中性點的繼電保護和安全自動裝置；以及省調調度管轄的一次設備相應的通信、調度自動化設備、省調話路等。
3.屬發電廠調度管轄的設備 各發電廠的主變壓器（包括升壓變、聯絡變）、發電機的機端母線、機爐的主要輔助設備，其它輔助設備，有220千伏聯絡變壓器的110千伏母線，高壓備變及廠用電系統等。
4.屬各地調調度管轄的設備
220千伏終端線路、終端變電站的220千伏母線；220千伏變電站的主變壓器（包括220千伏與110千伏聯絡變）、110千伏母線、110千伏及以下聯絡線路、110千伏饋電線路，地區電網及小型地方電廠（單機容量25兆瓦以下或總裝機容量在50兆瓦以下的電廠）。
在110千伏系統運行的發電廠110千伏母線；220千伏終端變壓器中性點及110千伏系統主變壓器中性點接地方式。
110千伏系統主變壓器分接頭，220千伏降壓變壓器分接頭。
5.省調調度許可設備
⑴220千伏終端變電站的220千伏母線、220千伏終端線路、220千伏降壓變壓器主變分接頭、220千伏終端變的主變中性點接地方式,變電站內安裝的5000千伏安電業電容器組;
⑵屬各地調及各發電廠管轄的設備，如其運行狀態的改變將影響系統運行方式或電壓、潮流、穩定限額、發電機出力及備用者，以及影響省調管轄的繼電保護、安全自動裝置、安全穩定裝置、通信、電網調度自動化時，均應報省調調度許可；
⑶地調在進行調度操作或事故處理時（如環路或并列）涉及到省調調度管轄范圍的設備狀態時，應征得省調調度員的操作許可。
第2—2條 省調調度管轄的設備，按調度方式分為以下幾種：
1.省調直接調度并操作管理的設備
⑴接入220千伏電網的發電廠；
⑵220千伏跨地區聯絡線及220千伏母線。
2.省調調度管轄由地調負責操作管理的設備
⑴220千伏聯絡線的兩側設備均屬同一地（市）供電局管轄或同一地區內與發電廠間的線路；
⑵已全部委托地調操作管理的220千伏變電站出線的220千伏母線亦同時委托設備所屬的地調操作管理。
3.省調委托地調負責調度的設備
⑴接入110千伏系統運行的發電廠設備； ⑵特殊情況下可委托某一地調代替省調對某一地區實行調度。
第三章 調度管理制度
第3—1條 各級調度機構都要貫徹“統一調度、分級管理”的原則，要運用行政、技術、經濟和法律手段，保證統一調度的順利實施。任何一級調度若發生調度不力，出現失控，造成電網事故者，應當依法追究責任。
第3—2條 凡并入我省電網的發電廠及變電站，不論其產權所屬和管理形式，均應遵守統一調度、分級管理和平等互利、協商一致的原則簽訂并網調度協議；并網運行的設備必須納入調度管轄范圍，服從調度機構的統一調度；只有簽訂了并網調度協議，具備并網運行條件，才能并網運行；并網運行的各方必須嚴格執行協議。
第3—3條 各級電力調度在調度業務上是上下級關系，下級調度必須服從上級調度的領導和指揮。調度值班人員對所發布調度指令的正確性負責，下級調度、發電廠及變電站值班人員要認真執行調度指令，并及時向上級調度值班人員如實匯報調度指令執行和設備運行情況。
第3—4條 安徽省調值班調度員在值班期間受華東網調值班調度員的指揮，負責正確執行華東網調值班調度員的運行、操作和事故處理指令。省調值班調度員是我省省調調度管轄范圍內的電網運行、操作和事故處理的指揮者。
第3—5條 省調在其管轄范圍內的調度聯系對象為：各地調值班調度員、各發電廠值長（或電氣班長）、各變電站班長（值長）或主值班員。省調值班調度員對上述人員直接發布調度指令，并對調度指令的正確性負責；各地調、發電廠、變電站的上述值班人員應接受省調值班調度員的指揮并負責正確執行其調度指令。
第3—6條 各級值班調度員及運行值班人員在聯系業務、發布和接受調度指令時，必須互報單位、姓名，使用統一調度術語、操作術語，嚴格執行指令，遵守復誦、匯報及錄音、記錄制度。
第3—7條 省調值班調度員下達的調度指令，有關各地調、發電廠和變電站的值班人員必須及時執行。如受令者認為所接受的指令不正確或有疑問時，應立即向發令人提出，但當發令人重申他的指令時，受令者必須迅速執行（明顯威脅人身和設備安全者應拒絕執行，但應說明情況）。如拒絕執行調度指令，一切后果均應由受令者或允許不執行該指令的領導人負責。
當發生拒絕執行調度指令、破壞調度紀律、有意虛報或隱報情況的行為時，有關領導應組織調查，并將調查結果報省電力公司及省電力管理部門，依法處理。
第3—8條 凡屬省調調度管轄范圍內的設備，未經省調批準或省調調度值班員同意，各有關單位的運行人員不得擅自改變其運行方式或狀態（在現場事故處理規程內已有規定者除外，但亦應邊處理邊簡明報告省調值班調度員）。屬省調調度許可的設備，各有關單位必須得到省調當值調度員的許可后，方能進行停、復役操作。
屬華東網調調度管轄和許可的設備其管理辦法按《華東電力系統調度規程》執行。
第3—9條 各級電力調度機構應按《電力法》及有關法規、規程、規定行使調度權，任何單位和個人不得非法干預電網調度。調度值班人員依法調度，有權利和義務拒絕各種非法干預。
第3—10條 各發供電單位領導人向其運行人員發布的指令如涉及省調權限時，必須得到省調值班調度員的許可才能執行（但在現場事故處理規程內已有規定者除外）。
第3—11條 當發電廠、變電站的值班人員同時接到省調和地調的操作指令時，應優先執行省調的操作指令（特殊情況由地調值班調度員向省調報告情況后，由省調值班調度員決定操作指令的執行順序）；發電廠、變電站值班人員當接到省調和地調互相矛盾的指令時，應立即向省調和地調報告，由省調值班調度員決定如何執行指令。在必要時省調有權越級向地調管轄的變電站值班人員發布調度指令。地調管轄的變電站值班人員當接到省調值班調度員的指令后，應立即執行，并將執行結果報告省調和地調的值班調度員。
第3—12條 根據系統事故處理的要求，各地市供電局應會同有關部門編制地區 “事故限電序位表”，經本級電力管理部門審核，報本級人民政府批準后列入現場規程，并報省調備案，各地市“事故限電序位表”所控制的實際負荷應不小于本地區總負荷的三分之一。每年上半年對拉限電序位表核定一次，六月底前行文上報省調。
省調根據全省系統結線方式、事故處理要求、各地市用電負荷的性質，每年綜合編制全省“事故限電序位表”，經省電力公司總工程師審定，報省政府主管部門審核批準后執行，同時報華東網調備案。“事故限電序位表”批準后，批準部門應當通知有關用戶。
為保證電能質量和電網安全穩定運行，調度值班人員需下令限電時，應當事先通知，下級調度值班人員和用電管理部門按有關規定迅速事先通知用戶，按規定執行調度指令；事故情況下，調度值班人員可按“事故限電序位表”發布拉閘限電指令，受令單位必須立即執行，并如實匯報執行情況，對不執行指令、拖延執行指令或規定時間內達不到要求限電數量者按違反調度紀律處理。造成電網或用戶損失者，應當依法承擔責任。
第3—13條 當設備發生異常運行或電網出現異常情況時，發電廠、變電站以及地調的值班人員應及時報告省調值班調度員、省調值班調度員應按規定迅速及時采取應急措施，消除事故隱患和防止事故擴大。
省調通往各單位的調度電話，是電網統一調度重要手段，非調度業務不得占用。省調打給各發電廠、變電站控制室的調度電話，應由值班負責人接話，若值班負責人離開控制室時，應預先指定專人代理，以免延誤調度工作。
第3—14條 省電力公司和地（市）供電局領導發布的一切有關調度業務指令，應通過本級調度機構有關領導、技術專職、調度科（組）長等轉達給值班調度員，如有關領導不在單位，則值班調度員可直接接受和執行指令，同時盡快報告調度部門領導和科（組）領導。第3—15條 各級值班調度員和發電廠、變電站的運行人員必須經過培訓、考核并取得相應的崗位合格證書方可上崗。省調值班調度員名單應由省電力公司批準，并通知各有關單位。各發電廠、供電局應將本單位有權接受調度指令的人員任免名單正式發文報送省調。
第3—16條 各級值班調度員應 按調度負責人批準的值班表值班。在特殊情況下調班須經調度科（組）長同意，一般情況下不得連續值兩班。值班期間應嚴守崗位，集中精力，嚴格執行交接班制度，履行交接班手續和交接班匯報制度。
第3—17條 我省范圍內110千伏線路、電氣設備均由省調統一制定編號原則和范圍，由各地調按規定命名編號，以書面形式通知有關單位，并報省調備案。
變電站名稱的命名應由各單位立項基建時提出后報省公司批準。220千伏設備由省調統一命名編號，并報華東網調備案；500千伏設備由華東網調統一命名編號。
第四章 并網管理
第4—1條
凡需并網運行的發電廠或電網，必須與電網管理部門本著平等互利、協商一致的原則簽訂并網調度協議，并按國家及電力行業有關規定履行并網手續，方可正式并入電網運行。
第4—2條
電網管理部門對并網電廠申請并網運行采取分級管理方式
1.凡單機容量達25兆瓦及以上或總裝機總容量在50兆瓦及以上，直接接入110千伏電壓等級電網的電廠,向省電力公司提出申請；
2.凡單機容量達25兆瓦以下或總裝機總容量在50兆瓦以下，直接接入35千伏電壓等級及以下電網的電廠,向地市供電局提出申請。
第4—3條 申請并網運行發電廠的建設應與其配套的送變電工程和二次系統(包括相應的繼電保護、安全自動及計量裝置、通信、電網調度自動化等)設施按批準的設計同步建成、同步投產，并經有關電網管理部門驗收合格。待并網的發電廠或電網向電網管理部門提出并網申請報告，經電網管理部門批準，電網調度機構根據己批準的并網申請與申請單位共同安排并網事宜。
第4—4條
并網運行的發電廠或電網，必須服從電網調度機構的統一調度，必須具有接受電網統一調度的技術裝置和管理設施，并具備以下基本條件：
1.向有關電網管理部門調度機構提供電氣主接線圖，主要設備參數、聯網方式、繼電保護和安全自動裝置、遠動及通信設備等技術資料，水電廠(包括蓄能水電廠)還應提供水工建筑、水文、水庫調度曲線(調度圖)等資料，核電廠還應提供核島的有關資料和圖紙。
2.與有關電網調度機構之間的通信設施已按設計建成，并已具備投運條件。
3.遠動設施己按設計建成，有關遠動信息具備接入有關電網調度機構電網調度自動化系統的條件。
4.根據設計要求安裝的繼電保護和安全自動裝置已具備投運條件。5.與并網運行有關的電力、電量量測裝置的技術等級應符合國家的有關規定并已安裝完畢和進行初步校驗。
6.保證電廠和電網安全運行的安全穩定控制措施及其他必要的安全措施已落實；
7.其他必要的技術設施和事宜。
第4—5條
有關電網管理部門因電網情況變化，為保證電網和電廠安全運行而要求發電廠加裝的有關設備，發電廠應按其要求加裝。
第4—6條
有關電網管理部門在接到發電廠的并網申請后，除對其是否具備并網條件進行審核外，對保證電網安全，須與電網配合的繼電保護和安全自動裝置的整定值應認真組織計算，并下達執行。
第4—7條
電網管理部門的調度機構與發電廠簽訂的并網調度協議主要包括但不限于以下內容：
1.并網運行的發電廠必須服從電網統一調度，執行有關的電網調度管理規程；電網調度機構應按發電機組設計能力同時體現公平、公正、經濟、合理的原則及電網的運行需要統一安排并網電廠的調峰、調頻、調壓和事故備用。
2.由有關電網管理部門核定的發電機組最高、最低技術出力作為有關調度機構安排發電廠日負荷曲線和調峰容量的依據。
3.發電廠檢修計劃的編制應統籌考慮電網的需要和發電廠的情況，按電網管理部門批準的計劃安排發電廠完成計劃檢修。檢修進度應服從有關調度機構的統一安排，檢修安排的變動及臨修申請、批準等，按電網有關規程執行。
4.發電廠應嚴格執行有關調度機構下達的日負荷曲線和電壓曲線并接受電網管理考核。
5.有關電網管理部門對發電廠的繼電保護、安全自動裝置、通信、電網調度自動化等專業工作實行歸口管理，并明確這些設備的運行維護范圍對設備運行情況進行考核。
6.確定電力(含有功功率和無功功率)、電量和電壓的計量點，其量測表計的技術等級應符合國家的有關規定，并定期進行校驗。電量計量點原則上應設在設備的產權分界處。
7.發電廠應按有關電網管理部門的要求，按時、準確地報送有關統計報表和運行技術資料。
8.明確調度管轄范圍。
9.電網安全措施管理。
10.調度系統現場值班人員培訓、考核及認證辦法。
11.協議修訂辦法。12.協議糾紛處理及仲裁辦法。
13.其它。
第4—8條
根據發電廠機組的容量與接入系統電壓等級以及電網的具體情況，由省電力公司確定與其簽訂并網調度協議的電網調度機構。
第4—9條
電網與電網簽訂并網調度協議的內容，可參照對發電廠的規定執行。
第五章 運行方式的編制與管理
第5—1條 系統運行方式的編制應根據發用電生產計劃、電網改造計劃、設備檢修計劃、新設備投產計劃等，并結合本省電力系統安全、經濟運行的特點，在上級調度的統一部署下進行。
第5—2條 省調編制的運行方式分年、月、日、節日、特殊運行方式等幾種。運行方式應由省公司總工程師批準；月、節日和重大特殊運行方式由省調總工程師批準；日運行方式由運方科長或主任工程師審定。上述各種運行方式應按照調度管轄范圍報華東網調批準或備案，運行方式報國調備案。
第5—3條 凡屬省調統一調度并納入電網進行電力、電量平衡的發電設備，不管其產權歸屬及何種管理形式，均必須納入電網運行方式和發電調度計劃編制的范圍（簽訂并網調度協議的應按照并網調度協議規定原則執行）。
第5—4條 編制系統運行方式的要求：
運行方式主要由兩部分組成，即上生產運行情況總結和本系統運行方式安排。主要內容應包括：
1.電網規模
⑴上年末電網全口徑及統調裝機容量，上年內新增機組、500千伏及220千伏電網規模；
⑵本計劃新增發電機組、500千伏和220千伏變電設備及總容量、輸電線路等。
2.電力生產情況
⑴上全口徑及統調發、用電量增長情況及原因分析；
⑵預計本全口徑及統調發、用電量和增長情況（包括新投產機組）；
⑶全省及各發電廠分月有功、無功可調出力和預計發電量（包括新投產機組）；
⑷全省分月發用電量平衡計劃及省際交換電力、電量預計。3.負荷情況
⑴上統調最大用電負荷、出現的日期及同比情況；
⑵全省及地區分月的最大有功、無功負荷和預計用電量；
⑶全網實際運行中機組停機備用情況、旋轉備用安排。
4.電網運行
⑴本電網主要運行方式安排計劃；
⑵水電廠水庫水位控制及水能利用計劃；
⑶上電網統調平均峰谷差、最大峰谷差及其發生日期。火電機組具有的調峰能力和實際調峰情況（調峰率），運行中調峰的主要矛盾；
⑷上統調發電設備年利用小時、統調月平均發電負荷率、最小發電負荷率及其發生日期；
⑸本預計電網峰谷差及調峰安排；
⑹系統內主要發、輸變電設備大、小修進度及分月最大同時檢修容量表；
⑺上完成的電網頻率合格率，同比增長的百分點；
⑻上完成的統調電壓合格率，500千伏及220千伏最高、最低運行電壓及出現的時間地點；
⑼本預計最高、最低運行電壓，無功功率分層分區平衡情況；
⑽上電網經濟指標完成情況及經濟運行分析，本經濟調度方案；
⑾本低頻減載和其它系統安全穩定控制裝置整定方案。
5.網架結構
⑴上電網網架結構主要變化及運行中出現的安全穩定主要矛盾；
⑵本電網網架結構主要變化及相應帶來的安全穩定水平主要變化，預計可能出現的主要矛盾；
⑶本系統潮流、穩定、電壓、短路容量計算結果。
6.電網安全情況總結及分析 7.電網運行存在的主要問題
⑴上運行方式中提出的問題、建議與措施，實際解決或落實的情況及效果；
⑵上電網運行中發生的嚴重事故及一般事故統計；
⑶本系統安全、穩定、經濟運行及電能質量問題，解決的建議與措施；
⑷其它應說明的問題與注意事項。
第5—5條 月運行方式根據省公司下達的季度生產計劃、發電計劃、設備檢修計劃、結合設備運行狀況和調整計劃進行編制。編制月運行方式應包括的內容：
1.各發電廠發電設備大小修計劃進度及平均檢修容量表；
2.全省及各廠平均有功、無功可調出力及預計發電量；
3.全省及各地市峰谷平均可用負荷及全月可用電量計劃；
4.省際聯絡線日典型送受電力計劃曲線及月度送受電量計劃；
5.主要輸變電設備檢修計劃；
6.當月主要新設備投產計劃。
第5—6條 為制定年、月運行方式，各發電廠、供電局及所屬地調需按時向省調報送下列資料：
1.發電廠
⑴機、爐年、月度大、小修計劃及主要電氣設備檢修計劃，分別在10月上旬和每月10日前報下和下月計劃；
⑵每臺機爐的微增煤耗曲線和可能組合下的全廠微增煤耗曲線，水電廠的微增水耗曲線；
⑶發電機組的P-Q曲線（一次性提供）；
⑷機組的效率特性及開、停機爐的損耗資料；機組升降出力的速率，燒油降低出力、滑參數運行的損耗資料（一次性提供）；
⑸廠用電系統結線及廠用電供電方式圖；
⑹水輪機組特性及水能利用計劃和水庫調度圖（年初提供）；
⑺全廠月電能平衡報表（5日前報上月的）； ⑻各項經濟指標及其它有關資料（年初提供）。
2.供電局
⑴本地區次年及分月預計負荷（含最高負荷及低谷負荷）和預計用電量（峰、腰、谷用電量）；
⑵地區所屬主要輸、變電設備及分月大、小修計劃；
⑶地區系統結線圖及正常運行方式圖；
⑷無功補償設備一覽表（包括調相機、電業和用戶電容器組、同步電動機等）；
⑸地區電壓控制點和監視點及每季電壓曲線；
⑹低頻減載裝置整定方案，地區電網穩定計算報告；
⑺調相、調壓設備運行月報（含調相機、電容器組、變壓器分接頭、電抗器組等）；
⑻220千伏及以上變電站月電能平衡報表。
以上各項中⑴、⑵項于年前10月上旬報送（月度計劃每月10日前報送下月計劃）；⑶、⑷項于年初報送；⑹項5月底前報送；⑸項每季初報送；⑺、⑻項于每月5日前上報上月的。
第5—7條 系統日運行方式編制應根據月度發電計劃、設備檢修計劃及電網實際運行情況，綜合考慮天氣、節假日、近期水情、燃料供應、設備情況、省際電力交換及電網設備能力等因素，電力平衡留有一定的備用容量；根據預計負荷進行安全分析，避免出現按預定方式運行存在輸變電設備潮流或電壓越限。
系統日運行方式編制的內容：
1.全省及各廠預計發電出力曲線，峰、腰、谷發電量；
2.省際電力交換曲線及全日峰、腰、谷交換電量；
3.全省及各地市預計負荷曲線及全日峰、腰、谷用電量；
4.主要發、輸、變電設備計劃和臨時檢修安排情況、機爐啟停方式；
5.系統結線方式變化、穩定限額、電壓、潮流控制及有關注意事項；
6.水電廠水庫調度計劃；
7.繼電保護及安全自動裝置變更情況及要求；
8.通信及調度自動化設備、電路變化情況； 9.其它應說明的事項。
第5—8條 節日或系統結線方式有重大變化時，還應編制節日或特殊運行方式。必要時提前召開有關單位參加的運行方式會議，預先安排布置，其內容應包括：
1.主要設備停復役計劃、電網結線方式變更情況及存在的薄弱環節；
2.繼電保護及安全自動裝置變更情況；
3.日出力、負荷平衡計劃及峰谷調整手段；
4.潮流控制及安全、穩定措施；
5.電壓質量及調相、調壓措施。
為編制節日運行方式，各單位應在法定節日前二十天，將節日前一天起至節日后一天止的檢修計劃，最大、最小可能發電出力、供電負荷，以及主要用戶節日生產情況等報省調。由省調統一安排并經審批后的節日運行方式，應在節日前三天下達或通知各單位。
第5—9條 為及時準確掌握系統負荷、潮流以及電能質量情況，每月十五日為系統典型負荷實測日。各發電廠、地調、變電站，應按規定做好實測工作，并將當月十五日全天的負荷實測資料于當月二十日前報送省調運行方式科。
負荷實測報表的內容：
1.發電廠
⑴分機組的有、無功出力及全日有、無功發電量；
⑵各條出線的有、無功潮流及全日有、無功電量；
⑶各級母線電壓；
⑷廠用有、無功負荷及全日廠用電量，調相用負荷及全日調相用電量；
⑸調相、調壓設備運行狀況（含主變、聯變分頭位置，高低壓電抗器投運情況等）；
⑹主結線及廠用供電方式；
⑺其它有關資料。
2.地調
各地調應匯總本地區110千伏及以上變電站負荷實測資料，于當月二十日前報省調運行方式科。其內容包括： ⑴各變電站每臺主變各側有、無功負荷及全日有、無功電量；
⑵各變電站各級母線電壓及電壓合格率；
⑶各變電站每條出線有、無功潮流及全日有無功電量；
⑷各變電站每臺主變分頭位置及有載調壓變月調整次數；
⑸各變電站電業電容器組運行情況及峰谷投切容量；
⑹本地區各輪低頻減載裝置實測負荷（含分路開關及實測值）；
⑺低壓電抗器投運組數及投切情況；
⑻其它有關資料。
第5—10條 地區電網運行方式編制主要是將本地區電網上一年的生產運行情況進行分析總結，對本的運行方式進行計算、分析、安排，分析電網存在的問題并提出相應對策，保證地區電力系統安全、優質、經濟運行。其基本內容應包括：
1.上一年電網生產運行情況總結分析
⑴生產運行指標：包括并入地區電網火、水電廠年發電量，年、月分區用電量最大負荷、負荷率、無功電壓、線損情況等；
⑵生產運行情況：包括新設備投產，發、輸、變電設備檢修及安全情況，事故過程、原因分析、改進和防范措施、系統安全穩定控制裝置和穩定措施落實情況以及內部電力市場運營情況等；
⑶電網規模：包括并入地區電網火、水電廠裝機容量、地區網變電站、主變、線路數、電氣及地理接線圖、地區電網運行存在問題及分析。
2.本電網運行方式
⑴新設備投產及電網改造計劃、一次運行方式、設備檢修計劃、電力電量平衡等；
⑵潮流分析、穩定計算、短路容量校核、無功電壓、線損分析和系統安全穩定控制裝置、穩定措施等。
第5—11條 系統各類運行方式的編制，應考慮安全、經濟和保證電能質量的要求。各發電廠、變電站、各地區的正常結線均應與主系統正常結線方式相適應。
220千伏及以下電網一般不允許出現電磁環網方式。第六章 基礎資料及設備參數管理 第6—1條 凡屬華東網調和省調調度管轄或調度許可的設備，均應由設備所屬發電廠、供電局向省調報送下列資料；
1.主要設備的技術規范及有關參數：發電機、變壓器、線路、開關、閘刀及發電機勵磁調壓系統和調速系統的參數等，包括出廠試驗和竣工實測參數；
2.各類設計、施工資料及圖紙（包括一次結線圖、開關排列順序、平面布置圖以及電廠的廠用系統、主蒸汽系統圖等）；
3.繼電保護裝置的配置及有關資料和圖紙（包括線路、變壓器、母差保護的原理圖，220千伏故障錄波器配置的型號等）；
4.安全穩定控制裝置、安全自動裝置、通信、遠動等配置情況及有關資料和圖紙（包括設計、制造廠圖紙資料及調試報告等）；
5.線路設計參數、互感參數、線路的地理走向、換位、交叉、合桿情況，交叉管理的桿號、分接點，桿塔型式、導線排列、絕緣架空地線及引下裝置等圖紙資料；
6.地區電網正常方式結線圖、地理結線示意圖、各種安全自動裝置安裝的地點、負荷性質及用電資料等；
7.潮流、穩定及短路容量計算和失磁計算程序中所需的設備參數和系統運行數據。
第6—2條 上述參數由各設備所屬廠、供電局在每年11月底前報省調，新設備投產參數按第八章有關要求報。
第6—3條 設備參數上報內容見附件八。
第七章 設備檢修管理
第7—1條 電力系統設備檢修分類
檢修分為計劃檢修和臨時檢修，其中臨時檢修分為非計劃檢修（設備非緊急狀態）和緊急停役檢修。
第7—2條 計劃檢修管理
1.檢修計劃分類：檢修計劃分為檢修計劃、季度檢修計劃、月度檢修計劃、日檢修計劃、節日檢修計劃，因基建施工或技改等需要，要求運行設備停役時，應由設備所屬的生產單位納入檢修計劃。
2.檢修計劃的編制與批復 ⑴檢修計劃：各發電廠應根據發電設備規定的檢修周期，并考慮當年設備運行狀況及存在問題，編制第二年設備大、中、小修計劃進度表，具體工作按有關規定辦理。各發、供電單位應根據設備檢修、預試周期及運行設備具體狀況，組織有關部門共同制定本單位220千伏及以上輸變電設備檢修、預試計劃，且各專業在停電時間上予以平衡。下一檢修計劃于當年10月上旬報送省公司生技部門和省調。經省公司生技部門會同省調統一平衡匯總并經審核批準后，于11月份下達各單位。
⑵季度檢修計劃：各單位應根據檢修計劃執行情況，設備運行狀況及存在問題，在季前一個月的10日前，將季度檢修計劃報送省公司生技部門和省調。經省公司生技部門會同省調統一平衡匯總并經審核批準后，于季初下達各單位。
⑶月度檢修計劃：各單位應于每月10日前報出下月檢修計劃或對季度檢修計劃的調整意見，由省調根據系統情況統一平衡,并報華東網調許可后，于月底前下達各單位。
⑷日檢修計劃：省調根據月度檢修計劃和工作單位的申請，并充分考慮電網運行的實際情況，安排機爐檢修，在每天16：00以前隨日生產計劃一并下達。
⑸節日檢修計劃：各發電單位應在法定節日二十天前向省調申報節日檢修計劃，由省調平衡核準并報華東網調許可后，下達各單位。
2.檢修計劃的執行
⑴ 發輸變電設備按計劃進行檢修（試驗）時，雖有批準的月度檢修計劃，設備的主管部門仍應在規定時間向省調提出書面申請。
⑵發輸變電設備檢修原則上按月度檢修計劃的安排進行，已批準的月度檢修計劃，無正當理由，不得隨意更改。
⑶未列入月度檢修計劃的檢修申請，原則上不予安排。
第7—3條 臨時檢修管理
1.臨時檢修含義：在月度檢修計劃中批準的設備檢修以外的設備停役檢修，包括非計劃性檢修（設備非緊急狀態）和設備故障、缺陷等原因造成的緊急停役檢修，均統計為臨時檢修。
2.臨時檢修（事故停役除外）應在設備停役前盡早向省調提出檢修申請，省調應根據電網情況及有關規定及時將屬華東網調管轄（或許可）設備的臨時檢修申請轉報網調。臨時檢修雖經批準，但是否構成事故，仍應按部頒《電業事故調查規程》的有關規定確定。
3.省調值班調度員有權批準下列對日調度計劃和系統運行方式無明顯影響的臨時檢修：
⑴ 當天可以完工的設備檢修；
⑵收到次日調度計劃后，次日可以完工的設備檢修； ⑶與已批準的計劃檢修相配合的檢修工作（但不能超出計劃檢修設備的停役時間）。
4.下列情況不作為臨時檢修，但應預先報省調值班調度員同意并雙方做好記錄：
⑴ 利用低谷時段進行清掃、維護或消缺且不影響日調度出力曲線者，或雖部分影響出力曲線但系統條件允許修改出力曲線者。
⑵與主設備檢修相配合且不影響系統運行方式和其它發供電設備者。
第7—4條 檢修工作申請票管理
1.工作申請票的申報與接收
屬省調調度管轄及省調許可的設備（影響220千伏系統主網方式、繼電保護方式、機組出力或對用戶供電者）停役、檢修、試驗等工作均要向省調申報檢修（或試驗）工作申請票。在正常工作日時間內工作申請票由省調運行方式科日方式專職人接收。在非正常工作日時間內緊急停役檢修工作申請票由省調值班調度員負責接收。以計算機傳輸方式為主，電話傳真及人員電話申報為輔。不管何種方式傳輸申報，申報人及接收人都必須在雙方的工作申請票上簽名，記錄對方姓名，并進行復核。正常檢修工作申請票應在開工前三天12：00前向省調報申請。新設備啟動送電工作申請票和節日檢修工作申請票應提前12天報省調。延期工作申請票應在原批準完工時間前一天12：00前（只有一天工期的，應在當天12：00前）辦理延期申請。
2.工作申請票的批復與執行
工作申請票批復以省調值班調度員的答復為準，正常檢修工作申請票應在開工前一天12：00前答復申請單位，新設備啟動送電工作申請票和節日檢修工作申請票應提前3天答復申請單位。值班調度員在答復工作申請票前，應了解清楚工作申請票全部內容及批復意見和要求，屬華東網調批準的工作申請票還要等待華東網調批準，然后全面答復申請單位的值班調度員或值長，并通知方式變動、保護調整、倒閘操作所涉及的相關單位。答復現場時電話答復為主，以計算機傳輸方式、電話傳真為輔，且各自在工作申請票上簽字。
3.工作申請票的改期
凡已答復的工作申請票，由于申請單位無正當理由未能按期開工的，由調度科注明情況后宣布作廢并退回運方科備案。若因天氣或特殊原因不能按期開工，申請單位要求改期的，調度科注明原因后退回運方科重新安排。若因系統原因不能按期開工，退回運方科重新處理。
確需改期的設備檢修工作，必須及時提交改期申請，并在改期工作申請票中說明改期的原因，原則上只能改期一次。
第7—5條 設備停復役規定及聯系制度
1.省調調度管轄范圍內的設備，在停役或復役前，應得到省調值班調度員的指令才能操作。省調調度許可設備，應得到省調值班調度員的操作許可，才能停、復役。2.省調已批復的檢修工作因故不能如期開工，應在停電前四小時通知省調值班調度員。如由于系統原因推遲開工，一般應在前一天16：00前通知檢修單位。設備檢修不能如期投入運行（或恢復備用），若涉及對用戶停電或影響對用戶供電，省調只負責說明延期對用戶和電網的影響，并作相應的安排，至于是否算作事故或障礙等，由安監部門確定。
3.發電廠的附屬設備或地調調度管轄的有關設備，停役檢修（或試驗）影響發電出力或主網輸電能力時，應向省調辦理申請批準或許可手續。
設備停役檢修若需對用戶停電，檢修單位應向有關供電部門申請。由供電部門確定對用戶的停電時間，應與省調批準的檢修時間相一致（用戶停電時間應包括檢修工作時間和設備停送電操作時間在內）。
4.凡涉及兩個調度運行部門操作管理的設備，檢修及操作聯系必須嚴格按照調度協議或有關規定辦理。停送電前應經過聯系明確設備狀態。
5.已停電的輸變電設備，在未經調度許可開工前，或工作負責人匯報完工后，應認為隨時有來電的可能。嚴禁未經調度同意，擅自在運行或備用設備上進行工作，嚴禁約時停送電或約時開工檢修。
6.凡配合檢修的工作，應向省調值班調度員提出配合工作申請，值班調度員應在工作申請票上注明配合工作內容和工作聯系人。同樣必須經值班調度員批復同意，并得到值班調度員許可開工指令后才能進行工作。值班調度員只有得到設備停役檢修的工作聯系人（包括所有工作聯系人和配合工作聯系人）工作結束可以送電的匯報后，并核對工作申請，做好記錄后才能下令操作送電。
第7—6條 設備檢修時間計算
1.發電廠和變電站內的發、變電設備檢修時間：從設備自系統斷開（拉開開關、關閉主汽門）時起，到設備投入運行或根據調度需要轉為備用時為止。設備停復役所進行的一切操作（包括啟動、試驗）時間，均計算在檢修時間內。
2.輸電線路檢修時間：從線路開關斷開并隔離接地時起，到值班調度員接到最后一個工作負責人報告“線路檢修工作結束，人員撤離現場，工作接地線已全部拆除，線路可以送電”時為止。
3.調度檢修（試驗）工作申請報批的開工、完工時間，應與上述設備檢修時間的計算原則相一致。
第7—7條 設備檢修統計分析
省調綜合全省發電及輸變電設備運行及檢修情況，統計全省月度檢修計劃完成情況、非計劃檢修和緊急消缺情況，分析設備檢修中的問題并提出相應的對策，以搞好設備檢修工作，保證電網安全穩定運行。
第八章 新設備投入運行的管理
第8—1條 我省系統內新建設備投入運行前，應按本規程第二章、第三章規定的原則確定調度關系并命名編號。
新設備的命名編號，原則上由所轄調度確定。500千伏系統的設備由華東網調統一命名編號；220千伏系統的設備由省調統一命名編號并報網調備案；110千伏及以下系統由各地調命名編號并報省調備案。
第8—2條 凡屬華東網調和省調調度管轄或調度許可的新設備，應在投產前三個月由設備所屬廠、供電局按本規程第六章的要求，向省調報送有關參數及資料。
第8—3條 省調接到新投產設備的有關資料后，應做如下工作，并于投產前通知有關單位：
1.確定調度管轄范圍，對省調管轄或許可范圍內的設備進行命名編號；
2.提供有關的繼電保護及安全自動裝置整定方案；
3.確定運行方式，并進行必要的潮流計算，穩定計算，修訂穩定規定有關部分；
4.根據工程進度和調試程序，擬定新設備啟動投產方案；
5.修訂或補充調度規程有關部分，校正系統結線圖。
第8—4條 新設備投產前應由基建主管部門組織啟動委員會，召集有關單位參加的啟動會議，確定啟動日程和調試程序，討論并審定啟動試運行的原則方案。
第8—5條 新設備的啟動投產或試運行，應提前十二天由新設備所屬生產單位向省調提出新設備啟動書面申請，其內容包括：
1.投產設備及投產范圍；
2.啟動、調試和試運行的計劃，試驗項目、方案及要求；
3.調度通信方式；
4.現場安全措施。
在新設備啟動投產前還應向省調報送現場運行規程和事故處理規程，以及有權接受調度指令人員的名單。
第8—6條 新設備施工期間若需運行設備停電時，應由施工單位按本規程第七章的有關規定，通過該運行設備的主管單位向省調提出書面申請。第8—7條 在新設備啟動前三天，省調應對新設備啟動投產工作申請票予以答復，并應將啟動方案下達有關單位。新設備啟動投產方案內容包括：
1.新設備投產后的正常運行方式及安全穩定運行注意事項；
2.新設備投產的啟動、調試操作方案；
3.繼電保護及安全自動裝置整定方案；
4.調相調壓設備的運行方式；
5.通信、自動化的要求和注意事項；
6.省調有權發布調度指令人員的名單。
第8—8條 新設備啟動前必須具備下列條件：
1.設備竣工驗收業已結束，質量符合安全運行要求；
2.參數測量及有關試驗（包括保護元件及整組試驗）業已結束，并提前三天將實測參數和有關試驗報告以書面形式報送省調和有關單位；
3.生產準備工作業已就緒（包括運行人員培訓、考試合格，現場規程、制度健全等）；
4.調度通信、自動化設備良好，通信暢通，并符合國家標準，各項遠動自動化功能符合調度要求；
5.繼電保護、安全自動裝置等設備符合系統要求，并具備投運條件；
6.電能計量關口已經有關部門批復，計量表計齊全，校驗合格并已作好抄表準備；
7.新投產發電設備所屬單位已與省調簽訂并網調度協議；
8.啟動范圍內的全部設備具備啟動條件，并應由現場負責人正式向有關調度報告，明確啟動前設備狀態。
第8—9條 新投產機組應完成下列性能試驗，并滿足設計要求后，機組方能進入商業化運營：
1.新投產單機容量為200MW及以上的火電機組，在基建投產半年試運行期間，必須進行發電機組的進相運行性能試驗，并將試驗結果書面報省調；
2.新投產單機容量為100MW及以上的火電機組，在基建投產半年試運行期間，必須完成機組AGC運行功能調試，并將調試結果書面報省調。3.新投產發電機，在基建投產半年試運行期間內，應完成勵磁與電壓調節系統、調速器系統、模型參數的在線測試并上報省調方式科。
第8—10條 新設備投產后，有關調度應做好下列工作： 1.修改校正調度模擬盤； 2.修改一次系統結線圖； 3.修改有關的二次圖紙；
4.修改有關參數資料，建立設備專檔； 5.修正短路容量，調整有關保護定值； 6.校核或重新確定有關穩定限額；
7.修改本規程有關章節；
8.有關調度人員應熟悉現場設備和現場規程，了解運行方式、操作程序及事故對策。
第8—11條 新設備未經申請批準或雖經批準，但在未得到所轄調度值班調度員的指令前，嚴禁自行將新設備接入系統運行。
啟動設備一旦移交調度，凡設備狀態的變更，均需遵守本規程規定，未經調度許可不得進行任何操作或工作。
第8—12條 對新建電廠和220千伏及以上輸變電工程等重大項目，在施工階段，運行主管部門即應與省調取得聯系，研討有關調度關系、運行方式、繼電保護、通信、調度自動化等事項，省調也應積極參與，充分做好投運前的準備工作。
第九章 系統穩定管理
第9—1條 省調負責進行220千伏系統的穩定計算，編制穩定運行規定，制定系統穩定措施，并對系統繼電保護及安全自動裝置等提出要求，以確保系統安全穩定運行。
第9—2條 安徽電力系統的安全穩定標準嚴格遵循部頒《電力系統安全穩定導則》的規定，保證系統在承受規定故障擾動時，均能保持穩定運行。
第9—3條 根據部頒《電力系統安全穩定導則》的有關內容，安徽電力系統安全穩定計算分析應確定系統的靜態、暫態穩定水平，并逐步開展系統的動態穩定、電壓穩定性及再同步的計算分析。計算中涉及到的各種元件和裝置的參數和模型以及運行方式安排應符合《穩定導則》的有關規定。第9—4條 應根據電網結構的變化，制定安徽電力系統、省內大區及重要城市全停電的恢復方案，以便能有序地實現系統的重建和對用戶恢復供電。恢復方案中應包括組織措施、技術措施、恢復步驟和恢復過程中應注意的問題。
第9—5條 對《安徽電網穩定運行規定》編制的要求
1.計算范圍
省調負責220千伏系統的穩定計算，包括500千伏電氣設備停役方式下220千伏系統的穩定限額。
2.計算條件
外網應為華東網調統一提供的下一的計算網絡；
省網的網絡結構應以使穩定運行規定實用為原則，結合下一的基建投產進度確定；
基本潮流中的省際交換潮流應為下一年可能出現的最大潮流；
基本潮流中的樞紐點電壓水平應為高峰時段電壓曲線的下限電壓。
3.計算內容
正常方式下的500千伏、220千伏主干線路的穩定限額；
主干線路、母線、500千伏主變檢修方式下的穩定限額；
快速保護停用和相應的重合閘方式下的穩定限額；
線路故障跳閘后強送時，有關聯絡線的強送端及強送穩定限額，選定強送端時，應在計算的基礎上再權衡可操作性；
特殊開機方式下的穩定限額；
220千伏母線正常結線方式。
4.故障點分別模擬在線路出口處和母線上。
5．《安徽電網穩定運行規定》需報華東網調備案。
第9—6條 對跟蹤計算的要求
當系統中出現《安徽電網穩定運行規定》中未覆蓋的運行方式（如n-2方式）或由于系統運行需要時，應進行跟蹤計算。跟蹤計算應考慮當時的開機水平、負荷水平和電網結構等情況，其計算結果反映在電氣設備檢修工作票的穩定限額中，必要時應編制出計算報告供有關領導參考與決策。
第9—7條 對地區電網穩定管理的要求
1.地區電網穩定管理的目的
通過穩定計算、分析本地區電網存在的穩定問題，提出并落實系統穩定措施，對電網結構和繼電保護提出要求，制定安全穩定控制裝置配置方案，并統一安排實施，保證本地區電網安全穩定運行，確保110千伏及以下系統故障不影響500/220千伏主系統穩定運行。
2.地區電網穩定管理的主要內容
地區電網穩定管理的主要內容包括每年編制地區110千伏及以下電網穩定計算報告、地區穩定運行規定，報省調運行方式科備案；
根據系統運行需要進行跟蹤計算和編寫計算分析報告。
3.地區電網穩定計算報告和穩定運行規定的計算范圍及主要內容
正常運行方式下本地電網穩定限額和穩定措施；
根據地區電網改造及新設備投產情況，特別是地區小電廠接入系統后電網的穩定限額和措施；
線路、母線、變壓器等停役，一次方式改變后的本地區電網的穩定限額和穩定措施；
本地區電網的某一部分并入相鄰電網運行方式下的穩定限額和穩定措施；
相鄰電網并入本地電網運行方式下的穩定限額和穩定措施；
與本地區電網關系密切的上一級電網電氣設備檢修方式下（例如省調管轄發電機組因設備停役并入地區電網）的穩定限額和穩定措施；
線路、母線、變壓器快速保護停役方式下的穩定限額和穩定措施；
設備故障后導致本地區電網與主系統解列后的安全穩定措施；
地區電網在穩定計算中只考慮3MW及以上的發電機組。
4.地區穩定運行規定的執行
在穩定計算報告編制完成之后，應根據所提出的穩定措施的落實情況，正式出版地區電網的穩定運行規定，并在地區電網的實際運行中嚴格按穩定運行規定執行。地區電網的實際運行方式中，如果穩定計算報告中提出的穩定措施得不到落實，應嚴格按無措施的穩定限額來執行。地調管轄的設備檢修影響到主系統穩定運行時，要報省調并采取措施以滿足系統穩定要求；如果對省調直接管轄或委托地調調度的電廠的出力或電壓有要求時，各地調應向省調報檢修申請并提出穩定限額，經省調校核后，由省調對管轄的電廠下達穩定限額或由地調直接下達給委托調度的電廠。
110千伏及以下系統內電廠管轄的設備檢修可能影響系統穩定運行時，或并入220千伏電網運行的電廠由于設備檢修需并入110千伏電網運行時，電廠應向省調和地調報檢修申請，地調做好安全穩定措施和潮流控制；影響省調管轄委托地調調度的電廠的穩定限額時，地調要依據電廠的檢修申請，向省調報穩定限額，由省調對管轄的電廠下達穩定限額或由地調直接下達至委托調度的電廠。
第9—8條 對地區小電廠并網的要求
地區小電廠應按《電網調度管理條例》規定的原則向地調提供接入系統方案及有關設備參數，地調應進行潮流、穩定計算，給出新機組上網后的穩定措施及穩定限額，并報省調運行方式科備案，在安全穩定措施和其它技術要求落實后新機組方可并網運行。
第9—9條 穩定限額執行要求
1.屬省調管轄網調許可的220千伏設備檢修，影響系統正常穩定限額時，應由省調運行方式科提供穩定限額，報網調許可。
2.在各種運行方式下，220千伏線路不得超過穩定限額運行。如特殊需要而超穩定限額送電時，必須得到網調或省公司總工程師批準。
3.220千伏線路不允許按靜態穩定限額送電。
4.220千伏線路全線速切保護因故停用時，其后備保護切除故障時間要求不大于0.6秒。220千伏母線的母差保護因故停用不超過四小時時，該母線所有出線的保護整定值及重合閘狀態可不作調整，穩定限額按母差保護停用限額控制，但應盡量縮短母差保護停役時間并經所總工程師批準；母差保護停用時間超過四小時時，該母線所有出線(饋線除外)對側開關的后備保護切除故障時間要求不大于0.6秒，停用單相重合閘，且穩定限額按停用母差保護規定限額執行。
5.提高系統安全水平的安全穩定控制裝置，按本規程第十章有關規定管理。
第9—10條 對調度運行人員的要求
1.運方專業人員在負荷預計的基礎上，根據分層分區平衡的原則安排方式時，應考慮開機方式對線路潮流過載的影響；
2.省調值班調度員應根據華東網調或省電力公司批準下達的穩定運行規定及電氣設備檢修工作票中穩定限額部分監視、控制潮流和電壓水平。在穩定限額中對電壓水平和發電機力率有具體要求的，應確保其達到規定的水平。3.為保證系統的安全穩定運行，防止電壓崩潰，規定若干樞紐變電站母線運行電壓不得低于“最低允許運行電壓”值。當某樞紐變電站母線電壓低于“最低允許運行電壓”時，應按第十二章規定處理。
4.220千伏線路強送的規定按本規程第十四章線路事故處理的規定執行；線路強送前，要將主干線路潮流調整到三相短路故障時的強送穩定限額以下；線路強送時，應選用穩定限額中規定的強送端進行強送。
5.當省調或地調管轄的電氣設備停役影響地區電網穩定限額時，地調運方專責人應下達穩定限額，地調調度員應嚴格執行該穩定限額；屬于省調下達的重大電氣設備檢修范圍的，應向省調上報安全穩定措施。
第9—11條 凡對省調管轄和許可設備運行中進行試驗或電力系統實時特性試驗等，必須提前十天向省調提出試驗申請及書面報告，提供保證試驗期間系統安全的措施和有關計算分析，經省調同意后方可進行試驗。
第9—12條 對《電網短路容量表》編制的要求
1.每年至少應進行一次短路容量計算，編制《安徽220千伏電網短路容量表》，上報華東網調備案并下發給省內各發電廠、供電局，對短路容量已超過開關遮斷容量的，應立即采取措施解決。
2.短路容量計算以省網全接線、全開機的正常大方式為依據，計算中應考慮至下一年末新增的系統設備（包括發電機、變壓器、線路等），網絡結構應包括地區小電源及必要的低壓網絡，外網根據華東網調當年提供的邊界短路容量進行等值。
3.計算中不計負荷效應，次暫態電勢均按1.0∠0o 考慮，各級電壓基準值分別為525千伏、230千伏，容量基準值為100兆伏安。
4.計算結果中的短路電流應為三相短路的次暫態周期分量，開關短路電流為三相短路時通過該開關的最大可能值，短路容量為與短路電流相對應的兆伏安值。
5.各發電廠、供電局應根據220千伏主網短路容量，自行計算和校核本地區或廠內110千伏及以下設備的短路容量，對短路容量超過開關遮斷容量的，應立即采取措施解決。
第十章 系統安全穩定控制裝置管理
第10—1條 系統安全穩定控制裝置是保證電力系統安全穩定運行，防止系統頻率和電壓崩潰，提高系統穩定水平和供電可靠性的重要措施。電力系統應不斷充實和完善安全措施，加強安全穩定控制裝置的管理，新投產的發輸變電設備及其接入系統配套工程，必須具備完備的安全措施和必要的安全穩定控制裝置。第10—2條 省調運行方式科負責全省安全穩定控制裝置的運行及技術管理；繼電保護科負責全省安全穩定控制裝置的設備管理。
第10—3條 安全穩定控制裝置調度按管轄范圍，分為網調、省調及發電廠、供電局（地調）三級管理，各級管理機構對所管轄的安全穩定控制裝置，應明確管理職責，責任到人。
第10—4條 各發電廠、供電局對所管轄的安全穩定控制裝置應建立嚴格的安全穩定控制裝置管理制度，做好裝置的正常運行、檢修維護、裝置反措工作。
第10—5條 我省電網配置了以下安全穩定控制裝置：
1.系統切機裝置；
2.洛河電廠220千伏母線故障遠切負荷裝置；
3.500千伏聯絡線跳閘聯切低壓電抗器裝置；
4.發電機自動調節勵磁裝置及PSS；
5.阜陽變220千伏安全穩定控制裝置；
6.安慶變主變過載切負荷裝置；
7.低頻減載裝置；
8.低壓減載裝置；
9.低頻（或低頻低壓）解列裝置；
10.備用電源自投裝置；
11.水電廠低頻自啟動和低頻調相改發電裝置。
以上安全穩定控制裝置根據作用和功能分屬網調、省調和發電廠、供電局（地調）調度管轄。
第10—6條 切機裝置（或遠方切機裝置）的管理
1.500千伏電網的遠方切機裝置屬網調調度管轄，裝置的整定和投運方式由網調確定，其檢修或試驗申請應經網調批準；
2.直接并入220千伏電網機組的切機裝置屬省調調度管轄，所在發電廠負責操作管理；
3.接入110千伏及以下系統機組的切機裝置屬地調或所在發電廠調度管轄，由省調許可；
第10—7條
洛河電廠220千伏母線故障遠切負荷裝置 1.洛河電廠220千伏母線故障遠切負荷裝置屬省調調度管轄、網調許可；
2.裝置的整定和投運方式由省調確定，其檢修或試驗申請應經省調批準并報網調許可。
第10—8條 500千伏聯絡線跳閘聯切低壓電抗器裝置屬網調調度管轄，裝置的整定和投運方式由網調確定；500千伏聯絡變跳閘聯切負荷裝置屬省調調度管轄，網調許可。裝置檢修或試驗申請應經省調批準并報網調許可。
第10—9條 發電機（調相機）的自動調節勵磁裝置屬管轄發電機組的調度管轄。裝置的有關技術資料與圖紙等應報所轄調度。裝置正常投入運行，若需停役檢修或試驗，應得到所轄調度批準。大型發電機勵磁裝置的參數和性能應符合“大型發電機勵磁控制系統的試驗和要求”中的規定。
第10—10條 阜陽變220千伏安全穩定控制裝置
1.阜陽變220千伏安全穩定控制裝置屬省調調度管轄，阜陽局負責操作管理；
2.裝置的整定和投運方式由省調確定，其檢修或試驗申請應經省調批準。
第10—11條 安慶變主變過載切負荷裝置
1.安慶變主變過載切負荷裝置屬安慶地調調度管轄、省調許可；
2.裝置的整定和投運方式由安慶地調確定，其檢修或試驗申請應經安慶地調批準并報省調許可。
第10—12條 低頻減載裝置的管理
1.低頻減載裝置是防止系統或解列的局部系統頻率崩潰的重要措施，各地（市）供電局每年應根據省調下達的低頻減載方案，對本地區各輪低頻減載裝置進行重整。認真組織方案的實施并按時投入運行，確保所切負荷滿足要求；省調對電網低頻減載方案與發電機低頻保護整定方案的綜合配合進行核定，避免低頻減載不到位或發電機低頻保護過于靈敏引起發電機低頻保護動作跳閘，頻率惡化的后果。
2.110千伏及以下電網低頻減載裝置屬地調調度管轄、省調許可；
3.每月15日應對各輪低頻減載裝置所切開關的負荷進行實測，各地調度應將實測結果按要求格式匯總，并于當月25日前報省調運方科；
4.低頻減載裝置正常應投入運行，未經省調批準，不得擅自將裝置停用或變更其所控制的開關。低頻減載裝置及所控制的開關需停役檢修或試驗時，應經省調許可；
5.在系統發生低頻事故后，所切負荷開關應征得所轄調度同意方可恢復送電。地區調度應將本區域電網低頻減載裝置動作情況及所切負荷量及時統計上報省調。第10—13條 低壓減載裝置的管理
1.安裝在220千伏變電站的UFV-2型低壓減載裝置屬省調調度管轄，地調負責操作管理；
2.為防止地區電網發生電壓崩潰事故，各地（市）供電局應根據地區電網結構，配置足夠容量的低壓減載裝置。地區電網低壓減載裝置屬所在地調調度管轄，裝置配置方案、動作原理及有關資料、圖紙應報省調備案；
3.各地調每月15日對各層次低壓減載裝置所切負荷進行一次實測，實測結果按要求匯總，并于當月25日前報省調運方科；
4.低壓減載裝置動作跳閘后，應征得省調同意方可恢復送電，地調應將裝置動作情況及所切負荷量及時上報省調。
第10—14條 備用電源自投裝置的管理
1.為充分利用系統備用電源，提高供電可靠性，在多電源的變電站應設有備用電源自投裝置；
2.備用電源自投裝置的設置由地（市）局根據本地區電網結構進行合理的配置，裝置屬所在地調調度管轄；
3.備用電源自投裝置的配置方案，裝置的有關資料及圖紙等應報省調備案；
4.發電廠廠用系統的備用電源自投裝置屬發電廠管轄。裝置的有關資料及圖紙等報省調備案。
第10—15條 低頻（或低頻低壓）解列裝置的管理
為防止因系統發生故障導致頻率（或電壓）降低時，危及火電廠廠用電和重要用戶的正常供電，杜絕地區電網瓦解或全廠停電事故的發生，有條件的火電廠和具有小電源的地區電網應配置低頻（或低頻低壓）解列裝置。
1.有條件的火電廠應根據本廠廠用電方式和要求，會同有關地調確定廠用電自動（或手動）解列方案；解列裝置屬電廠管轄，有關圖紙和資料應報省調備案。因擴建或改建工程影響原解列方案時，應將調整后的解列方案重報省調備案；
2.具有小電源的地區電網，應根據地區電網安全穩定控制裝置配置與電力平衡情況，合理設置解列點，并配置低頻（或低頻低壓）解列裝置。裝置屬所在地調管轄，解列方案及有關資料、圖紙應報省調備案。
第10—16條 水電廠低頻自啟動和低頻調相改發電裝置的管理
為充分發揮水電機組緊急備用的作用，防止系統頻率崩潰事故，水電廠機組應裝設低頻自啟動和低頻調相改發電裝置。1.低頻自啟動和低頻調相改發電裝置的整定和投運方式由省調根據機組性能和系統運行需要確定，各水電廠按要求實施。裝置正常按要求投運，若需檢修或試驗須得到省調許可；
2.低頻自啟動和低頻調相改發電裝置的圖紙和有關資料報省調備案。
第10—17條 為確保安全穩定控制裝置安全可靠運行，裝置安裝現場要根據安全穩定控制裝置的原理和有關規程、規定及條例制訂相應的現場運行規程；現場應對安全穩定控制裝置進行日常檢查巡視，發現裝置異常應及時匯報給裝置管轄調度，并采取措施加以解決；現場每年應對安全穩定控制裝置進行檢修、維護，年檢項目要齊全、規范并有詳細的校驗項目記錄。
第10—18條
安全穩定控制裝置調度管轄單位，每年應對其裝置定值重新進行計算，并將計算結果編制成標準格式的安全穩定控制裝置定值單；安全穩定控制裝置定值通知單經所在單位總工程師或其他主管生產領導批準后方可生效。
第10—19條 安全穩定控制裝置定值單一式五份，分別發給調度及有關發電廠和變電站； 現場安全穩定控制裝置定值的調整和更改，應按安全穩定控制裝置定值通知單的要求執行，并依照規定日期完成。
第10—20條
新投產的發、輸、變電工程配置的安全穩定控制裝置，在新設備投產時應同時向運行單位移交安全穩定控制裝置原理圖、實施圖及有關技術資料。
第十一章 系統頻率的調度管理
第11—1條 當安徽電網與華東電力系統并列運行時，頻率調整按“華東電力系統調度規程”執行。正常應保持在50±0.2赫茲范圍內運行，禁止升高或降低頻率運行。為監視系統頻率，省調調度室應裝有數字式頻率表、記錄型頻率表、標準鐘和電鐘，省調應保證頻率表和標準鐘的準確性。每月15日16：00與網調核對一次，本省各發電廠、變電站控制室、各地調調度室也應裝有頻率表和標準表，每月15日17：00與省調核對一次。
第11—2條 當安徽電網與華東電力系統解列運行時，省調指定田家庵發電廠為第一調頻廠。當水庫調度計劃許可時，省調也可指定陳村電站擔任第一調頻廠，轉移調頻廠的指令，由省調值班調度員發布。
第11—3條 安徽電網獨立運行時，擔任我省電網的第一調頻廠的值班人員應認真監視系統頻率，系統頻率應保持在50±0.2赫茲范圍內，當系統頻率超過偏差允許范圍而又無調頻能力時，第一調頻廠值長應立即報告省調值班調度員，省調值班調度員在接到調頻廠失去調頻能力的報告后，應立即采取果斷措施，盡速恢復調頻廠的調頻能力。
第11—4條 容量在50萬千瓦及以上的火電廠均為安徽電網第二調頻廠。當系統頻率超出50±0.2赫茲時，擔任我省系統第二調頻廠的值班人員應主動調整出力協助第一調頻廠調頻，將電網頻率恢復至50±0.2赫茲范圍內。第11—5條 在系統正常運行時各發電廠應依照省調實時發電控制系統下達的發電調度曲線，按規定偏差范圍勻速調整出力或根據省調值班調度員的要求進行調整，不得擅自增減出力。在調整出力時，應監視系統頻率和聯絡線潮流，如已超出規定范圍和允許限額時，應暫停調整并報告省調值班調度員。各發電廠如有特殊情況需要改變發電調度曲線時，必須預先得到省調值班調度員的同意。省調值班調度員根據系統情況或網調指令可以隨時修改各發電廠的發電調度曲線。
第11—6條 為保證系統頻率正常，在編制系統及各發電廠的日發電調度計劃時，應考慮留有必要的旋轉備用容量（高峰時一般為系統負荷的2-5%）。分配備用容量時，要考慮到調頻手段和聯絡線的輸送能力.第11—7條 華東電網的合格頻率，當自動發電控制裝置（AGC）投入時定為50±0.1赫茲，超出50±0.1赫茲而小于50±0.2赫茲時為不合格頻率。各廠具備自動發電控制（AGC）的機組正常應按省調值班調度員要求投入或退出AGC功能。AGC機組的控制模式由省調值班調度員根據需要確定。
第11—8條 省調值班調度員負責監視和控制省際聯絡線關口功率在規定范圍內，協助電網調頻。省調值班調度員在日發電調度計劃的基礎上，通過對各發電廠下達實時發電調度計劃和已投入AGC功能的發電機組，按省際聯絡線關口功率給定值調整機組出力，聯絡線計劃送受電曲線由網調下達。
第11—9條 當系統頻率低于49.90赫茲或本省超用時，省調值班調度員應根據省際聯絡線關口偏差情況，按順序采取下列措施，使頻率及省際聯絡線關口恢復正常：
1.發令各發電廠增加旋轉備用機組出力；
2.發令開啟備用機組；
3.向網調值班調度員申請使用系統事故備用容量；
4.通過網調值班調度員向華東兄弟省市調購買小時或日經銷電；
5.向網調值班調度員申請系統事故支援的同時，根據各地區用電負荷情況，按比例下令各地調值班調度員拉閘限電，受令者必須立即執行。
第11—10條 當系統頻率超出50.10赫茲或本省超送時，省調值班調度員應根據省際聯絡線關口偏差情況，發令各發電廠降低發電機組出力，必要時可發布停機、停爐指令，在條件具備時可開啟抽水蓄能機組抽水，各發電廠應按省調指令迅速調整出力到指定值，使省際聯絡線關口迅速恢復正常。
第十二章 系統電壓的調度管理
第12—1條 電力系統的電壓是電能質量的主要指標之一，電壓質量對電網穩定運行，降低電能損失，保證工農業安全生產，提高用戶產品質量和降低用電單耗等都有直接影響。各級調度運行人員必須加強對系統各級運行電壓的調度管理。我省500千伏、220千伏、110千伏及以下各級運行電壓分別由華東網調、省調、地調分級管理。
第12—2條 我省500千伏系統的運行電壓由華東網調統一調度管理。華東網調確定500千伏系統的電壓控制點和監視點，并每季編制下達電壓曲線。
第12—3條 省調電壓管理職責
1.對220千伏系統運行電壓實行統一管理；
2.負責電壓控制點和監視點的調整，每季編制下達電壓控制點電壓曲線和監測點電壓合格范圍。
第12—4條 地調電壓管理職責
1.對本地區全部110千伏及以上變電站和重要的35千伏變電站的各級母線電壓，實行在線實時監測；
2.負責督促、指導接入地區電網的水、火電廠做好無功管理和電壓調控工作；
3.對有調節手段的110千伏、35千伏變電站中低壓母線要核定適當數量的電壓控制點和監測點，每季編制下達電壓曲線，并按規定日期上報省調。
第12—5條 電壓控制點和電壓監視點確定原則
1.電壓控制點：選擇有多回出線的區域性水、火電廠的高壓母線；有大量地區負荷的發電廠母線；具有大容量調相機的樞紐變電站的高壓母線；安裝有載調壓變和可投切電容器組的樞紐變電站的二次母線。
220千伏網電壓控制點：淮北電廠、淮北二電廠、洛河電廠、田家庵電廠、合肥電廠、合肥二電廠、蕪湖電廠、銅陵電廠、馬鞍山電廠、馬鞍山二電廠；
2.電壓監視點：選擇不具備電壓和無功調整手段或電壓無功調整手段不足的電壓中樞點母線。
220千伏網電壓監視點：所有220千伏降壓變電站的220千伏母線和500千伏變電站的220千伏母線；
根據電網的發展，電壓控制點和電壓監視點可進行適當調整。
第12—6條 電壓曲線的編制
發電廠和變電站母線電壓曲線應根據系統穩定運行和用戶受電端電壓合格的要求，明確正常運行電壓在規定值和允許的偏差范圍，有調節手段的各級電壓控制點，還應以逆調壓方式編制電壓曲線，確定高峰、低谷時段相應的電壓規定值及允許的偏差范圍。1.發電廠和500千伏變電站的220千伏母線，正常運行時，電壓允許偏差為系統額定電壓的0～+10%；
2.220千伏變電站的220千伏、110千伏、35千伏母線，正常運行時，電壓允許偏差為系統額定電壓的-3～+7%；
3.10千伏及以下母線正常運行電壓一般應在1.0～1.07倍額定電壓范圍內，或保證用戶端正常運行電壓在額定電壓±7%以內為合格。
第12—7條 發電機無功調節能力的確定
發電機無功調節能力按機組設計規范及實際運行限額圖確定，經進相實驗具有進相能力的發電機，發電力率可調范圍為額定值至核定進相運行值。
第12—8條 系統電壓調整原則
1.電壓控制點和電壓監視點的發電廠值班人員應認真監視并控制母線電壓，使其在電壓曲線允許偏差范圍以內。方法是：
⑴ 高峰負荷時，按發電機P—Q曲線規定的限額，增加發電機無功出力，使母線電壓逼近電壓曲線上限運行；
⑵低谷負荷時，按發電機允許的最高力率，降低發電機無功出力，使母線電壓逼近電壓曲線下限運行；
⑶腰荷時，適當調整發電機無功出力，使母線電壓在上、下限的中值運行：
⑷經過實驗允許進相運行的發電機和調相機，高峰和低谷時，應在滿容量和進相范圍內調整無功出力，使母線電壓在電壓曲線允許范圍以內。
當母線電壓超出允許偏差范圍時，可不待調度指令，自行調整發電機、調相機無功出力，使母線電壓恢復至允許范圍內。若經調整，母線電壓仍超出允許偏差范圍，且本廠、變電站無調整手段時，應立即報告值班調度員處理。
2.各級電壓控制點和監視點的變電站的值班人員應認真監視并每小時記錄母線運行電壓。擁有調相機、有載調壓變和并聯電容器組的變電站，應按電壓曲線調整無功出力、變壓器分接頭和投切電容器組。經過實驗允許進相運行的調相機，必要時應進相運行。當母線電壓超出電壓曲線允許偏差范圍時，首先自行調整，若無調整手段，應立即報告有關值班調度員處理。
3.省調值班調度員應經常監視其管轄范圍內的各電壓控制點和監視點的電壓，使其保證在允許范圍內。當發現（或接到下級值班員報告）其中樞點電壓超出電壓曲線允許范圍時，應作如下處理：
⑴以無功就地平衡為原則，首先就地調整發電機、調相機無功出力，必要時投切變電站電容器組或建議網調投切低壓電抗器； ⑵當有載調壓變二次側母線電壓偏高或偏低時，可用有載調壓開關調整主變分接頭；
⑶在確保系統安全和穩定運行的前提下，適當提高或降低送電端母線運行電壓；
⑷調整電網結線方式，改變潮流分布（包括轉移部分負荷或通知限電）；
⑸若經過調整仍超出合格范圍時，應在調度日志上記錄備案。
4.未定為電壓控制點和監視點的發電廠的發電機、調相機，應根據直配負荷和廠用電壓要求帶無功出力。
第12—9 條 電壓的統計分析
為了不斷改善系統電壓質量，省調和各地調應分別做好如下統計分析工作：
1.省調：
⑴ 每日統計220千伏、110千伏系統電壓控制點和電壓監視點的運行電壓，并統計電壓合格率；
⑵統計并分析系統內各發電廠峰谷發電力率，各主要變電站高峰、低谷負荷力率，以及各地區調相調壓設備運行狀況；
⑶每月分析系統調壓工作中存在問題并提出改進意見。
2.地調：
⑴ 統計每月地區110千伏、35千伏、10千伏、6千伏母線運行電壓及電壓合格率；
⑵統計每月十五日（典型日）無功補償設備運行實測資料；
⑶統計每月220千伏、110千伏、35千伏變電站有載調壓變壓器分接頭調整次數，無載調壓變壓器分接頭運行位置；
⑷每月匯總分析地區無功電壓情況并寫出分析報告；
以上統計資料，于次月5日前報省調。
第12—10條 網調、省調對無功電力設備及變壓器分接頭的管理
500千伏主變壓器分接頭及高、低壓電抗器由網調管轄；發電廠110千伏及以上升壓主變壓器和聯絡變壓器分接頭及變電站220千伏主變無載調壓分接頭，分別由電廠和地市調調度管轄省調許可；變電站220千伏主變有載調壓分接頭可根據省調下達的220千伏母線電壓合格范圍，由地調自行調節。未經網調或省調批準，各發電廠和有關地調不得擅自變更屬網調、省調管轄或調度許可的變壓器分接頭位置；屬各地調管轄的110千伏主變壓器，其分接頭位置由各地調自行管轄。
第十三章 調度操作管理
第一節 一般原則
第13—1條 屬省調管轄并操作管理范圍內的倒閘操作，應在省調值班調度員的統一指揮下進行，倒閘操作調度指令由省調下達。省調管轄的設備，經操作后對地調管轄的系統有影響時，省調值班調度員應在操作前后通知有關地調值班調度員。
第13—2條 省調調度管轄地調操作管理的220千伏線路倒閘操作時，由地調負責操作指揮并向現場下達調度操作指令，省調對該地調進行操作許可。省調負責管轄范圍內的有關一二次方式及潮流配合調整。若線路一側由省調操作管理時，倒閘操作由省調指揮并對直接操作管理部分負責向現場下達調度指令。
第13—3條 省調許可地調調度管轄的220千伏線路、母線倒閘操作時，由該地調負責操作指揮并向現場下達調度指令，省調對該地調進行操作許可。若兩側不屬于同一地調操作管理，倒閘操作時，負責操作指揮的地調以調度通知的方式通知另一地調操作，各側現場操作由負責操作管理的地調下達調度指令。操作過程中涉及到其它調度（含上級調度）管轄的設備配合操作，應由負責該設備調度管轄的調度負責配合操作。
對于兩個以上地調之間的其它配合操作應按調度協議規定，由該設備調度管轄的地調負責指揮操作。
第13—4條 地調調度管轄的范圍內進行操作中凡是需省調操作許可的設備并、解列和系統解、合環等操作必須得到省調許可。
第13—5條 省調調度管轄的發電、調相機組等設備的操作以“調度同意”的指令形式進行。主變中性點接地方式倒換，以省調答復檢修（試驗）工作申請票為準，操作前應得到省調同意。
省調調度管轄的220KV母線，單獨進行地調調度管轄設備的倒母線時，可經省調同意，地調負責指揮操作。
第13—6條 旁路開關用作代省調調度管轄并負責操作管理的出線開關或聯變開關時，由省調下達綜合指令。當旁路開關用作代地調操作管轄的開關時，省調一般應將旁路開關處于冷備用狀態（特殊情況下可放熱備用狀態），由地調進行旁路代出線開關或主變開關的操作（包括旁路開關的繼電保護及安全自動裝置的投、停、定值調整；對旁路母線的沖擊等）。第13—7條 500千伏系統由華東網調管轄并操作管理。對下列情況，省調值班調度員與網調值班調度員應事先取得聯系：
1.華東網調進行500千伏系統操作對安徽220千伏系統電壓、潮流及發電廠有、無功出力有影響時，操作前后省調值班調度員應按華東網調要求，相應地對220千伏系統運行方式及有關運行參數作必要調整，以保證系統安全運行和操作正常進行。
2.安徽省調進行220千伏系統倒閘操作影響500千伏系統時，省調值班調度員應向網調值班調度員匯報，并征得許可后才能進行倒閘操作。
第13—8條 省調下達調度操作指令按下令形式可分為書面調度操作指令和口頭調度操作指令。
1.書面調度操作指令：簡稱“書面指令”。是調度員應填寫的書面調度指令票并預發到現場（即預發調度指令）。在正式操作時，再下達正式調度指令。系統正常情況下操作均應按省調典型調度指令票和典型調度操作票原則填寫書面指令。
2.口頭調度操作指令：簡稱“口頭指令”。調度根據在系統事故及異常處理等過程中下達到現場并要求立即執行的調度指令，沒有“預發時間”和“調令編號”，且現場操作準備時間短，現場接到口頭指令時可根據現場規定決定是否填寫操作票；省調可根據操作復雜程度決定是否填寫調度操作票。用口頭指令操作過程中更要嚴格執行發令、受令、復誦、記錄、錄音、匯報等制度。口頭指令使用范圍一般為：
⑴事故處理；
⑵單一的現場操作；
⑶緊急情況下為明顯改善系統運行方式或對用戶送電等的操作。
第13—9條 省調調度指令按內容可分為：
１.逐項調度操作指令：簡稱“逐項指令”。進行調度操作時，當一個單位執行某一項操作后，另一個單位才能進行下一項操作時；或雖不需要等待另一個單位的相應操作，但需要根據前一項操作執行后，對系統運行方式所發生的影響，才能進行下一項操作，則調度員應下達逐項操作指令進行操作。
２.綜合調度操作指令：簡稱“綜合指令”,即設備狀態轉變的操作任務。原則上僅涉及一個單位不需要其他單位配合的操作，調度員可采用綜合指令形式，在一個綜合指令中可以包括幾項操作。執行過程中，調度人員及現場運行人員必須對綜合指令的理解要一致。
進行倒閘操作時，其中一個單位的一部分操作不涉及到另一個單位，調度可以一次下達幾項調度指令或綜合操作指令進行操作。一份操作指令票可以使用兩種操作指令形式。值班調度員對所發調度指令的程序的正確性負責。現場值班人員必須弄清調度指令的目的和要求及所包含的現場操作內容，并能根據現場規程和實際情況，詳細填寫倒閘操作票，并對其正確性負責。值班調度員不負責審查下一級運行人員填寫的現場倒閘操作票。
第13—10條 值班調度員在進行系統操作準備及操作全過程中要做到以下幾點：
１.核對調度模擬盤、SCADA中的結線圖，并與現場核對設備狀態。操作中應及時跟蹤修改調度模擬盤及有關SCADA畫面。保持調度室模擬盤等反映的電氣設備和機爐運行狀態的工具與現場實際運行情況一致。
２.在擬審、預發及正式執行調度操作票、調度指令票過程中充分理解并核對檢修工作申請票中的內容、安排、要求及一二次方式變化的原因。要明確操作目的，確定操作任務。必要時征求現場操作意見。檢查操作程序的正確性。并做好有關事故預想。
３.應充分考慮系統結線方式、頻率、電壓、穩定、潮流、中性點接地方式、過電壓、繼電保護和安全自動裝置、以及調度自動化、通訊設備的運行等各方面因素。必要時，可借助于高級應用軟件（如調度員潮流軟件DPF）對系統進行計算分析。
４.正常倒閘操作應填寫調度指令票，并至少提前二小時預發到現場；對于較為復雜的調度指令票，應盡可能提前四小時預發到現場；節日檢修應在節日前二十四小時預發到現場；新設備啟動操作原則上至少提前二十四小時預發到現場。特殊情況除外。現場值班人員在接到預發調度指令票后，應根據指令票的操作目的及內容，在預定操作時間前填好現場倒閘操作票，并匯報省調，以保證操作按時進行。
５.涉及兩個及兩個以上單位配合進行的系統倒閘操作（除單一投停一套保護的操作外，但應下達調度指令票并注明操作程序），均應填寫調度操作票。
第13—11條 省調調度操作票、調度指令票格式及內容。
１.省調調度操作票應包括操作目的、任務、編號、擬訂人、審核人、操作發令人、監護人、發令時間、單位、操作內容、執行（匯報）人、執行時間等項目。操作應使用雙重設備命名編號。省調調度操作票的操作內容：
⑴應轉變的一次設備狀態（統一使用運行、熱備用、冷備用、檢修四種狀態）；
⑵許可工作開工通知和工作終結匯報；
⑶解并列、解合環操作時的潮流變化檢查及控制；
⑷檢查地區倒負荷或停電工作是否完成；
⑸送電通知；
⑹繼電保護及安全自動裝置的改變（詳見繼電保護及安全自動裝置有關章節）。２.省調預發的指令票：應包括調令編號、操作單位、預發時間、操作目的、任務、操作步驟、擬訂人、審核人、預發指令人、受令人、預計操作時間、下令時間、執行時間、執行人、操作人、監護人等內容。操作應使用設備雙重編號。
第13—12條 預發調度指令是為了現場有操作準備時間，調度員將擬審好的調度指令票提前預發到現場。預發調度指令票時調度可利用電話和傳真等方式將調度指令內容傳到現場，雙方必須進行復誦核對發受內容一致并記錄上預發時間、預發人、接受人、預計操作時間、調令編號。“預發時間”是調度員預發調度指令的時間，即現場開始做操作準備的依據，決不是開始操作時間。現場必須接到值班調度員的“正式操作指令”的“發令時間”才能開始按調度要求操作。
第13—13條 省調值班調度員在進行倒閘操作時，應遵守發令、復誦、記錄、錄音、匯報等制度，使用統一的調度術語和操作術語。正式發令時，應明確：現在×× 點×× 分，執行第××××××號調令、操作目的、第×條、內容、發令人×××、受令人×××，受令人復誦無誤后才能執行。“發令時間”是值班調度員發出操作指令的時間依據，現場值班人員沒有接到正式操作的“發令時間”不得進行操作（這也是與正常聯系工作的區別）。現場值班人員操作結束后，應及時由調度指令的受令人向發令人匯報。匯報時首先互報單位、姓名，并報告第××××××調令第×條 ??（內容）于××時××分執行完畢。值班調度員應復誦一遍，現場值班人員應復核無誤，調度員立即與調度指令票或調度操作票校核無誤并記錄執行人的姓名、執行完畢的時間，才能進行下一步操作的發令。操作“執行時間”是現場操作執行完畢的時間依據，值班調度員只有在收到操作“執行時間”后（操作“執行時間”是現場值班人員當時匯報時間），該項操作才算完畢。操作中應及時校正模擬盤。全部調度操作票及調度指令票執行完畢后，應進行復查終結，操作人、監護人應各自簽名。
第13—14條 值班調度員在許可電氣設備或電力線路開工檢修和恢復送電時，應嚴格遵守“電業安全工作規程”的有關規定，嚴禁“約時”停送電、嚴禁“約時”掛、拆短路接地線和“約時”開工或完工。線路帶電作業單位應執行調度許可手續。
第13—15條 系統中的正常操作，應盡可能避免安排在下列情況時進行：
１.值班人員在交接班時；
２.系統結線極不正常時；
３.系統高峰負荷時；
４.有關聯絡線輸送潮流過穩定限額時；
５.系統發生事故時；
６.惡劣氣象條件時；
７.地調有特殊要求時。
但為了提早向用戶送電，為了明顯改善系統運行方式，為了解決系統電壓、頻率不正常以及滿足系統規定的熱備用容量等特殊情況，可以在任何時候進行必要的有關操作，但必須有相應的安全措施。
第二節 基本操作
第13—16條 系統的并列、解列操作
１.并列操作：正常情況下的并列操作，一般采取準同期法。只有經過計算、試驗、分析并經領導批準后，才允許采用非同期法。準同期并列的條件：
⑴相序相同；
⑵頻率相等，但允許在事故情況經長距離輸電的二個系統不超過0.5赫茲內并列；
⑶電壓相等，220千伏系統允許電壓差不大于10%時并列，在特殊情況下，允許電壓差不超過20%時并列。500千伏系統電壓差不大于10%時并列。系統內各主要聯絡線開關應裝有并列裝置。
２.解列操作：系統在進行解列操作時，應將解列點的有功潮流調至零，無功調至最小，一般為小容量的系統向大容量的系統輸送少量負荷時，拉開解列開關（220千伏及以上系統，進行解列操作時應考慮到限制操作過電壓的措施）。使操作過程中220千伏電壓波動不大于10%，500千伏系統各點電壓不得超過550千伏。當系統需解列成幾個部分時，事先應平衡有功和無功負荷，使解列后的每個部分系統頻率和電壓的變動都在允許范圍以內。
3.發電機的并列、解列操作應按“發電機運行規程”執行。
第13—17條 環路操作
１.環路（或雙回路）中必須相位相同才可以合環操作，新建或大修后的環網線路，必須核相正確，才允許合環操作。
２.合環操作前，應調整環路內的潮流分布。在220千伏、110千伏環路阻抗較大的環路中，合環點兩側電壓差最大不超過30%，相角差不大于30度（或經過計算確定其最大允許值）。500千伏、220千伏環路中合環開關兩側電壓差一般不超過10%，最大不超過20%，相角差最大不超過20度。有條件時，合環前檢查開環處兩側的相角差，進行估算合環潮流或根據潮流估算解環后的潮流及電壓變化。
3.解、合環操作前，應考慮環網內所有開關繼電保護和安全自動裝置的整定值變更和使用狀態。各元件潮流的變化不超過系統穩定、繼電保護、設備的限額；電壓的變動不應超過規定范圍；以及變壓器中性點接地方式等。必要時先調整潮流、減少解、合環的波動。用母聯開關解環時要注意解環后，保護電壓應取本母線壓變。
第13—18條 線路操作 １.一般規定：
⑴110千伏線路停電操作順序：應先拉受電端開關，后拉送電端開關，恢復送電順序相反。
⑵220千伏聯絡線路停電操作，一般應先拉送電端開關，后拉受電端開關，恢復送電順序相反；但在無過電壓的情況下，為防止誤操作，終端線停電操作時，可先拉受電端開關，后拉送電端開關，恢復送電順序相反。
⑶500千伏線路停電操作一般應先拉開裝有高壓電抗器的一端開關，再拉開另一端開關。在無高抗時，則根據線路充電功率對系統的影響以及具有足夠的短路容量相應選擇送電端來操作。恢復送電順序相反。
⑷空載線路的投入或切除對系統電壓變動影響較大者，值班調度員在操作時要根據具體情況充分考慮，作必要調整。
２.線路停電操作順序應從各端按如下步驟進行：
⑴拉開關；
⑵拉開線路側閘刀，母線側閘刀，線路壓變閘刀；
⑶在線路側驗電并三相短路接地（合上線路接地閘刀），懸掛“禁止合閘、線路有人工作”標示牌。恢復送電時操作順序與上述步驟相反，有支接負荷的線路或變電站也應 按照上述停送電順序操作。
３.110千伏及以上的長距離輸電線停、送電操作，應注意以下幾點；
⑴對線路充電的開關，應具有完備的繼電保護，小電源側應考慮繼電保護的靈敏度；
⑵防止送電到故障線路上時造成其他正常運行線路的暫態穩定破壞；
⑶送電端必須有變壓器中性點接地；
⑷防止發電機因空載線路投入時產生自勵磁；
⑸防止電壓產生過大波動，防止線路末端產生電壓高于設備允許值以上，以及切除空載線路時造成電壓低于允許值；
⑹線路停、送電操作中，涉及系統解、并列或解、合環時，應按本章其它有關條款規定處理；
⑺可能使線路相序發生紊亂的檢修，在恢復送電前應進行核相工作；
⑻線路停、送電操作，應考慮對通信、遠動、繼電保護及安全自動裝置的影響。第13—19條 電力變壓器操作
１.電力變壓器投入運行時，應選擇保護完備、勵磁涌流影響較小的一側送電。一般是電源側送電,負荷側并列;停電時先拉負荷側開關,再拉電源側開關。
２.大電流接地系統，應保證變壓器中性點接地方式的正確性，其規定如下：
⑴對于中、低壓側具有電源的發電廠、變電站，至少應有一臺變壓器中性點接地。在雙母線運行時，應考慮當母聯開關跳閘后，保證被分開的兩個系統至少應有一臺變壓器中性點接地。
⑵三卷變壓器中、低壓側帶電源而高壓側開關拉開運行時，高壓側中性點必須接地；
⑶運行中的變壓器中性點接地閘刀，若需倒換至另一臺中性點接地時，須先合上另一臺變壓器的中性點接地閘刀后，才能拉開原來的中性點接地閘刀；
⑷拉、合110千伏及以上空載變壓器對中性點為半絕緣的變壓器進行操作時，必須將變壓器中性點臨時接地，再進行操作；
⑸變壓器中性點接地方式應滿足繼電保護整定的要求。
3.系統聯絡變的停、送電操作，應遵守本章有關條款的規定。
第13—20條 母線倒閘操作
１.對母線送電時，應使用具有速斷保護的開關（母聯、母聯兼旁路或線路開關）進行，若只能用閘刀向母線送電時，須進行必要的檢查確認其設備正常、絕緣良好、連接母線的所有接地線和接地閘刀已拆除拉開。用母聯開關對母線送電時，現場應投入其充電保護。在用外部主電源開關對雙母線中的一組母線試送，而另一組母線在運行狀態時，則應短時停用母差保護，再對母線試送。用外部電源對母線試送時，需將試送開關線路本側方向高頻（相差）改停用。
２.運行中的雙母線，當將一組母線上的部分或全部開關倒至另一組母線時（冷倒除外），應確保母聯開關及其閘刀在合閘狀態，現場應短時將母聯開關改非自動，再進行倒母線操作。母線倒閘操作過程中，現場負責進行保護及自動裝置電壓回路、母差回路的相應切換。
3.在用旁路開關代出線開關運行的操作中，一般應先用旁路開關對旁路母線沖擊后，再使用線路旁路閘刀對旁路母線充電（或斷電），用旁路開關進行合環（或解環）。旁路開關對旁路母線沖擊時一定要投線路保護。
4.110千伏及以上母線操作可能出現的諧振過電壓應根據運行經驗和試驗結果采取防止措施。220千伏母線倒閘操作過程中的防諧措施：
⑴可能出現諧振的廠站，在母線操作中應采用防諧操作順序操作，即母線和壓變同時停役時，待停母線轉為空母線后，應先拉壓變閘刀，后拉母聯開關；母線和壓變同時恢復運行時，母線和壓變轉冷備用后，先對母線送電，后送壓變（壓變經詳細檢查可確定無接地）。⑵在母線停送電操作過程中，還應盡量避免兩個開關同時熱備用于該母線。
第13—21條 開關操作
1.開關操作前，開關本體、操作機構及控制回路應完好。調度應了解繼電保護及重合閘（不投時保護應在直跳位置）是否在投入狀態。
2.開關合閘后應檢查核對是否在合閘狀態，檢查三相電流是否平衡，位置指示燈光信號是否正確。
3.拉合開關前應考慮因機構不同步引起非全相運行造成系統中零序保護動作的可能性。正常操作必須采用三相操作。分相操作只允許在對空載線路的充電和切斷，線路故障單相跳閘未重合時的強送電，且必須得到值班調度員的同意才能進行。
4.利用220千伏及以上開關進行系統并列或解列操作，因機構失靈造成二相開關斷開另一相仍合上時，應迅速拉開合閘位置的一相開關，不準合上已斷開的兩相；如開關兩相已合上另一相斷開時，應將斷開的一相迅速再合一次，如不成則應立即拉開原合閘的兩相開關。
5.110千伏及以上開關在有電壓情況下禁止手動或使用“千斤頂”進行慢速合閘操作。
6.運行中開關停電轉檢修時，必須先拉開開關，再拉開兩側閘刀并在開關兩側驗電掛地線。
7.當開關切斷故障電流的次數，比現場規程規定的次數少一次時，若需再合閘運行可根據現場要求停用該開關的自動重合閘裝置。
8.現場值班人員若發現運行中的開關本體有明顯故障或嚴重缺陷，當跳閘可能導致開關爆炸時，應立即切除該開關的跳閘電源或能源，事后盡速報告值班調度員和有關部門領導進行處理。
第13—22條 閘刀操作
1.嚴禁用閘刀拉合帶負荷設備及帶負荷線路，在不能用或沒有開關操作的回路中允許利用閘刀進行下列操作：
⑴ 拉、合220千伏及以下空母線，但應遵守本章有關母線操作的規定；
⑵拉、合勵磁電流不超過2安培的無載變壓器和電容電流不超過5安培的空載線路；當電壓在220千伏及以上時，應使用屋外垂直分合式的三聯閘刀；
⑶拉、合無接地指示的電壓互感器；
⑷拉、合無雷雨時的避雷器；
⑸拉、合變壓器中性點接地閘刀；
⑹同一個站內同一電壓等級的環路中可進行閘刀解合環操作，但環路中的所有開關應暫時改死開關。如正常操作的倒母線的操作；開關機構異常跳合閘閉鎖用旁路開關代的操作過程中，可利用閘刀拉、合旁路開關與被代開關間的環路電流；
⑺通過計算或試驗，主管部門總工程師批準的其他專項操作。
2.必須利用閘刀進行的特殊操作時，如拉合空載線路或空載變壓器等，必須通過計算滿足本條1⑵條件。同時盡可能在天氣好、空氣濕度小和風向有利的條件下進行。
第13—23條 沖擊合閘操作
新建的變電設備投入運行前需進行全電壓沖擊合閘操作，操作前應注意如下問題：
１.沖擊合閘開關應具有足夠的遮斷容量，故障跳閘次數需在規定次數之內，繼電保護應完整投入運行。
２.選擇距電源較遠，對負荷影響較小的開關作沖擊合閘點。
３.長距離高壓輸電線路在沖擊合閘時，應防止導致發電機自勵磁及其他內部過電壓和末端電壓的升高。220千伏及以上線路應考慮充電功率對電壓的影響，必要時應采取措施降低電壓后沖擊。500千伏線路還應考慮具有足夠的短路容量。
４.選擇對穩定影響較小的電源做沖擊合閘電源，必要時應適當降低有關聯絡線的潮流。
５.對電力變壓器沖擊合閘前，其中性點應臨時接地。
６.對有重大缺陷的設備檢修后恢復操作時，也應考慮上述因素。
第13—24條 零起升壓操作
１.擔負零起升壓操作的發電機，需有足夠的容量，對長距離高壓輸電線路零起升壓時，應防止升壓過程中發電機產生自勵磁現象。
2.擔負零起升壓發電機組的強勵、復勵及電壓校正器與所帶的出線開關的自動重合閘裝置均應停用，必要時可在勵磁回路增加限制勵磁電流的電阻。被升壓的設備需有完善的保護。
3.在中性點接地系統內，被升壓的電力變壓器中性點必須接地。
4.通過長距離高壓線對電力變壓器零起升壓時，應先計算，以免超過允許電壓或發生諧振過電壓。
5.零升系統與運行系統要有明顯的斷開點。
第十四章 系統事故處理規定
第一節 一般原則
第14—1條 事故處理的領導關系
１.省調值班調度員是本省電網事故處理的領導者，是省調管轄范圍內電力系統事故處理的指揮者，對省調管轄范圍內電力系統事故處理的正確性負責。
各地調值班調度員、發電廠、變電站值班員應正確迅速地執行省調值班調度員事故處理的指令。
２.各地調值班調度員是各自管轄范圍內的電力系統事故處理的指揮者，對本地區所屬范圍內電力系統事故處理的正確性負責。
涉及兩個（或以上）地市所屬范圍電力系統事故處理的領導者，應根據有關調度協議確定。當220千伏主網發生電力系統事故影響到有關地區電網時，省調應及時通知有關地調值班調度員，要求地調配合主網處理事故。
3.省內500千伏系統的事故，由華東網調負責處理，省調協助。當500千伏系統事故對220千伏有影響時，由華東網調及時通知省調配合進行處理。
4.屬省調調度管轄，由地調操作管理的220千伏變電站及220千伏線路，其事故處理仍由省調值班調度員負責指揮處理，屬省調調度許可，由地調調度管轄的220千伏變電站及220千伏線路，由調度管轄的地調值班調度員負責指揮處理，應及時匯報省調。省調值班調度員可根據系統情況及時指導。涉及系統性的事故由省調經地調進行指揮，必要時省調有權直接指揮處理。
第14—2條 值班調度員在處理系統事故時應做到：
１.及時發現事故，盡速限制事故的發展，消除事故的根源，盡速解除對人身和設備安全的威脅。
２.盡一切可能保持設備繼續運行，以保證對用戶連續供電。
３.盡速恢復對已停電用戶的供電，特別需先恢復發電廠的廠用電和重要用戶的保安用電。
４.盡速調整系統運行方式，使其恢復正常。
第14—3條 電力系統事故處理的一般規定：
1.系統發生異常或事故情況時，有關單位值班員應盡速正確地向有關調度做如下內容的匯報：
⑴異常現象，異常設備及其他有關情況； ⑵事故跳閘的開關名稱、編號和跳閘時間；
⑶繼電保護及安全自動裝置動作情況；
⑷出力、電壓、頻率及主干線潮流變化情況；
⑸人身安全及設備損壞情況；
⑹故障錄波器的有關記錄。
在未能及時全面了解情況前，值班人員應先簡明正確匯報開關跳閘情況及異常情況，待詳細檢查后再具體向有關調度匯報。
2.發電廠值長，變電站值班長或主值班員，地調主值班調度員，在事故處理中應堅守在控制室和調度室，及時與省調取得聯系，如需離開時要指定專人代理。
３.事故處理中，涉及電力系統的重大操作，須取得省調的同意。事故單位的領導人有權向本單位值班人員發布指令或指示，但不得與省調下達的指令相抵觸。
４.當電力系統發生故障時，非事故單位的值班員除匯報異常現象、加強監視、做好事故蔓延的預想外，不要急于詢問事故原因和占用調度電話。
５.為防止事故擴大，下列情況無須等待省調指令，事故單位值班員可立即自行處理，但事后應迅速匯報省調值班調度員。這些情況是：
⑴對人身和設備安全有嚴重威脅者，按現場規程立即采取措施；
⑵確認無來電的可能時，將已損壞的設備隔離；
⑶發電機組由于誤碰跳閘，應立即恢復并列；
⑷線路開關由于誤碰跳閘，應立即對聯絡開關鑒定同期后并列或合環；
⑸對末端無電源線路或變壓器開關應立即恢復供電；
⑹本規程中已有明確規定可不待調度下令自行處理者。
６.交接班時發生事故，且交接班手續尚未辦理完畢時，仍由交班者負責處理，接班者協助進行處理，在告一段落或處理結束后，才允許交接班。
７.事故處理過程中，一切調度指令和聯系事宜均須嚴格執行發令、復誦、匯報和錄音制度，必須使用全省統一調度術語和操作術語，并需詳細記錄事故情況和登記“異常記錄簿”。
發生重大事故時，值班調度員應在處理事故告一段落后盡速報告調度科長或調度所長、總工程師，夜間應報告省局值班室。并按規定向上級調度匯報。
第二節 系統頻率的異常處理
第14—4條
華東電力系統頻率超出50±0.2赫茲為事故頻率。事故頻率的允許持續時間為：超出50±0.2赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過15分鐘。當安徽電力系統與華東電力系統解列運行時，解列地區容量不超過300萬千瓦時，超出50±0.5赫茲，持續時間不得超過30分鐘；超出50±1赫茲，持續時間不得超過15分鐘。
第14—5條 為防止在系統發生事故時，因頻率急劇降低而導致系統瓦解，各地供電局、發電廠應按規定配置安全自動裝置。
第14—6條 各級調度機構值班調度員，可以在電網發生事故時，按照“事故限電序位表”發布拉閘限電指令，當電網事故嚴重威脅電網安全時，省調值班調度員有權按照“事故限電序位表”，越級指令有關變電站、發電廠值班人員直接進行拉閘限電，受令單位必須立即執行。
第14—7條 當系統頻率降至49.8赫茲以下時：
１.發電廠值班人員無須等待調度指令，立即運用本廠旋轉備用，自行增加出力，直至頻率恢復至49.8赫茲以上或已達到運行機組的最大可能出力為止。各水電廠，當系統頻率低于49.0赫茲時，低頻自啟動裝置和低頻調相改發電裝置按整定方案動作，將調相機組改發電，并啟動備用機組，逐臺并網發電，按頻率增加出力，直至系統頻率恢復至49.8赫茲以上，或出力帶滿，或聯絡線調到規定限額為止。若自啟動裝置未動或未投，值班人員應手動按上述方案執行。以上處理情況，各廠值班人員，應及時報告省調值班調度員，以便及時控制聯絡線的潮流不超過允許限額。在頻率恢復后，各廠應按省調值班調度員的指令調整出力。
２.省調及地調值班調度員：
⑴迅速檢查各廠旋轉備用容量，必要時啟動備用機組。
⑵當旋轉備用容量加滿和備用機組均投入后，頻率仍低于49.8赫茲時，則省調值班調度員應根據系統用電情況，確定各地市緊急拉閘、限電數量，指令有關地市拉、限電，各地調值班調度員應按省調指令，在規定時間內執行完畢。所拉開關和限電負荷在恢復送電時，必須得到省調值班調度員的指令或同意。各級調度員在恢復送電時，還需要考慮頻率、電壓以及潮流、接線的變化，控制在規定的范圍內。
⑶當經上述處理，系統頻率仍低于49.50赫茲且有繼續下降趨勢或者持續時間超過10分鐘時，省調應按”事故限電序位表”下令拉電，使系統頻率盡快恢復至49.80赫茲以上；當系統頻率低于49.00赫茲以下時，各級調度均應按“事故限電序位表”下令緊急拉電，使系統頻率在15分鐘內恢復至49.80赫茲以上。
第14—8條 當系統頻率下降時，發電廠運行值班人員應密切注意設有低頻保護的機組工況，調整各機組出力，盡可能減小機組低頻跳閘造成發電出力損失。發生機組低頻跳閘時，應及時上報省調。
當系統頻率突然降至48.50赫茲以下時，各級調度運行人員還需做如下處理：
１.各發電廠、變電站值班人員：
⑴立即檢查各輪低頻減載裝置動作情況，當相應的低頻減載裝置在整定頻率值應動作而未動作時，應立即拉開其所控制的開關；
⑵按現場“事故限電序位表”的規定進行拉電；
⑶火電廠按照現場規程將廠用電與系統解列；
⑷各水電廠，按規定自動將備用機組并網，將調相機組改發電，增加出力。直至頻率恢復至49.80赫茲。
２.各地調值班調度員：
⑴迅速檢查本地市各輪低頻減載裝置動作情況，凡達到整定頻率而未動作者，應下令變電站值班人員立即手動拉開所控制的開關；
⑵緊急事故拉電，直至系統頻率恢復至49.80赫茲以上，再待省調指令做進一步處理。
３.省調值班調度員：
⑴迅速了解各廠備用容量和備用機組；
⑵迅速了解各地區低頻減載裝置動作情況和事故拉電情況，必要時指令有關地調繼續拉電；
⑶在１～２分鐘內未能使系統頻率恢復至49.00赫茲及以上時，省調應立即下令拉閘限電，直使系統頻率在規定時間內恢復正常。
第14—9條 當系統頻率突然降至48.00赫茲及以下時，各地調、發電廠值班人員不待省調指令，應立即增加出力和拉閘限電，以使系統頻率盡速恢復至49.80赫茲以上；省調值班調度員采取直接拉電措施，直至頻率恢復至49.80赫茲以上，再進一步采取措施使其恢復正常。
第14—10條 當系統聯絡線或聯絡變故障，造成系統解列，解列部分的低頻事故處理也應遵循本章各條規定執行，為了迅速恢復與系統并列可按本規程第十三章有關規定處理。
第14—11條 當系統頻率超過50.20赫茲以上時，各發電廠無須等待調度指令，立即自行根據頻率降低出力直至最低技術出力，以保證系統頻率在15分鐘內降至50.20赫茲以下。如頻率未能降至50.20赫茲以下，省調值班調度員可根據情況發布停機、停爐指令，務必在30分鐘內使頻率降到50.20赫茲以下。
第三節 系統電壓的異常處理
第14—12條 為保持系統運行的靜態穩定，防止電壓崩潰，由華東網調和省調分別對各主要中樞點（控制點和監視點）下達最低允許電壓值（未下達時按正常運行電壓規定值的-7%）和事故極限電壓值（為下達時按正常運行電壓規定值的-10%）。
第14—13條 當系統中樞點電壓低于最低允許運行電壓值時，值班人員應不待調度指令，盡快調整發電機、調相機的勵磁，投入電容器組，使母線電壓恢復至最低允許運行電壓以上。當所有調相、調壓手段均采用后，而母線電壓仍未恢復至最低允許運行電壓時，應立即報告省調值班調度員處理。
省調值班調度員為盡快使中樞點電壓恢復至最低允許運行電壓以上，可采取下列措施： １.增加旋轉備用容量和啟用備用機組；
２.要求網調值班調度員切除部分或全部低壓電抗器；
３.改變系統結線方式，合理調整有關廠的有、無功出力和主要聯絡線潮流；
４.指令有關廠、變電站調整主變有載調壓分接頭位置；
５.限制有關地市的用電負荷；
６.采取上述措施仍無明顯效果時，應指令有關地調按“事故限電序位表”，切除部分負荷。
當系統中樞點電壓降至事故極限點電壓時，應作如下處理：
1.中樞點值班人員：不待調度指令，立即利用發電機的事故過負荷能力，增加無功出力，以維持電壓，并迅速報告省調值班調度員。
2.值班調度員：當發現某中樞點電壓低至事故極限電壓值時，應立即啟用系統中有功和無功備用容量來維持電壓，并迅速指令有關地調或變電站按“事故限電序位表”拉閘限電，以消除發電機過負荷，盡快使母線電壓恢復至最低允許運行電壓以上。
第14—14條 當發電機或調相機突然過負荷，值班人員在采取降低勵磁電流的辦法來消除過負荷時，不得使母線電壓低于事故極限電壓值。若母線電壓降至事故極限電壓值，而發電機或調相機仍然過負荷時，根據過負荷的多少，應采取下列措施：
1.若過負荷小于額定值的15%，值班人員應首先將過負荷的情況報告省調，由省調值班調度員處理。同時，值班人員應迅速啟用本廠備用容量和備用機組，自行采取一切措施，以消除過負荷。省調在接到上述過負荷的報告后，應利用系統中的無功和有功備用容量來消除過負荷。
2.當過負荷大于額定值15%且頻率正常時，值班人員應一面盡速報告省調，一面自行采取措施，在事故過負荷允許的時間內，盡快消除過負荷。值班調度員在接到某中樞點電壓降至事故極限電壓值時，而發電機或調相機仍有過負荷的報告后，應盡速利用系統中一切備用無功容量來提高電壓，以消除過負荷。此時，允許將個別發電廠變電站的母線電壓提高至最高允許值。若過負荷的發電廠處于受電端，不允許降低有功出力而應限制或切除部分負荷。
第14—15條 當系統電壓高于該點電壓規定值的5%時，有關發電廠、變電站值班人員應立即自行降低發電機、調相機的無功出力：表面冷卻的發電機功率因數一般應達遲相0.95 ；具有自動調整勵磁裝置的發電機，必要時可在功率因數為1的條件下運行；內冷發電機功率因數超過額定功率因數應遵守制造廠的規定，機組進相運行應由有關部門經過試驗來確定；變電站可停用電容器組。若經過調整仍達不到合格范圍，應匯報省調，由省調值班調度員協調處理。當系統電壓高于該點電壓規定值的10%，發電廠、變電站值班人員一面立即采取調整無功、降低電壓措施，另一方面立即匯報省調值班調度員，采取調整電網潮流，改變網絡結線，調停發電機、調相機以及通知地調停用電業電容器、用戶電容器。必要時匯報華東網調協助調整電壓，以及投入低壓電抗器及調整主變分接頭位置等。直至電壓恢復至規定偏差范圍之內。
第四節 線路事故處理
第14—16條 當系統聯絡線或環網線路（包括雙回和多回線路）中，某一回線開關跳閘時，調度員和有關單位值班員首先按本規程的有關規定處理由此引起的穩定破壞、系統解列、元件過負荷等異常狀態，然后再對跳閘線路進行事故處理。
第14—17條 當線路開關跳閘后，為加速事故處理，各級調度運行人員可以不待查明原因，按規定綜合確定強送點，對故障跳閘的線路進行強送電。其規定如下：
１.需按照穩定要求選擇強送點或選擇距離主要發電廠和負荷中心較遠的系統開關作強送點，并需考慮強送電成功后便于并列；
２.強送電端的電力變壓器相應電壓側中性點應接地，不允許用本側中性點不接地的電力變壓器單獨向110千伏、220千伏線路強送電；
３.強送電的開關要完好，應有足夠的遮斷容量，開關跳閘次數應在允許的范圍內，且具有完備的繼電保護（至少有一套快速、可靠的保護）；
４.強送電前需檢查了解主要聯絡線潮流不應超出穩定限額，否則需采取相應降低潮流或提高穩定的措施；
５.有帶電作業的線路開關跳閘后，必須與帶電作業人員取得聯系后，才能對線路進行強送電。
第14—18條 220千伏系統聯絡線或環網線路（包括雙回線路）開關跳閘時按下列原則處理：
１.投入單相重合閘的線路開關，若單相跳閘，單重動作重合成功，現場值班員需及時將保護及單重動作情況向值班調度員匯報； ２.投入單相重合閘的線路開關，若單相跳閘后，單重未啟動或單重動作但開關拒合造成非全相運行，現場值班人員應立即手動拉開該開關，并匯報值班調度員。省調根據線路對端保護及重合閘動作情況可決定：
⑴若對端單相重合閘動作成功可立即恢復并列或合環；若開關有拒合可能應設法用旁路開關代替運行；
⑵若對端三相開關跳閘，可根據系統方式選擇強送點，經與對方聯系后對線路進行強送一次，強送成功后立即恢復并列或合環；但應對保護、重合閘或開關檢查不正確動作原因；
３.未投入單相重合閘的線路開關，若線路故障造成三相跳閘或雖投單重，但線路發生單相故障單重動作重合未成造成三相跳閘時，現場值班員應將保護及重合閘動作情況向值班調度員匯報，值班調度員可根據本條第2項有關原則進行處理。
第14—19條 110千伏系統聯絡線路或環網線路（包括雙回線）開關跳閘時，應按地調調度規程進行處理，處理原則：
１.投入線路無壓重合閘的一側開關跳閘：
⑴若無壓重合閘重合成功，現場值班員應立即將跳閘開關名稱、編號、繼電保護與自動重合閘動作情況向調度匯報。
⑵無壓重合閘重合不成功，現場值班員應將情況匯報調度員，由值班調度員根據線路重要性，保護動作情況，有無明顯故障點存在等，允許再強送一次，但一般必須與送電端的對側值班員聯系后進行，若失去通訊聯系時，必須等20分鐘后再進行強送。
⑶無壓重合閘未啟動或動作后開關拒合，現場值班員無須等待調度指令，允許鑒定線路無壓后立即強送一次。
２.未投入線路無壓重合閘的一側開關跳閘，現場值班員一邊匯報情況，一邊檢查線路有無電壓。當線路側有電（或等待來電后），可不待調度指令，允許鑒定同期進行并列或合環操作。
第14—20條 饋電線路開關事故跳閘處理原則：
１.未投入自動重合閘或自動重合閘未動作者，現場值班員可不待調度員指令立即強送一次；
２.不論自動重合閘動作成功與否，現場值班員均應匯報值班調度員。值班調度員可根據用戶重要性對重合閘動作重合不成的線路決定是否再強送一次。
第14—21條 各類線路開關跳閘后，經過強送電不成或已確認有明顯故障時，則可認為線路是永久性故障。值班調度員應下令將故障線路各端開關、閘刀拉開后并三相短路接地，通知有關單位進行事故搶修。通知時應說明保護動作情況，線路是否帶電；若線路無電，也應說明是否做好安全措施，找到故障點后，是否可以不經聯系即開始進行檢修工作。調度員應盡可能根據繼電保護提供的故障錄波器測距情況供查線單位參考。第14—22條 各類線路瞬時故障、開關跳閘后自動重合閘動作成功或強送成功者，線路雖在帶電運行，但值班調度員仍需通知線路所屬單位對該線路進行帶電查線，并告之繼電保護動作情況及故障測距，經帶電查線發現故障點應立即匯報調度員。未查出故障點也應報告調度。
第14—23 條 當發生開關機構故障，自動閉鎖跳（合）閘時，應迅速消除故障。如無法在15分鐘內恢復時，應立即用旁路開關代替運行（允許根據等電位原理，用閘刀斷開旁路開關并聯運行后的環路電流，注意在用閘刀解環時旁路開關必須改非自動）。亦可在不能用旁路代替時，將母聯開關與其串接運行，但必須投入母聯開關保護（包括充電保護）；若無法用旁路或母聯代替時，則設法用母聯或上一級開關來斷開，防止長期死開關運行。對一個半開關結線中，開關發生機構故障時，允許用閘刀解二串以上并聯運行的環路。
對一個半開關結線中，應盡量用邊開關對線路試送，不允許同時合中開關。當發生開關或線路二相運行時，應迅速恢復全相運行，如無法恢復，應立即將開關或線路各側開關拉開。
第14—24條 當500千伏系統線路（屬華東網調直接調度）的開關跳閘后，為了加速事故處理，各發電廠、變電站值班員在向華東網調匯報的同時，應迅速向省調值班調度員匯報。省調應盡速消除由此對220千伏系統產生的各種影響。當220千伏系統聯絡線過負荷時，應指令有關電廠迅速調整出力。或發電廠根據現場事故處理規程規定自行降低出力，然后匯報省調值班調度員。省調應將處理結果向華東網調匯報。
第五節 母線故障或母線失電事故處理
第14—25條 發生發電廠和變電站母線故障或失去電壓，通常值班調度員在接到現場值班人員的匯報后，⑴應立即了解失電母線開關是否已全部跳開或拉開。若未拉開，則應立即令其拉開失電母線所有開關，發現故障點立即隔離，并對一、二次設備及保護動作情況進行詳細檢查。
⑵立即判斷故障范圍，首先處理系統失穩、解列、過負荷及對重要用戶恢復送電問題，防止事故擴大。
⑶了解現場詳細情況，確定處理方案，進行恢復操作。
第14—26條 發電廠和多電源變電站母線故障或電壓消失的事故現場處理：
１.當發現母線失電時，現場值班員需首先判明確系母線無電。判別母線失電的依據是應同時出現下列現象：
⑴該母線的電壓表指示消失；
⑵該母線的各出線及變壓器電流消失；
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