第一篇：2.2.4.1 遷西縣電力局電網調度管理規程2010

遷西縣電力局電網調度管理規程

遷西縣電力局 2010年1月

編制：宋國忠 馬 泉 朱學智 郭中祥 金雪峰 高延利 史永生 張立功 審核： 批準：

目 錄

第一章 總則…………………………………………………1 第二章 調度管理的任務……………………………………1 第三章 調度管理制度………………………………………2 第四章第五章第六章第七章第八章第九章附錄一附錄二

設備檢修的調度管理………………………………3 調度范圍劃分………………………………………4 倒閘操作制度………………………………………6 事故處理……………………………………………11 失去通信聯絡的有關規定…………………………15 繼電保護及安全自動裝置的調度管理……………15 調度員有關制度和職責……………………………16 調度命令解釋………………………………………19

第一章 總 則

1.1 本調度管理規程是根據《國家電力法》和《國務院電網調度管理條例》以及《唐山地區電網調度規程》的有關規定，結合我縣電網實際結構、運行方式制定的，做為指導我縣電網運行管理的依據。

1.2 本規程包含我縣電網的方式管理、檢修管理、事故處理、調度紀律、經濟運行等各方面，適應于遷西縣電力局調度管理范圍內所有相互關聯的送、配電和有關用戶的電氣設備，調度人員，運行設備的主管單位的領導，運行、檢修、試驗人員。

第二章 調度管理的任務

2.1 電力系統是發電、供電、用電組成的一個完整的系統，生產、輸送、使用同時完成。各部門要密切配合、協作，實行統一調度、分級管理，以保證電網安全、優質、經濟運行。2.2 調度管理的任務是電力調度機構為保障電網的安全、經濟運行，對電網運行進行的組織、指揮、指導和協調，并使之符合社會主義市場經濟的要求和電網運行的客觀規律。2.3 縣調應做好下列工作：

2.3.1 編制和執行調度范圍的運行方式；

2.3.2 對調度范圍內變電站或電廠的設備進行操作管理；

造成停電事故，則必須拒絕執行，并將拒絕執行的理由報告值班調度員和本單位直接領導人。對調度指令執行完畢后必須及時回報時間。

3.3 當變電站、發電廠發現設備異常運行情況和缺陷時，應首先報告值班調度員，值班調度員應詳細記錄。對重大異常和設備缺陷值班調度員應立即報告調度班長或主任，由調度班長或主任向局領導匯報。調度班長和主任都不在時，值班調度員可直接向局領導匯報。

3.4 值班調度員與各廠站、維操隊聯系工作和下達操作指令時，要使用標準術語，問清單位姓名，作好記錄，并主動將自己姓名告訴對方。

3.5 縣調管轄范圍內的設備檢修，若需要區調調度范圍內設備停電時，必須事先辦理申請批答手續，經區調批準后才能工作。

第四章 設備檢修的調度管理

4.1 各生產單位、檢修班組應于每月20日前報下月工作計劃、每月5日前報下半月工作計劃，平衡后下發月（下半月）停電檢修計劃，各生產單位、檢修班組應按計劃認真執行。

4.2 經月（下半月）停電檢修計劃批準的設備檢修工作，需在開始工作前一日10時（星期一的工作應于上星期五10時前向調度申請，節假日的工作應在節假日前一日向調度申請）提出申請，5.1.2 興城10KV母線及以上設備，不屬于縣調調度范圍的出口。

5.2 縣調調度范圍：

5.2.1 遷西311-

4、312-

4、313-

4、321-

5、322-

5、511-

4、521-

5、522-5；東荒峪311-

4、312-

4、313-

4、322-

4、511及手車、512及手車、514及手車、515及手車、521及手車、523及手車；灑河311-

4、312-

4、321-

5、322-

5、511-

4、512-

4、513-

4、514-

4、521-

5、522-

5、523-

5、524-5；三屯營322及手車、312及手車、511及手車、512及手車、522及手車以下設備； 5.2.2 興城511-

4、513-

4、514-

4、515-

4、521-

5、523-

5、525-

5、526-5以下設備；

5.2.3 縣屬各變電站內的一次設備、二次設備、遠動設備、通道設備；

5.2.4 高壓供電線路上的柱上開關或大分支跌落、各供電所分界點處柱上開關、電廠（站）的并網開關、高壓用戶的備用電源開關；

5.2.5 各電廠及有關大用戶的設備調度范圍，均按調度協議執行。

5.3 各供電所停非調度范圍的設備可不與調度申請，但應通知調度，以備用戶查詢。

6.4.4 一頁寫不下的可寫多頁，注明“接下頁”、“承前頁”； 6.4.5 按規定調度術語填寫；

6.4.6 操作票由副班調度員填寫，主班調度員審核無誤后方可下達，大型系統停電的操作票還要經調度班長審核，審核后在操作票上簽字；

6.4.7 操作票執行完后在最后一步的下面加蓋“已執行”章。6.5 調度員下令時要做到：

6.5.1 主班調度員遙控和下令時，副班調度員應在旁監護； 6.5.2 下令時應問清受令人的單位和姓名，并報出自己的單位、姓名、下令的日期和時間，添入操作票中，堅持錄音制度； 6.5.3 嚴格按操作票下令，如遇臨時變更，必須主、副班共同研究后才能繼續操作；

6.5.4 下令時如遇電網異常情況發生，應立即停止下令，把情況了解清楚，條件許可后才可繼續下令；

6.5.5 操作要由一個值班調度員負責到底，如有特殊情況或交接班，應將操作告一段落，才能換人或交班；

6.5.6 每下達一步操作指令必須在此步指令的左側欄內打“”，待現場操作回令后再打另一半“/”，組成“√”； 6.5.7 受令人須重復指令，核對無誤后才允許操作； 6.5.8 現場操作完畢后應及時更改模擬圖板； 6.5.9 涉及改變保護定值的工作應核對保護定值。6.6 申請票的填寫

6.7.2.4

檢修狀態：指設備的開關及刀閘都在斷開的位置，有可能來電端均掛地線及標示牌。6.7.3 調度聯系術語：

6.7.3.1 命令：值班調度員對變電、電站人員下達的操作任務，下令時必須冠以“命令”二字。

6.7.3.2重復命令：值班調度員下令完畢后，要求接令人重復時，必須冠以“重復命令”四字。

6.7.3.3回令：接令人操作完后，向值班調度員回報時，應冠以“回令”二字。

6.7.3.4帶電查線：線路事故跳閘或接地拉開后，值班調度員通知查線人員巡查故障時，必須冠以“帶電查線”，視為線路帶電。

6.7.3.5為避免混淆和對方聽不清而出差錯，規定線路號中數字“1”讀“幺”、“-4”讀 “負四”。

6.7.3.6

拉合接地刀閘在調度令中統稱掛拆地線。6.8 遙控操作規定：

無人值班變電站一般操作任務由值班調度員通過調度自動化系統的遙控、遙調功能實現。特殊情況不能遙控的由現場操作。遠方操作的斷路器，不允許帶電手動合閘。6.8.1 一般操作任務：

6.8.1.1 根據電網的安全經濟運行的需要進行線路開關停送電、投退補償電容器的遙控操作。

6.8.3.5 檢修班在工作現場試驗時拉合操作，但工作結束后必須使開關恢復到原始位置。

第七章 事故處理

7.1 總則

7.1.1 值班調度員是處理本系統事故的指揮人，并對事故處理的正確性和迅速性負責。7.1.2 事故處理的主要任務：

7.1.2.1 盡快限制事故的擴展，消除事故根源，解除人身和設備安全的威脅。

7.1.2.2用一切可能的方法保持對用戶的供電。7.1.2.3盡快對已停電的用戶恢復供電。

7.1.2.4調整運行方式，保證運行安全，使其恢復正常。7.1.2.5將事故情況向主管領導匯報。

7.1.3 事故處理時可不填票，但應作詳細記錄，一切調度令均需錄音。

7.1.4 在交接班時發生事故，而交接班手續尚未完畢，應由交班調度員處理，接班調度員協助配合。

7.1.5 電網發生事故時，值班調度員有權要求在調度室內與處理事故無關的人員離開，也有權邀請有關人員到調度室解決有關處理事故的問題。

1障。

7.6.4檢查二次回路是否有故障。

7.6.5 經檢查和試驗排除故障后，可在空載下試送一次。7.6.6

經檢查是二次回路故障造成誤動，可將瓦斯保護退出運行，將變壓器送出后再處理二次回路故障，這時差動保護應投入運行。

7.7 線路速斷保護與過流保護的區別：

7.6.1速斷保護的整定電流要比過流保護整定電流大。7.6.2速斷保護無時限，過流保護有時限。

7.6.3

速斷保護保護線路一部分，是線路主保護，過流保護保護線路全部，是線路后備保護。

7.6.4 事故處理規定：發生線路開關跳閘事故，應通知有關部門查線，查出故障原因處理后允許試送一次，無故障原因需經上級領導批準方可試送。

7.7

接地故障的幾種現象及處理方法：

7.7.1 接地按故障點主要分兩種：線路接地和站內PT部分故障（包括PT本體和高低壓保險）。主要區分的原則是根據相電壓值，如果有任一相相電壓高于正常值，則可斷定為線路接地，反之則為站內PT部分故障。具體表現有以下幾種：

7.7.2

相電壓一相（或兩相）為正常值的一半以下，另外兩相（或一相）電壓正常（6KV左右），這是偏低相高壓保險熔斷，電壓值是由于一次網絡對地電容原因造成。處理方法：判斷原因，3第八章 失去通信聯絡的有關規定

8.1 縣調與各站所通訊中斷時，各站所應采取積極的措施，盡快與縣調恢復通訊聯系。

8.2 與縣調失去通訊聯系時，凡不涉及安全問題或時間性，沒有特殊要求的調度操作，一般不應自行處理。失去通訊聯絡時做好記錄。

8.3 當正在下達操作命令尚未重復調度命令，又未經正式許可時失去通訊聯絡，則現場操作人不應進行操作。

8.4 當發生事故而通訊中斷時，各站所應根據事故情況和保護動作情況慎重分析處理。先斷開事故設備，等候處理。8.5 在通訊中斷時，變電站電源中斷后，各站按《調度管理規程》中有關規定執行。

8.6 通訊恢復后，運行人員應立即向值班調度員報告在失去聯系時間內所發生的一切事項。

第九章 繼電保護及安全自動裝置的調度管理

9.1 繼電保護裝置是保證電力系統安全穩定運行的重要組成部分，任何時候嚴禁運行中的電氣設備無保護運行，由于倒閘操作或在緊急情況下改變運行方式，值班調度員有權決定保護方式的改變，定值的改變要征得有關領導的同意后方可執行。

5行，電壓是否合格，功率因數是否合格，并及時進行方式的調整，并將結果記入日志。

4)巡視中如果發現問題，應及時處理，自己不能處理的要報告專責人或主任，并做錄音和記錄。

二、調度員交接班制度

1、接班調度員應每日7：45之前進入調度室，交班調度員應將本班完成的工作、運行方式的改變、遺留的工作、領導的指示等交待清楚，接班調度員應仔細查看工作日志、巡視記錄、申請票、操作票等記錄，查看調度主機及調度自動化系統運行是否正常，對不明白之處詳細詢問，做到交的清楚，接的明白。

2、除遇到事故處理或進行較復雜的操作下令外，均應按時交接班。

3、在交接班過程中，發生較大事故，而交接班的手續尚未辦理完畢時，應由交班人員負責處理，接班人員協助，直到事故處理完畢或告一段落，接班人員能開始工作時才允許交接班。

4、交接班應嚴肅認真，由交接班四人共同進行，主值交班員交待情況，副職交班員作補充，站立進行。

5、交班調度員應在交班前搞好調度室衛生，由接班調度員檢查合格后，方可交接班。

6、接班調度員應按計算機一次圖逐一核對模擬屏是否與之

附錄二 調度命令解釋

第一部分 全站檢修

一、停電（大黑汀311-

4、312-

4、313-4以下預試）

1、將311-

4、312-4以下由運行轉檢修（注：此時313-4在斷開狀態）

指：拉開311-

4、312-4以下所有運行狀態的設備開關、刀閘；在可能來電的各側驗電、掛地線；在一經合閘即可來電的刀閘把手上掛標示牌（不包括原方式下備用和停電的設備）。

2、原方式下備用和停電的設備如需操作單獨下令（注：工作單位如需對原方式下備用和停電的設備做措施的，在辦理申請時應說明）

如：將備用一

511、備用二512線路由停電轉檢修。

二、送電（大黑汀311-

4、312-

4、313-4以下預試工作完工）

1、恢復原方式下備用和停電的設備

如：將備用一

511、備用二512線路由檢修轉停電。

2、將311-

4、312-4以下由檢修轉運行

9聯開關）、刀閘；在可能來電的各側驗電、掛地線，在一經合閘即可來電的刀閘把手上掛標示牌（不包括原方式下備用和停電的設備）。

2、原方式下與10kV5#母線相連的備用和停電設備如需操作單獨下令

二、母線送電（大黑汀10kV5#母線檢修工作完工）

1、恢復原方式下與10kV5#母線相連的備用和停電設備的操作

2、將10kV5#母線由檢修轉運行

指：拆除10kV5#母線連接的所有檢修狀態的設備標示牌、封地線；合上刀閘、開關（包括母聯開關）（不包括原方式下備用和停電的設備）。

第三部分 其它命令解釋

1、有關線路、開關命令

將xx線xx線路（開關）由運行轉檢修

指：拉開開關、刀閘；在可能來電的各側驗電、掛地線，在一經合閘即可來電的刀閘把手上掛標示牌。

2、有關主變命令 將x#主變由運行轉檢修

第二篇：電網調度規程

電網調度規程》

第一章 總則

第1條 電網運行實行統一調度、分級管理的原則。

第2條 電網調度機構是電網運行組織、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，又是電網經營企業的職能機構，代表本級電網經營企業在電網運行中行使調度勸。

第3條 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。

第4條 凡并入電網的各發電、供電、用電單位，必須服從地調的統一調度管理，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實施電網調度管理。

第5條 電網各級調度人員、變電監控中心、操作隊運行人員、各發電廠值長及電氣運行人員、直供大用戶的變電運行人員，必須熟悉并嚴格執行本規程；各級有關領導、技術人員也應該熟悉、遵守本規程。

第二章 調度管理

第一節 調度管理的任

第6條 電網調度管理的任務是組織、指揮、指導和協調電網的運行，保證實現下列基本要求：

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、輸、供電設備能力，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，依有關合同或協議，保護發電、供電、用電等各方的合法權益。按電力市場調度規則，組織電力市場運營。

4、根據本電網的實際情況，充分合理利用一次能源，使全電網在供電成本最低或者發電能源消耗率及網損率最小的條件下運行。

第7條 電網調度機構的主要工作：

1、接受上級調度機構的調度指揮；

2、對所轄電網實施專業管理和技術監督；

3、負責組織編制和執行電網年、月、日運行方式。執行上級調度下達的跨地區電網聯絡線運行方式和檢修方式；

4、參入編制電網的、月發供電計劃和技術經濟指標；監督發、供電計劃執行情況；執行上級調度下達的跨區聯絡線送、受電計劃；

5、負責所轄電網的安全穩定運行及管理，組織穩定計算，編制所轄電網安全穩定控制方案，參入事故分析，提出改善安全穩定的措施，并督促實施；

6、負責編制和組織實施電網“黑啟動”方案；

7、負責電網經濟調度管理及管轄范圍內的網損管理，編制經濟調度方案，提出降損措施，并督促實施；

8、負責所轄電網的繼電保護、安全自動裝置、通信和自動化設備的運行管理；

9、指揮調度管轄范圍內設備的操作、電網事故處理和電壓調整，根據上級調度的指令進行調峰和調頻或控制聯絡線潮流；

10、參入編制調度管轄范圍內設備的檢修停電計劃，批準其按計劃進行檢修；

11、參入電網規劃編制工作，參入電網工程設計審查工作；

12、組織調度系統有關人員的業務培訓；

13、協調有關所轄電網運行的其它關系；

14、審核申請并網發電廠并網的技術要求，簽定并網調度協議

15、行使上級電網管理部門及上級調度機構授予的其它職責 第二節 調度設備管轄范圍劃分的原則 第10條 地調許可設備劃分原則

縣調（或大用戶）管轄設備，其操作對地調管轄范圍內的發、輸、變電設備或對系統運行方式有較大影響的，為地調許可設備。

第11條 地調管轄委托縣調代管設備劃分原則

地調管轄設備中，狀態變化對系統運行方式影響不大，但對縣電網運行方式有較大影響的發、輸電設備，可委托縣調代管。如：部分發電廠設備、部分縣間輸電聯絡線路。

第12條 縣調管轄設備劃分原則

1、縣網內水電站的主要設備；

2、縣網內35kV變電站的主要設備；

3、縣網內部分110kV非主干線及110kV以下線路。

第13條 發電廠廠用電設備、熱電廠的供熱設備及變電站的站用電設備，由發電廠值長及操作隊值班員自行管理。

第三節 調度管理制度

第14條 凡要求并網運行的發電機組，不論其投資主體或產權歸屬，均應遵照《電力法》、《電網調度管理條例》等法律、法規的規定，在并網前向電網經營企業提出并網申請，根據調度管轄范圍依法簽訂并網調度協議并嚴格執行。

第16條 任何單位和個人不得干預電網調度系統的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。

第19條 對于代管設備、許可設備，下級調度機構在操作前應向地調申請，經地調許可后方可操作，操作后向地調匯報。

第20條 電網緊急需要時，地調值班調度員可以越級發布調度指令，受令單位應當執行，并迅速通知縣調值班調度員。

第21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：指令執行完畢后立即向發令人匯報執行情況。

第22條 各級運行值班人員在接到上級調度機構值班調度人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人員報告，由發令的值班調度員決定該調度指令的執行或者撤消。如果發令的值班調度員重復該指令時，接令值班人員原則上必須執行，但是執行該指令確將危及人身、設備或者電網安全時，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24條 各縣調調度員和發電廠值長，接班后一小時內向地調值班調度員匯報：負荷情況、檢修情況、電壓水平、設備運行異狀、預定工作及天氣情況等，同時地調值班調度員將運行方式變化及電網重大異常運行情況告知有關單位。

第26條 縣調、發電廠管轄設備發生重大事故（如設備損壞、無操作、人身傷亡、對重要用戶停電等），也應及時向地調值班調度員匯報。

第28條 當發生無故拒絕執行調度指令、違反調度紀律的行為時，有關調度機構應立即組織調查，依據有關法律、法規和規定處理。對不執行或延遲執行調度指令者，在報告領導調查處理后，地調值班調度員在征得調度負責人同意后，有權從電網的上一級采取措施。

第四節 檢修管理

第31條 電網內主要設備實行計劃檢修。設備年、月度大、小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34條 地調管轄設備、地調委托縣調代管設備、地調許可設備檢修或試驗雖已有計劃，仍需在開工前一天十時前（遇公休日提前至周五），由設備檢修單位調度工作聯系人向地調值班員提出申請，利用調度MIS傳遞檢修審批單的同時必須電話和地調值班調度員核對無誤，地調在十七時前批復。節日檢修在節前三天提出申請，地調在節前一天十一時前批復。設備的檢修開工，必須得到值班調度員的指令。

第38條 提檢修申請時應說明：停電范圍、檢修性質、主要項目、檢修時間、綜合出力、緊急恢復備用時間以及對電網的要求（送電時是否需要核相、保護測方向）等。未經申請和批準手續，不得在設備上工作。

第39條 設備臨故修、消缺，可隨時用檢修審批單向地調值班調度員提出申請。但申請人應根據工作內容提出相關設備的狀態要求（停電、運行、某保護及自動裝置投入、停用），并對要求的正確性負責。地調值班調度員有權批準下列檢修（對故修時間不予批復）：

1、八小時以內可以完工的檢修；

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42條 地調批準的設備檢修時間計算：

1、發電機組檢修時間從設備斷開，地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。因滑參數停機，未按地調通知的時間解列機組，拖延了開工時間，竣工時間不變。

2、輸變電設備檢修時間從設備斷開并接地，地調值班調度員下開工令時開始，到地調值班調度員得到“XX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。

第43條 申請時間包括停、送電操作及檢修時間。500kV、220kV、110kV線路停、送電操作一般規定各為50分鐘。35kV及以下線路停、送電操作一般規定各為30分鐘。如線路配合變電站全站停電時還應預留全站停送電時間。

第44條 地調管轄的輸變電設備的帶電作業，須在作業前匯報地調值班調度員，說明帶電作業時間、內容、有無要求，及對保護、通信、遠動設備的影響，并得到同意，值班調度員應通知有關單位。帶電作業需停用重合閘時，應于作業開始兩小時前向地調提出申請。

第45條 發電廠的地調委托縣調代管設備，其檢修計劃由發電廠報所屬縣調，縣調安排后報地調。

第46條 發電設備檢修（計劃檢修、臨故修及消缺）工作結束前一天的12時前（遇公休日提前）應向地調匯報，啟動前應征得值班調度員的同意。

第48條 已批準的計劃工作，由于天氣等原因確定不能工作時，工作單位應于批準的操作時間前，向地調撤消申請。

第五節 出力管理

第49條 發電廠向電網經營企業報月度檢修計劃的同時，報出各種運行方式下的最大連續出力和最小技術出力，頂峰出力，經電網經營企業審查批準，地調按批準的出力進行調度管理。當出力變化時，應于前一天十時前向地調提出申請，并經批準。

第50條 各地方電廠及企業自備發電廠應嚴格按照地調下達的負荷曲線發電，電網發生故障或異常時，發電廠應遵照地調值班調度員的指令調整有、無功出力。

第51條 運行設備異常而使機組最大連續出力和最小技術出力變化時，值長應向地調值班調度員報告改變原因并提出申請，預計超出本值的降出力，應提出書面申請。（代管電廠由所屬縣調值班調度員提出）

第六節 負荷管理

第52條 公司各供電營銷單位按《電網負荷預測管理辦法》向調度機構提供準確可靠的用電資料。各級調度機構應根據電網實際運行狀況最大限度地滿足用電需求。

第53條 地調、縣調應有經本級人民政府批準的事故限電序位表和超計劃用電限電序位表。縣調的事故限電序位表和超計劃用電限電序位表要報地調備案。

第54條 各縣、區供電營銷單位要做好本縣區負荷預計工作，負荷預計應準確。對因實際用電負荷與預計負荷偏差較大而造成電網低頻率、低電壓運行、線路過負荷，迫使地調拉閘限電等后果者，要追究有關單位責任。

第55條 當發生事故或其它原因發電廠出力降低時，地調值班調度員可根據省調的通知，按照批準的限電方案分配縣（區）臨時用電限額，各縣調應按分配的負荷限額控制負荷，對未經地調同意超限額用電而迫使省調、地調拉閘限電者，要追究超用電單位責任。

第七節 運行方式的編制和管理

第56條 編制年、月運行方式的主要內容包括：

1、上年、月度運行總結；

2、年、月有功、無功電力（電量）平衡；

3、發電廠可調出力；

4、設備檢修計劃；

5、新建及擴建設備投產進度；

6、電網正常結線方式及潮流圖；

7、電網穩定極限及采取的措施；

8、電網最高、最低負荷時的電壓水平；

9、自動低頻、低壓減負荷整定方案；

10、電網安全自動裝置配置方案；

11、調度管轄各廠、站母線短路電流和母線固定聯接方式；

12、電網改進意見。

第57條 編制日運行方式的主要內容：

1、電網、地區預計負荷及臨時負荷限額；

2、地方電廠出力計劃；

3、根據電網負荷的實際情況制定電網經濟運行方式；

4、電網運行方式變化時的反事故措施；

5、批復的設備檢修計劃；

6、新建、擴建及改建設備投產的調度啟動措施；

7、有關注意事項 第三章 調度操作

第一節 操作的一般規則

第123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。如對地調管轄的設備有影響，操作前應通知地調值班調度員。地調管轄設備的操作，必須按地調值班調度員的指令進行，地調委托縣調代管設備、地調許可設備的操作，必須經地調值班調度員的同意，操作后匯報地調值班調度員。

第124條 對于無人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由值班調度員下達給操作隊值班員；對于有人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由值班調度員直接下達給變電站值班員。操作指令直接下達變電站，由操作隊（或變電站）值班員實施操作，操作隊值班員應按計劃到現場。無人值班變電站設備操作完畢，操作隊值班員在匯報地調值班調度員的同時通知監控中心值班員。當電網發生異常或事故時，在確保不拉合故障電流的情況下，地調值班調度員可下令電網監控中心對無人值班變電站的開關進行遙控分合。

第126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127條 為了保證調度操作的正確性，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128條 值班調度員在填寫操作指令票和發布操作指令前要嚴肅認真、集中精力考慮下列問題：

1、對電網的運行方式、有功出力、無功出力、潮流分布、頻率、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；

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、繼電保護、自動裝置是否配合，是否改變；

4、變壓器中性點接地方式是否符合規定；

5、線路停送電操作要注意線路上是否有“T”接負荷。

第129條 調度指令分為逐項指令、綜合指令和即時指令。

涉及兩個及以上單位的配合操作或者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指令，可采用綜合指令。

處理緊急事故或進行一項單一的操作，可采用即時指令。

下列操作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、投入或停用一套保護、自動裝置；

3、投停AGC功能或變更區域控制模式；

4、發電機組啟停；

5、計劃曲線更改、功率調整及電壓調整；

6、事故處理。

第130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，現場填寫具體操作票，實施操作；

即時指令的操作，值班調度員不填寫操作指令票，可隨時向值班人員發布指令，但應做好記錄。

第二節 操作制度

第135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、站主結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二十四小時下達操作預告；

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，寫出具體操作票，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申請單中的內容、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，字跡必須清楚，不得涂改，正確使用設備雙重編號和調度術語，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、新設備投產送電前，值班調度員應與現場值班人員核對接地方式正確。新設備啟動不允許調度員現場指揮操作。

第138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139條 已經錄音的微機硬盤，一般保存三個月，復雜操作和事故處理的錄音保存期限由領導決定。調度電話錄音內容具有嚴格的保密性。調度電話錄音只有公司領導、生產總工、安監部主任、調度所主任、調度班長有權提取。

第三節 變壓器操作

第140條 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。

第141條 變壓器充電時，應先合裝有保護的電源測開關，后合負荷側開關。停電時則反之。

第142條 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。

第143條 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，在任一臺都不會發生過負荷的情況下，可以并列運行。

第144條 倒換變壓器時，應檢查并入之變壓器確已帶上負荷，才允許停其它變壓器。

第145條 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，然后再拉開要停用的中性點接地刀閘。

第四節 母線、刀閘操作規定

第146條 母線的倒換操作，必須使用母聯開關。

第147條 備用母線和檢修后的母線，充電時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，現場應斷開母聯開關操作電源。

第148條 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。

第149條 母線倒閘操作過程中，現場負責保護及自動裝置二次回路的相應切換。

第150條 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、拉合勵磁電流不超過2安培的空載變壓器和電容電流不超過5安培的空載線路（但220kV以上應使用戶外三聯刀閘）；

7、其它刀閘操作按廠站規程執行。

第五節 開關操作

第151條 開關合閘前，廠站必須檢查繼電保護已按規定投入。開關合閘后，廠站必須檢查確認三相均已接通。

第152條 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定運行進行就地操作時，必須進行三相同時操作，不得進行分相操作。

第153條 交流母線為3/2接地方式，設備送電時，應先合母線側開關，后合中間開關；停電時應先拉開中間開關，后拉開母線側開關。

第六節 線路操作

第155條 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，以免引起過負荷掉閘或其它事故。

第159條 聯絡線停送電操作，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；如兩側均為變電站或發電廠，一般在短路容量大的一側停送電，在短路容量小的一側解合環。有特殊規定的除外。

第七節 解、并列操作

第160條 值班調度員在解、并列操作前，應利用PAS系統進行潮流計算，認真考慮可能引起的電壓、頻率、潮流、繼電保護與自動裝置的變化，并通知有關單位。操作后，進行電網安全檢查計算，制定預防措施，通知現場值班人員記錄并執行該措施內容。

第161條 準同期并列的條件：

1、相位、相序相同；

2、頻率相同；

3、電壓相同。

第162條 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；

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。第163條 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%。

第164條 電網解環時，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，無功調整至最小的情況下解列。

第165條 值班調度員在解、合環前，應認真考慮繼電保護、自動裝置、潮流變化、設備過載、電壓波動等變化因素，并通知有關單位。

第166條 解、合環應使用開關，未經計算試驗不得使用刀閘。

第167條 閉式網絡只有相位相同才允許合環。

第168條 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169條 合環調電，現場值班人員應檢查閉環設備確已帶上負荷，再進行解環操作。

第九節 零起升壓操作

第170條 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。發電機強勵退出，聯跳其它非零起升壓回路開關壓板退出，其余保護均可靠投入。

第171條 升壓線路保護完整并投入，重合閘退出，聯跳其它非零起升壓回路開關壓板退出。

第172條 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。

第173條 零起升壓系統必須與運行系統有明顯斷開點。

第六章 電網事故處理

第199條 調度值班員在事故處理時受上級調度值班員指揮，是管轄范圍內電力系統事故處理的指揮者，應對管轄范圍內電力系統事故處理的正確和迅速負責。

第200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、設備和電網安全的威脅，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201條 電網發生事故時，運行值班人員應迅速正確地向地調值班調度員報告下列情況：

1、掉閘開關（名稱、編號）及時間、現象；

2、繼電保護和自動裝置動作情況，事故錄波及測距；

3、監測報警、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202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匯報。待事故處理完畢后，再做詳細匯報。

第203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204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、站用電全停或部分全停時，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、電源聯絡線跳閘后，開關兩側有電壓，恢復同期并列或并環；

6、安全自動裝置（如切機、切負荷、低頻解列、低壓解列等裝置）應動未動時手動操作；

7、本規程及現場明確規定可不等待值班調度員指令自行處理者。

第205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和電壓；

3、防止過負荷掉閘；

4、防止帶地線合閘；

5、防止非同期并列；

6、防止電網穩定破壞；

7、防止多次送電于故障設備；

8、開關故障掉閘次數在允許范圍內。

第206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，調度班長、方式、繼保人員、調度主任等有關人員應主動協助值班調度員處理事故。事故處理完畢，應迅速將事故匯報上級值班調度員、調度所領導、生技部、安監部主任或專工、公司總工程師及分管生產的副總經理等。

第二節 線路的事故處理

第209條 單電源線路故障開關掉閘時的處理：

1、線路無重合閘或重合閘拒動時，現場（監控中心）值班人員不必等待調度指令，應立即強送一次，再向調度匯報（發現明顯故障點、空載線路、電纜除外）；

2、線路重合不成或重合閘停用時，分段強送。若一段強送不成，則強送另一段；若強送成功，另一段不再強送。

第211條 兩端有電源不分段的線路故障開關掉閘，根據調度指令進行處理：

1、無重合閘、重合閘停用或拒動時，應立即強送一次，強送不成，不再強送；

2、有重合閘重合不成，一般應強送一次，強送不成，不再強送。

第212條 兩端有電源的線路，應根據下列原則決定由何端強送：

1、短路故障容量小的一端強送；

2、開關遮斷故障次數少和開關遮斷容量大的一端強送；

3、保護健全并能快速動作跳閘的一端強送；

4、能迅速恢復用戶供電和正常結線方式的一端強送；

5、電網穩定規程有規定的按規定執行。

第213條 帶電作業期間線路故障掉閘，無論重合閘投停，在未查明原因前，不得強送。

第214條 強送線路時，現場有人值班的的廠、站應先停用該線路的重合閘，然后再強送。

第215條 線路跳閘時伴有明顯的故障象征，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，待查明原因后再考慮能否強送。

第216條 無人值班變電站出線線路故障跳閘，強送或試送前監控中心值班員應利用圖像監控系統對現場設備運行情況進行檢查。發現明顯故障，禁止進行強（試）送。并立即匯報值班調度員。

第217條 無人值班變電站出線線路故障跳閘，在現場設備情況不明，保護動作情況不清的情況下，一般不能遙控強送，特殊情況下需經有關領導同意。

第218條 電纜線路故障掉閘，根據查線情況，決定是否試送。

第219條 無人值班變電站發生開關跳閘，無論重合閘重合成功與否，操作隊值班人員必須到現場對設備運行情況、保護及自動裝置動作情況進行檢查。

第220條 線路故障跳閘，開關切除故障已達到規定次數，由廠、站（監控中心）運行值班員向調度提出。當開關允許遮端故障次數少于兩次時，應停用該開關的重合閘。少于或等于一次時，應用旁路代路，無旁路或無法倒電時，應請示總工聯系停電處理或作出能否允許增加遮斷故障次數的批示。

第221條 惡劣天氣，線路連續兩次故障掉閘應停用重合閘，再次故障掉閘不再強送，待天氣好轉時決定是否強送。惡劣天氣，10kV農業線路故障掉閘，一般不立即強送，待天氣好轉時強送一次。

第222條 線路故障開關掉閘，雖重合或強送成功，也要通知有關單位巡線，并告知線路帶電。如線路系永久性故障，應立即拉開該線路所有開關、刀閘、合上接地刀閘（掛好地線），通知有關單位查線搶修。各單位應將巡線和搶修情況及時匯報值班調度員。

第三節 小電流接地系統發生單相接地故障的處理

第230條 接地故障的處理的一般規定

1、值班調度員接到系統發生單相接地故障的報告后，應作好記錄：三相對地電壓值、信號動作情況、消弧線圈接地系統應記錄消弧線圈的殘流、殘壓。根據變電站（監控中心）值班人員匯報的系統接地指示信號和數據應進行全面正確分析：是系統單相接地還是PT一次熔絲熔斷、是線路斷線還是消弧線圈補償不當引起電壓不平衡、諧振過電壓引起的虛幻接地，經分析判斷確定屬哪一種情況，再進行處理。

2、無人值班變電站發生系統單相接地故障時，監控中心值班員在匯報值班調度員后，通知操作隊值班人員立即到現場對接地系統的設備情況細致巡查，將現場接地故障情況和巡查結果匯報值班調度員和監控中心值班員，并根據值班調度員指令進行處理。

3、當變電站內裝有選測饋線接地指示的，測尋故障時應充分應用它作為判斷故障線路的依據，但在沒有取得運行經驗前，選測出的故障線路再使用“拉合法”進行缺證。

4、當接地線路發生斷線或斷線直接接地的報告時，應立即將故障線路切除，以免危害人身設備安全。

5、無論發生何種形式的接地故障，均應通知運行單位進行巡線檢查，用戶管理單位對用戶進行查詢、檢查。

第231條 10kV系統單相接地故障的處理

1、為縮小受影響的范圍，如果系統可分割為電氣上不直接連接的幾部分，則盡可能進行分割，以確定故障區域。進行分割時，應考慮分割后的線路或變壓器是否過負荷，并注意保護及自動裝置的動作條件有無變更。

分割電網的方法：

1）如有兩臺變壓器，而其10kV母線通過分段開關并列運行者，可先斷開分段開關，檢查出哪一母線系統接地；若一臺變壓器運行帶10kV兩段母線運行，另一臺變壓器備用，可先投入備用變壓器，將10kV母線分列運行，檢查出哪一段母線系統接地。

2）有發電廠并網運行的系統，應調整聯絡線潮流，將發電廠與系統解列，查出是哪一系統接地。

2、在判斷系統有單相接地、操作隊值班人員檢查后沒有發現站內設備接地故障點，應按下列順序查出故障設備：

1）試拉該接地系統中的空載線路及電容器；

2）試拉有接地信號指示的線路；

3）試拉有并聯回路或有其它電源的線路；

4）試拉分支多、線路較長、負荷較輕的一般用戶線路；

5）試拉分支較少、線路較短、負荷較重和較重要用戶線路；

6）用倒換變壓器、母線等方法檢查電源、母線系統。

第五節 變壓器的事故處理

第234條 變壓器的故障掉閘，應按現場規程規定處理。并列運行的變壓器故障掉閘，應首先監視運行變壓器的過載情況，并及時調整。對有備用變壓器的廠、站，不必等待調度指令，應迅速將備用變壓器投入運行。

第235條 變壓器系瓦斯或差動保護動作跳閘，在未查明原因和消除故障之前，不得送電。

第236條 由于過負荷、外部短路、后備保護動作使變壓器跳閘，則立即隔離故障點，變壓器可不必檢查，即可送電。

第237條 由于人員誤碰使變壓器跳閘，則變壓器可不必檢查，立即送電。

第238條 變壓器故障掉閘，可能造成電網解列，在試送變壓器或投入備用變壓器時，要防止非同期并列。

第239條 變壓器正常運行和事故時允許的過負荷，應在現場規程中具體規定

第七節 線路過負荷的處理

第247條 線路過負荷時，應采取下列措施：

1、向省調匯報，受端電網發電廠增加有功、無功出力，送端發電廠適當降低出力；

2、提高受、送端運行電壓；

3、改變電網運行方式，使潮流強迫分配；

4、將受電地區負荷調出；

5、在受電地區限電或拉閘。

第248條 在正常或事故情況下，發電廠與電網單回聯絡線過負荷時，發電廠可不必等待調度指令，視具體情況增、減有功、無功出力，消除過負荷。

第249條 線路過負荷采取一般措施無效時，按下列規定處理：

1、線路電流互感器過負荷超過10%或線路過負荷不超過15%時，地調下令在受電地區限電或拉閘。若十分鐘內仍未消除過負荷，地調值班調度員在受電地區按事故拉閘順序直接拉閘，使過負荷時間不超過20分鐘。

2、線路過負荷超過15%時，立即在受電地區按事故拉閘順序直接拉閘，拉至過負荷不超過15%，再按上款的規定處理。

3、繼電保護和穩定極限按給定的數值掌握，不允許超過。

1、變壓器事故處理原則？

（1）變壓器故障掉閘，應按現場規程規定處理。并列運行的變壓器故障掉閘，應首先監視運行變壓器的過載情況，并及時調整。對有備用變壓器的廠、站，不必等待調度指令，應迅速將備用變壓器投入運行。

（2）變壓器系瓦斯或差動保護動作跳閘，在未查明原因和消除故障之前，不得送電。

（3）由于過負荷、外部短路、后備保護動作使變壓器跳閘，則立即隔離故障點，變壓器不必檢查，立即送電。

（4）由于人員誤碰使變壓器跳閘，變壓器不必檢查，立即送電。

（5）變壓器故障掉閘，可能造成電網解列，在試送變壓器或投入備用變壓器時，要防止非同期并列。

（6）變壓器正常運行和事故時允許的過負荷，應在現場規程中具體規定。

第三篇：西北電網調度管理規程

西北電網調度管理規程

第一章 總

則

第1條 為了加強電網調度管理,維護正常的生產調度秩序，確保電網安全、穩定、優質、經濟運行，根據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、國家有關文件精神以及現行有關規程、規定，結合西北電網具體情況，制定本規程。

第2條 西北電網主要是指覆蓋陜西、甘肅、寧夏、青海四省（區）的聯合電網。電網調度管理堅持“統一調度、分級管理”的原則，網內各發、輸、配、用電單位對維護電網的安全經濟運行均負有相應責任。

第3條 本規程適用于西北電網內調度運行、設備操作、事故處理和業務聯系等涉及電調、水調、市場、方式、保護、自動化、通信等專業的各項活動。網內各電力生產運行單位頒發的有關規程、規定等，均不得與本規程相抵觸。

新疆電網在與西北主網實現互聯前，可依據本規程編制其相應的規程規定，并在調度業務上接受西北電網調度機構的指導。

第4條 各發電企業、用戶變電站及地區電網在并入西北電網前，應根據平等互利、協商一致的原則，與相應的電網管理機構簽訂并網調度（聯網）協議,否則不得并網運行。

西北電網跨大區互聯工作由西北電網經營企業及調度機構按照國家

和上級有關文件統一進行。

第5條 各級電網管理部門、調度機構和并入西北電網內的各發、輸、配、用電單位及各有關單位的有關領導和專責人員都必須熟悉和遵守本規程；凡涉及西北電網調度運行的有關活動均須遵守本規程。第6條 本規程的解釋權和修訂權屬西北電網有限公司（以下簡稱西北電網公司）。

第7條 本規程自頒布之日起執行。

第二章 調度管理的任務和組織形式

第8條 電網調度管理的任務是組織、指揮、指導和協調電網的運行和操作，保證達到下列基本要求： 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，使電網的供電質量（頻率、電壓、諧波分量、可靠性等）符合國家規定的標準。按資源優化配置的原則，結合本網實際情況，充分發揮電網內發供電設備的能力，合理利用一次能源，降低全網的運行成本，最大限度地滿足社會發展及人民生活對電力的需求。堅持“統一調度、分級管理”和“公平、公正、公開”的調度原則，積極探索通過市場機制和經濟手段來管理電網，維護各調管單位的合法權益，推進西北區域電力市場的建設和完善。

第9條 電網調度系統包括各級電網調度機構和網內廠站的運行值班單位。

西北電網各級調度機構是本級電網經營企業的組成部分，既是生產運行機構，又是電網運行管理的職能部門，依法在電網運行中行使調度權。

各級調度機構在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。

調管范圍內的發電企業、變電站的運行值班人員必須服從所屬有調管權的上級調度機構的調度。

第10條 電網調度機構是電網運行的組織、指揮、指導和協調機構，西北電網設置四級調度機構，即: 西北電網有限公司設西北電力調度通信中心(以下簡稱網調)； 陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆電力公司分別設電力調度（通信）中心（以下簡稱省調）；

各供電局設地區調度所（以下簡稱地調）； 縣（市區）電力局設調度室。

第三章

網調的職責和權限

第11條 網調的職權： 指揮西北電網內網調調管設備的運行、操作及事故處理,協調間接調管設備的事故處理，當危及主網安全和或影響供電時,網調有權越級調度。指揮、協調電網的調峰、調頻和電壓調整。組織西北電網運行方式的編制，執行主網的運行方式，核準省網與主網相關部分的運行方式。會同有關部門制定水庫運用計劃，實施直調水電廠的水庫運用計劃,協調全網水庫的合理運用，滿足流域防洪、防凌、灌溉、供水等綜合利用的要求。參與編制電網的分月調度計劃和技術經濟指標，負責編制全網月、日調度計劃，并下達執行；監督調度計劃執行情況，負責督促、調整、檢查、考核。平衡西北電網發電、輸電設備的檢修計劃，負責受理并批準直調設備的檢修申請，審核準間接調管設備的檢修申請。負責西北電網電力電量交易管理，按有關規定及協議實施調度,并對省際間交換和直調發電企業的功率和電量進行考核管理。8 負責電網的安全穩定運行及管理，編制全網低頻減負荷方案，提出并組織實施改進電網主網安全穩定運行的措施，實施全網無功電壓和網損管理，參與電網事故的調查分析。負責調管范圍內設備的繼電保護參數整定和管理。根據調管范圍和直調廠劃分原則，負責制定網調調管范圍，并報請電網管理部門批準，負責編制直調范圍內新建、改擴建設備的啟動并網方案。負責簽訂和執行調管范圍內的并網調度協議。參與電網發展規劃、系統設計和有關工程項目的審查，參與調管范圍內的通信、調度自動化的規劃。行使西北電網內電力調度、水庫調度、電力市場、運行方式、繼電保護、通信、調度自動化的專業管理職能，組織并參與本網內有關電網調度管理方面的專業培訓與經驗交流。堅持依法監督、分級管理原則，依據有關授權對電力建設和生產過程實施技術監督；組織并參與有關提高系統安全經濟運行的科研試驗，以及新技術的推廣應用。負責貫徹上級有關部門制定的有關標準和規定,行使主管部門賦予的其它職權。

第四章 調度管理制度

第12條 西北電力調度通信中心是西北電網的最高調度指揮機構，在調管范圍內行使調度權。

第13條 網內各省（區）調度機構的值班調度員、調管范圍內的發電企業值長、變電站值班長在調度業務方面受網調值班調度員的指揮，接受網調值班調度員的調度指令。

網調值班調度員必須按照規定發布各種調度指令,并對其發布的調度指令的正確性負責。在發布和執行調度指令時，接令人應主動復誦指令并核對無誤，待下達下令時間后才能執行；指令執行后應立即向網調值班調度員報告執行情況和執行完畢的時間，否則不能認為指令已經執行。

在發布和接受指令、以及進行其它調度業務聯系時，雙方均應做詳細

記錄并錄音，同時必須使用調度術語及普通話。

第14條 網調調管的任何設備，未獲網調值班調度員的指令，各省調，發電企業、變電站值班人員均不得自行操作；當危及人身和設備安全時可先行操作，但事后應立即報告網調值班調度員。

在事故處理過程中，或受到不可抗力侵害時，網調可以指派省調暫時代行網調的部分或全部調管權，直到網調收回調管權為止。各省調必須接受指派，并按調度規程規定履行職責。

對于網調間接調管設備，各省調、發電企業、變電站的值班人員只有得到網調值班調度員的許可后方能進行操作。在緊急情況下，為了防止系統瓦解或事故擴大，網調值班調度員可越級直接指揮有關省調調管的發電企業、變電站值班人員進行操作，但事后應盡快通知有關省調。省調值班調度員發布的調度指令不得與網調越級發布的調度指令相抵觸。

第15條 網調值班調度員下達的指令,各省調、發電企業、變電站的值班人員必須立即執行。如認為值班調度員下達的調度指令不正確，應立即向網調值班調度員提出意見；如網調值班調度員仍重復指令，則值班人員必須迅速執行；如執行該項指令確會危及人員、設備或系統安全，則值班人員應拒絕執行，并將拒絕執行的理由及改正命令內容的建議迅速報告網調值班調度員和本單位直接領導人。

任何單位和個人不得非法干預電網調度，干預調度指令的發布執行。如有值班人員不執行、遲延執行、或變相執行調度指令，均視為不執行調度指令。不執行調度指令的值班人員和允許不執行調度指令 的領導人均應對不執行調度指令所造成的后果負責。

各省調和發供電單位的領導人發布的指令，如涉及網調調度員的權限，必須取得網調值班調度員的許可才能執行，但在現場事故處理規程中已有規定者除外。

第16條 電網調度管理部門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員。非調度機構負責人，不得直接要求值班調度人員發布任何調度指令。任何人均不得阻撓值班人員執行網調值班調度員的調度指令。

第17條 對拒絕執行調度指令，破壞調度紀律，有以下行為之一者，網調有權組織調查，并依據有關法律、法規和規定進行處理：

1.未經網調許可，不按照網調下達的發電、輸電調度計劃執行；

2.不執行網調批準的檢修計劃；

3.不執行網調調度指令和下達的保證電網安全措施；

4.不如實反映執行調度指令情況；

5.不如實反映電網運行情況；

6.違反調度紀律的其它情況。

第18條 調度系統值班人員在上崗前，須經培訓、考核、批準等程序，取得相應的合格證書，并書面通知有關單位和部門后，方可正式上崗值班。其中網調直調電廠值長應經網調考核合格后方可進行調度業務聯系。

第五章 調度管理范圍劃分原則

第19條 網調調管的設備：

西北網調直接調度西北電網主網架和對主網安全穩定運行影響較大的330千伏線路和變電站的相關設備，以及跨省聯絡線；間接調管各省（區）調直調設備中與主網安全、電量平衡、網絡傳輸能力等相關的設備，包括除直饋線以外的其它330KV聯絡線及相關變電站的相關設備。【網調調度管轄范圍明細表見附錄一】

網調直接調度對全網調頻調峰、安全穩定影響較大的骨干發電企業，目前包括龍羊峽水電廠、李家峽水電廠、劉家峽水電廠、安康水電廠、渭河二廠、靖遠一廠、靖遠二廠、大壩電廠；網內其它20萬千瓦及以上機組由網調間接調管，包括秦嶺電廠、蒲城電廠、寶雞二廠、平涼電廠、石嘴山二廠等。【網調間接調管設備明細表見附錄二】 對于接入網調直接調管母線的非直調線路、變壓器等設備的停送電工作，必須征得網調值班調度員許可后，才能進行操作。

第20條 網調負責對西北電網內所有330KV及以上電壓等級新建、改擴建設備按照以上原則進行調管范圍劃分，經西北電網公司批準后執行，并報國調備案。

根據電網發展變化的情況，網調可以按照上述程序對調管范圍進行適當調整。

第六章 電網調度計劃的編制和管理

第21條 電網調度計劃（即運行方式）按年、月、日分別進行編制，應滿足調度管理的基本要求。編制的基本原則如下：

1.凡由調度機構統一調度并納入全網進行電力、電量平衡的發電及輸變電設備，不論其產權歸屬和管理形式，均必須納入調度計劃的范圍。各級調度機構依據其調管范圍分別編制相應的調度計劃。

2.調度計劃是在負荷預測、水情預測和發輸變電設備投產計劃等信息基礎上，編制全網全年電力電量平衡方案和設備檢修計劃，制定電網安全經濟運行必須的各項措施。

3.月度調度計劃須在分月發電計劃的基礎上，綜合考慮用電負荷需求、月度水情、雙邊電量購銷協議、燃料供應、供熱機組供熱等情況和電網輸送能力、設備檢修情況等因素進行編制。

4.日發電調度計劃在月調度計劃的基礎上，綜合考慮日用電負荷需求，近期內水情、燃料供應情況、電網傳輸能力、設備檢修以及雙邊電量購銷協議執行情況等因素后，編制日發電曲線并下達。4.編制調度計劃時，對具有綜合效益的水電廠（站）水庫，不論其產權歸屬和管理形式，均應根據批準的水電廠（站）的設計文件，合理運用水庫，一般不得破壞水庫的正常運用。

5.編制調度計劃時應留有足夠的運行備用容量，同時應考慮電網聯絡線斷面的輸送能力及不同主體利益關系的平衡。電網如不能按上述要求留足備用容量運行時，應經西北電網公司主管生產的領導同意。

第22條：調度計劃（即運行方式）的編制

一、西北電網運行方式由網調協調組織各省公司及各發電企業編制，并經西北電網公司審批后執行。

二、運行方式應包括 1.編制的依據和原則； 2.上系統運行簡要總結； 3.電力生產需求預測；

4.新（改、擴）建項目的投產計劃； 5.電網主要設備檢修計劃 6.水電廠水庫運行方式 7.電網結構及運行結線方式

8.潮流計算及N-1靜態安全分析和靜態電壓穩定分析 9.系統穩定分析及安全約束 10.無功電壓和網損管理

11.電網安全自動裝置和低頻率減負荷整定方案 12.系統短路容量

13.330千伏電網過電壓問題 14.電網安全運行存在的問題及措施 15.對西北電網穩定性的總體評價

三、為了編制下一運行方式，各省調應于本年9月底前向網調提供下列資料：

1.下一年（改、擴）建項目計劃；

2.本省（區）調管范圍內的分月發電設備可調出力（能力）；

3.本省（區）調管范圍內的發供電設備檢修計劃； 4.本省（區）分月負荷預計及電力電量平衡情況；

四、各直調發電企業應于本年9月底前向網調提交以下資料： 1.下一年（改、擴）建項目計劃； 2.發電機組技術參數；

3.發變組及其它電氣設備檢修計劃；

4.分月發電量計劃（能力）。

第23條：月調度計劃（即月運行方式）的編制

一、月調度計劃的編制程序

1.網調水調部門每月20日前提供水庫水位和流量控制意見，并通知有關省調和直調發電企業。

2.各省調于每月23日前，將本省（區）下一月初步調度計劃的主要內容匯報網調。

3.網調各直調發電企業于每月23日前，向網調報送調管設備檢修計劃、雙邊電量購銷協議以及發電能力等信息。

4.網調根據上述資料，平衡系統發輸變電設備檢修情況，確定后編制西北電力系統月度調度計劃，報西北電網公司批準后于每月25日左右以正式文件通知有關單位執行，并上報國調。

二、月調度計劃的內容包括：

1.全網及各省（區）電力電量平衡情況；

2.全網、各省（區）及各直調發電企業的發電計劃；

3.各省（區）（廣義）聯絡線交換電量計劃； 4.發電設備檢修進度表； 5.輸變電設備檢修進度表； 6.水電廠水庫控制運用計劃； 7.無功電壓曲線。

第24條：日調度計劃（即日運行方式）的編制

一、日調度計劃的編制程序

1.日調度計劃編制的依據是月調度計劃和電網的實際情況。2.各省調應于前一天12時前向網調匯報第二天本網預計最大/最小負荷（如遇節假日則為節假日前一天），調管范圍內的機爐運行方式，調管范圍內的最大/最小出力及發電量、設備檢修安排、送購電計劃及廣義聯絡線96點監控曲線。

3.各直調發電企業在每天12時前向網調匯報第二天機爐運行方式、最大/最小出力及發電量。

4.網調進行全網電力、電量平衡后于先一日16時前編出并下達給各省（區）調度、直調發電企業和有關變電站。

二、日調度計劃的內容

1.日預計負荷曲線（包括全系統、各省（區）發用電曲線及廣義聯絡線控制曲線、各直調發電企業的負荷曲線，機爐運行方式安排）和旋轉備用容量；

2.發供電設備檢修通知單及調度業務通知單； 3.特殊運行方式下的電氣結線圖和反事故措施；

4.系統水、火電運行調整原則,保證電網安全穩定運行的措施,重大方式變化的事故處理方案。

第七章 系統電力電量平衡方案的編制和執行

第25條 網調編制系統電力電量平衡方案的原則是：

1.充分發揮發輸變電設備的能力，在滿足各種約束的前提下，盡量保證電力電量的正常供應，滿足水庫各項綜合運用基本要求；

2.充分發揮電網的技術經濟優勢，積極開展水火電互補、跨流域補償和梯級電站聯合優化調度，使整個系統在較經濟的方式下運行； 3.在“三公公平、公正、公開”及考慮各單位利益的原則基礎上，網調將結合電力工業體制改革的進程，積極探索利用市場機制和經濟手段進行電力電量交易管理。

第26條 水庫運用計劃應依據水庫和電網實際情況、水情預報和批準的設計文件統一協調平衡后編制，兼顧國民經濟各部門對水庫的基本要求，并提出發電量分配方案，以及月度運行計劃。水庫運用計劃應根據短期氣象和水文預報，適時進行滾動修正。各有關單位應于每季和每月前向網調提出下季和下月水庫運用建議。

第27條 各直調發電企業必須按照網調下達的日有功負荷曲線及規定的無功電壓曲線運行，并根據調度指令調整。網調將對直調發電企業的功率及電量偏差按有關規定進行考核。當發電企業無法使其有功負荷和電壓與相應的日負荷曲線和無功電壓曲線相符合時，應立即匯

報網調值班調度員。

直調發電企業的機組起動時間、增減負荷的速度、以及最大可能出力和最小技術出力等參數，必須滿足行業以及西北網調有關規定。當這些參數數據不能達到要求或發生變化，相關發電企業應及時書面報網調備案，并在現場規程中加以規定。

第28條 陜、甘、青、寧各省（區）調必須嚴格按照調度計劃確定的日廣義聯絡線曲線運行，網調將對聯絡線的功率及電量偏差按有關規定進行考核。當各省（區）無能力調整時，應立即匯報網調值班調度員。

各省調應制定火電最小開機方式，并報網調備案。

第29條 網調值班調度員可以按照有關規定，根據電網運行實際情況調整調度計劃，調度員調整計劃必須填寫調度值班記錄。

第30條 為維持良好的用電秩序，應對可能的突發事件和電力電量供需緊張的局面，網內各級調度機構應上報供本級電網使用的事故及超計劃用電的限電序位表（各省區限電序位表所控制的負荷總量應經網調核準）。事故和超計劃限電序位表應當每年修訂一次（或者視電網實際需要及時修訂）。所限負荷應當滿足電網安全運行的需要，兩個限電序位表中所列負荷不得擅自轉移。

對于未列入超協議限電序位表的超用電單位，值班調度員可責令其在15分鐘內自行限電，當超協議用電威脅電網安全運行時，可以部分或者全部暫時停止對其供電。

第八章 系統頻率調整和聯絡線功率監視與控制

第31條 電網額定頻率是50.00赫茲，其偏差不得超過±0.2赫茲；在自動發電控制(AGC)投入時，電網頻率按50.00±0.10赫茲控制。第32條 所有并網發電機組都應參與系統一次調頻，且須按西北電網運行要求進行參數整定，并使性能達到行業以及西北網調有關規定的標準。未經網調同意，嚴禁將網調直調發電機組一次調頻特性更改或退出。

按照分級管理的原則，各省調調管范圍內發電機組一次調頻功能的試驗、監督和考核工作，由相應省調負責。

第33條 全網頻率二次調整主要由網調及其直調發電機組負責。西北電網第一調頻廠由網調指定，一般由直調水電廠擔任，網調其它直調水電廠以及AGC投頻率調節模式的火電機組擔任第二調頻廠。西北電網的AGC控制策略和發電機組的AGC控制模式由網調確定。當網調直調發電機組AGC投入頻率調節模式運行時，正常頻率主要首先靠AGC來調整。

第34條 第一調頻廠的任務是保持電網頻率不超過50.00±0.10赫茲，在規定的負荷調整范圍內，第一調頻廠應主動負責調整系統頻率，當第一調頻廠已達到接近規定的負荷調整范圍時，應立即報告網調。第一調頻廠的調整幅度為設備最大和最小技術出力。

在系統頻率偏差超出50.00±0.20赫茲時，第二調頻廠應不待調令立

即進行頻率調整，使其恢復到50.00±0.20赫茲范圍之內；當系統頻率偏差超過50.00±0.50赫茲時，系統內所有發電企業均應不待調令立即進行頻率調整，使其恢復到50.00±0.20赫茲范圍之內。網調直調發電廠在出力調整時，應同時監視電網頻率，當頻率偏差已超過±0.20Hz時，應及時匯報上級調度。值班調度員可根據電網需要修改調管發電廠的計劃出力曲線。

第35條 網調值班調度員應根據安裝在調度室內的頻率表監視系統頻率，使其保持正常。系統內各省調調度室、各直調發電企業集控和網控必須裝設主備頻率表，且應于每月15日定期與網調核對。

頻率調整廠值長與網調值班調度員在監視和調整頻率方面負同等責任。

第36條 聯絡線正常輸送功率應按《西北電力系統穩定運行規程》（簡稱穩定規程）規定的限值監視與控制，未經西北電網公司總工程師批準不得改變。

當聯絡線輸送功率達到或接近“穩定規程”和或網調值班調度員臨時下達的功率監控值時，廠站值班人員應立即報告網調值班調度員，以便及時調整。廠站值班人員和網調值班調度員在聯絡線監控方面負有同等責任。

第37條 各省（區）調度對廣義聯絡線應加強監視，并按照調度計劃及時進行調整。

第九章 電網穩定管理

第38條 電網穩定分析應根據《電力系統安全穩定導則》、《電力系統技術導則》、《電力系統暫態穩定計算暫行規定》的規定，按照“統一計算程序、統一計算標準、統一計算參數、統一計算模型”的原則，依照調度管轄范圍分級負責進行。網調與各省調在穩定計算中要密切配合，并有責任相互提供必須的、要準確的參數與信息。

第39條 網調和各省應分別編制所轄電網的穩定運行規程，省調應將對網調調管轄系統安全運行有影響的運行方式報網調批準。穩定運行規程一般兩年修訂一次，遇電網結構有重大變化時應及時修訂。網調和省調各自負責所轄電網安全穩定措施的制定，并承擔相應的安全責任。

第40條 安全穩定控制裝置應按調度管轄范圍由相應調度機構發布投退的調度指令，現場值班人員負責執行投退。省調管轄的安全穩定控制裝置的使用，如影響到網調調度機構管轄電網的穩定運行和保護配合時，需經網調許可。

第41條 當安全穩定控制裝置動作后，現場值班人員應及時向調管該裝置管轄的調度機構的值班調度員報告。裝置調管轄單位應盡快到裝置所在廠站現場對動作情況進行了解，裝置運行單位應給予積極的配合。

第42條 安全穩定控制裝置的調管轄單位每年應對裝置進行一次檢查工作，裝置運行單位應積極配合定檢工作。

第43條 電網運營企業應制定本網黑起動調度操作方案，并根據電網 的發展，適時修訂。各電網使用者有關單位應根據方案的要求積極配合開展相關工作。

第十章 系統低頻自動減負荷管理

第44條 為保證電網的安全運行及重要用戶不間斷供電，在系統頻率因故嚴重下降時，應能自動切除部分負荷，因此，系統內應配置足夠數量的低頻減負荷裝置。

第45條 低頻減負荷裝置的設置按網調運行方式執行。第46條 低頻減負荷裝置的整定原則：

1.確保全網及解列后的局部電網頻率恢復到49.50赫茲以上，并不得高于51赫茲；

2.在各種運行方式下低頻減負荷裝置動作,不應導致系統其它設備過載和聯絡線超穩定極限;3.系統功率缺額造成頻率下降不應使大機組低頻保護動作； 4.根據負荷性質確定低頻減負荷順序，先切除次要用戶、后切除較重要的用戶；

5.低頻減負荷裝置所切除負荷不應被自動重合閘或備自投裝置等再次投入,并應與其它安全自動裝置合理配合使用；

6.全網低頻減負荷整定切除負荷數量應按年預測最大平均負荷計算，并對可能發生的事故進行校核,然后按用電比例分解到各省(區)。第47條 各省應根據網調下達的低頻減負荷方案相應編制本省（區）

電網的低頻減負荷方案，并逐級落實到各地區供電局和有關廠站，各輪次的切負荷量不得小于網調下達方案中的整定值。

第48條 網調及各省調應每年編制一次本系統的低頻減負荷方案，網調于每年元十二月份完成并下達各省調。各省調應在于次年二月一月完成方案的編制，并下達到各地區及廠站，要求于三月末完成實施。第49條 低頻自動減負荷裝置的運行管理

1.低頻減負荷裝置正常均應投入使用，不得自行退出。若低頻減負荷裝置因故停運，所在省調應及時向網調匯報。在系統頻率降到該裝置的啟動值時，所在廠站值班人員應手動切除該裝置所控制的線路負荷。

2.在拉閘限電情況下，低頻減負荷裝置實際切除負荷容量仍應滿足方案要求。各省(區)應當裝設備用低頻減負荷裝置，以便隨時調整。3.各省（區）低頻減負荷裝置應每年定期檢驗和處理缺陷，保證可靠投入運行。

4.各省調應將每月15日4時、10時、21時各級低頻減負荷裝置所控制的實際負荷數于月底前書面報告網調。

5.電網發生事故時，如出現系統頻率低到低頻減負荷裝置整定值的情況，各省調值班調度員應及時了解低頻減負荷裝置動作情況，動作時間和切除的負荷量，并及時報告網調值班調度員；事故后各省調還應向網調書面報送所調管范圍內低頻減負荷裝置的動作情況的分析與評價材料。

第十章 系統電壓調整與管理

第50條 西北電網電壓和無功電力實行分級管理。西北電網各級調度機構應按調度管理范圍，在電網內設置確定電壓控制點和電壓監測點，主網電壓控制點和電壓監測點由網調確定報國調備案，省網電壓控制點和電壓監測點分別由省調確定并報網調備案。

第51條 根據西北電網的特點，確定網調調管轄范圍內的主網電壓控制點為：網調直接調管發電廠的高壓母線（含劉家峽電廠220kV母線）；電壓監測點為：網調直接調管的所有發電廠和變電站的高壓母線（含劉家峽電廠220kV母線）。網調將按有關規定對直調電廠有關電壓控制點合格率及調整情況進行考核。

第52條 網調每月編制控制點和監測點具體的電壓曲線或無功出力曲線，隨同月調度計劃下發給有關廠站，以監視和調整電壓。因電網運行方式的變化，電壓曲線或無功出力曲線在日方式安排中可作適當修正。

各省調也應編制各自調管范圍內電壓或無功曲線，由有關發電廠和變電站負責監視和調整。

第53條 凡具有調節能力和手段的發電企業和變電站必須根據給定的電壓或無功曲線，對母線電壓進行調整和監視，使其符合規定的數值。網調調管的發電機、調相機的自動調整勵磁裝置和強行勵磁裝置的投入和退出，必須取得網調值班調度員的同意。

當控制點母線電壓超過允許的偏差范圍時，該控制點的發電企業應不

待調令調整機組出力使其恢復到允許的偏差范圍以內。若控制點母線電壓在機組當無調整能力用盡后且仍超過允許電壓偏差范圍時，值班人員應立即報告網調值班調度員進行處理。當監測視點母線電壓超過允許的偏差范圍時，該監視點的變電站值班人員應立即報告網調值班調度員進行處理。網調和省調在電壓調整上要互相配合，密切協作。為了保證系統電壓正常，網調值班調度員可以根據實際情況改變電壓或無功曲線，并及時通知各有關廠站執行。

第54條 各級值班調度員應經常監視系統監測點電壓，當其超出允許的偏差范圍時，應積極采取措施，確保系統電壓符合規定值。調整電壓的主要方法有：

1.改變發電機勵磁，包括使用進相方式運行； 2.利用帶負荷調壓變壓器;3.投入和切除并聯電容器或電抗器； 4.改變發電廠間負荷的分配； 5.使用調相機；

6.必要時可改變系統結線和運行方式，但應注意系統安全； 7.調整變壓器分接頭。

第55條 網調直調發電機組進相能力應達到行業標準和西北電網有關要求，各直調發電企業應制定相應的管理制度和安全技術措施,對有關人員進行培訓，及時處理運行中出現的問題。20萬千瓦及以上容量機組，應做進相試驗，視進相運行為正常運行方式。對尚未做進相試驗或進相深度未能達到要求的，有關發電企業應制定有效的整改

措施，網調間接調度機組的試驗由各省調負責。網調直調發電機組進相深度的暫規定如下：

1.龍羊峽單機出力不大于25萬千瓦時，單機最大進相深度為8萬千乏。

2.李家峽單機最大進相深度7萬千乏。

3.劉家峽#5機最大進相深度為8萬千乏，#1～4機暫不考慮進相運行。

4.安康單機出力10～20萬千瓦時，進相深度為8萬千乏。5.渭河單機最大進相深度8萬千乏。

6.靖遠一廠＃1－3機組暫不具備進相能力，＃4機組最大進相深度5萬千乏。

7.靖遠二廠單機最大進相深度6萬千乏。

8.大壩＃

1、2機最大進相深度6.5萬千乏，＃

3、4機最大進相深度4萬千乏。

第56條 為了保證電壓質量和降低電能損耗，變壓器分接頭采用分級管理，即各級調度機構分別負責本調管范圍內的變壓器分接頭位置的整定。發電企業和變電站未經有關調度同意，不得自行改變調管范圍內的變壓器分接頭的位置。網調調管的330kV有載調壓變壓器的分接頭，應根據網調運行方式中無功優化結果進行調整；網調調管的330kV非有載調壓變壓器分接頭的改變應根據網調調令執行。網內其它非網調調管的330kV變壓器分接頭的改變應報網調備案。第57條 為了保證系統靜態穩定，各監測點電壓不得超出允許的偏差

范圍。一旦監測點電壓低于電壓穩定極限值時，為了防止系統電壓崩潰，發電企業和變電站的值班人員，應不待調令立即動用發電機和調相機的事故過負荷能力增加無功出力以保持電壓不低于極限值，同時報告網調值班調度員。值班調度員應迅速利用系統中所有的無功和有功備用容量，保持電壓水平并消除上述過負荷，如仍不能恢復時，應按事故拉閘順序表限制或切除部分負荷。

第58條 考慮到電壓的局部性特點，要求各省調根據本電網的實際情況，確定低壓減載裝置的配置方案和切荷量。

低壓減載裝置主要應配置在：離電源點較遠、無功支撐不足的電網；可能孤網運行的電網；電源支撐不足的負荷中心地區。

第59條

網調負責330kV及以上電網的網損統計和分析工作，負責匯總各省（區）電網高壓網損情況，并定期進行全網網損分析，提出改進意見。

第十一章

運行備用管理

第60條 西北電網運行備用由網內所有統調發電企業共同承擔，按照“統一調度、分級管理”的原則，實行全網共享，優化配置。第61條 西北電網運行備用容量的配置原則為：

1.西北電網的旋轉備用容量應不小于網內單機容量最大的發電機組的額定功率加上預測最高負荷的百分之二；各省（區）電網的旋轉備

用容量應不小于網內單機容量最大的發電機組的額定功率。其中各省（區）旋轉備用容量包括主網通過相關聯絡線提供的備用。2.非旋轉備用容量由網調統一安排，其容量應不小于西北電網內最大單機容量發電機組的額定功率。

3.一般情況下，由水電機組承擔主要的旋轉備用容量，當水電機組受水庫運用制約而備用容量不足時，可由火電機組承擔主要的旋轉備用容量。

第62條 西北電網運行備用容量的使用原則為：

1.全網共享原則。當發生電網頻率異常、機組事故、線路事故時，由網調統一安排使用。事故緊急情況下，網調可越級使用省（區）調調管的運行備用容量。

2.各省（區）電網承擔的備用容量，首先用于本省（區）的預計負荷偏差的調整、本省（區）大機組故障和線路事故的處理，通過網調也可用于其他省（區）大機組故障、線路故障或全網事故的處理。3.網調及各省（區）調所調范圍內運行備用不足時，應迅速安排備用容量，并在規定時間內達到要求，以保證電網有足夠的運行備用容量。4.當省（區）電網內發生事故造成運行備用不足時，首先由網調將全網可調運行備用容量調出，缺額部分由事故省（區）承擔，送電省原則上不限電。

第十一章

設備檢修管理

第63條 編制設備檢修進度應遵照以下原則：

1.設備檢修的工期與間隔應符合原部頒檢修規程的規定，并滿足有功出力備用裕度的要求。

2.發輸變電設備的檢修安排應根據西北電網特點進行,水電機組主要安排在枯水期進行，大容量火電機組應盡量安排在汛期進行。具有多年或年調節特性的大型水電站及其梯級電站的部分機組也可依據情況考慮安排在汛期進行。330kv輸變電設備一般集中安排在每年的春秋兩季。

3.設備檢修應做到相互配合,即電源和用電，發電和輸變供電，主機和輔機，一次和二次設備檢修之間及各單位之間的相互配合。4.網內20萬千瓦及以上機組的檢修計劃由西北電網公司組織各省公司、有關發電企業及網省調度統一平衡安排，網調按月組織實施。5.330KV輸變電設備的檢修計劃由西北電網公司組織各省公司及網省調度統一平衡安排，網調按月組織實施。

第64條 依據《發電企業設備檢修導則》（DL/T838-2003），發電企業機組檢修按檢修規模和停用時間分為A、B、C、D四個等級。第65條 系統內調管設備的檢修按照是否納入計劃分為計劃檢修（含節日檢修）和非計劃檢修。

計劃檢修是指設備的定期檢修、維修、試驗和繼電保護及安全自動裝置的定期維護、試驗。節日檢修是指節假日期間的計劃檢修項目。

非計劃檢修是指設備缺陷或故障造成的臨時設備停運檢修，包括臨時檢修、事故檢修和帶電作業等。

第66條 計劃檢修分為：

1.檢修計劃：網調直調發電企業應按照有關規程規定編制三年檢修工程滾動規劃，并于每年10月15日前向西北電網公司及網調報送下網調調管設備檢修建議計劃。網調調管的其它發輸變設備的下檢修建議計劃由各省（區）電力公司編制，于10月15日前報送西北電網公司及網調。西北電網公司于每年11月15日前召開檢修平衡會議確定下全網設備檢修計劃并下達。

2.月度檢修計劃：網調根據檢修計劃和各單位按規定上報的檢修項目，于月前十天召開有關單位參加的檢修會議或電話聯系，經平衡后確定，在月度調度計劃中下達。

3.節日檢修計劃：網調除在月度檢修計劃中考慮確定外，特殊情況應在節日前三天報網調平衡后安排。

第67條 檢修申請的批復和檢修時間的規定

1．網調調管范圍內設備的檢修，雖已在年、月檢修計劃中確定，但仍需在開工前一日十二時前由規定部門向網調提出申請，網調在開工前一日十六時前答復。遇節假日應提前到節假日前一日申請批復。2．發輸變電設備的檢修管理范圍按調管范圍界定

網調直調的發電企業和變電站的設備檢修申請，由發電企業值長和變電站值班長向網調值班調度員提出；網調調管的線路檢修申請按照維護分工，分別由所在省調向網調值班調度員提出；各省調調管設備的操作對網調調管設備及主網運行方式有影響的，各省調必須按規定提前向網調申請，在征得網調許可后方能操作。

設備檢修如影響到需要網調調管設備停止運行進行配合時，相關省調或廠站值（班）長應按規定提前向網調進行申請必須在設備檢修申請的同時，向網調報送具體的檢修工作方案，在征得網調許可批準后方能操作。

批復工作由網調值班調度員按情況分別通知相關的發電企業、變電站、省調，批準內容和工作時間以檢修通知單為準。當網調調管范圍內設備運行方式的改變對省（區）電網有影響時，應及時通知相關省調。

網調值班調度員可根據系統情況，直接批準當日內可以完工并不影響系統正常運行的設備檢修。

基建施工單位由于施工需要或用戶因本身工作需要，而要求網調調管范圍內的設備停電時，其停電計劃和申請手續由設備運行維護單位統一向網調辦理。

3.設備擬停止運行進行檢修，雖已于前一日提出申請，并在日計劃中獲批準，但改變設備狀態，必須得到值班調度員的指令以后才能進行，檢修工作也只有得到值班調度員的許可，才能正式開工，檢修工作結束后，應及時報告值班調度員，否則不能認為檢修工作已經完畢。

4.如因某種原因原定停運轉入檢修的設備延期開工時,不允許按原批準檢修的期限自行推遲設備投入運行或轉入備用的時間。如需變更工期,應經調管該設備的調度部門批準。

已經批準的停電檢修工作,檢修單位因故不能開工時,應于停電前通知網調值班調度員。因系統原因不能按期開工，應提前通知申請單

位。

5.開工檢修的設備因故不能按期完工，必須在原批準的計劃檢修工期未過半前辦理改期申請手續，如果計劃檢修工期只有一天者（包括每天都要恢復送電的檢修），只允許由于氣候突然變化，影響人身和設備安全不能繼續進行計劃檢修者，方可提出改期申請。臨修設備不允許改期。

6.對正在檢修的設備，要增加工作項目，必須向網調增報申請，若有設備狀態變化必須明確要求,待批復后方能工作。新增工作要延長工期，應按第6條規定辦理改期申請手續。

7.設備的非計劃停運，或計劃檢修未能按期開工、完工，從而影響省際間正常的電力、電量互供計劃者，按省際間互供電管理辦法追究相應單位的責任。

8.嚴禁未經辦理申請、未獲批準、未經允許開工而私自在已停電的設備上進行工作。在網調調管的電氣設備上進行帶電作業時，凡對系統有要求，均須按正常手續辦理申請。

9.申請檢修的單位，凡設備在恢復送電時有核相、沖擊合閘、帶負荷檢驗和做與系統有關的試驗等要求的，在申請檢修的同時，需報出試驗方案或要求，該方案或要求必須在試驗前七天提出。

第十二章 新建、改建和擴建設備

投入系統運行的管理

第68條 新建、擴建的330KV及以上電壓等級的發電企業、變電站的調管范圍劃分和設備命名編號由網調負責。

第69條 在電網內新、改擴建的發、輸電工程擬并網前，應滿足以下條件：

1.向有關電網管理部門提交齊全的技術資料；

2.生產準備工作已就緒（包括運行人員的培訓、調度管轄范圍的劃分、設備命名、廠站規程和制度等均已完備、新投產設備已通過啟動調試）；

3.與有關電網調度機構間的通信通道符合規定，并已具備投運條件；

4.按電力行業標準規程設計安裝的繼電保護、安全自動裝置已具備投運條件，并通過有資質的技術質檢機構的檢測，電網運行所需的安全措施已落實；

5.遠動設備已按電力行業標準、規程設計建成，遠動信息具備送入有關電網調度機構的電網調度自動化系統的條件，系統聯調完畢，并通過有資質的技術質檢機構的檢測；

6.與并網運行有關的計量裝置安裝齊備并經驗收合格；

7.具備正常生產運行的其它條件。

第70條 網調調管的新建發電企業及輸變電工程和改建擴建工程均應于設備投入運行前三個月由項目業主或建設單位向網調提出投入系統運行申請書，申請書一式二份，內容包括：

1、新建或改建工程的名稱、范圍;

2、預定的啟動試運日期及試運計劃;

3、啟動試運的聯系人及主要運行人員名單;

4、啟動試運過程對系統運行的要求。

同時還應按網調要求報送以下資料:

1、主要設備的規范和銘牌參數;

2、平面布置圖、一次電氣結線圖(包括廠用系統結線圖)、相序圖、二次保護原理圖、保護裝置說明書、汽水系統圖、輸煤制粉系統圖、水工建筑及水庫等資料;

3、設備運行操作規程及事故處理規程;

4、通訊聯絡方式；

5、遠動和自動化設備相關資料。上述資料如有變化，要及時上報網調。

第71條

網調在接到上述申請后,應于啟動前將批準書通知設備運行單位,批準書內容包括:

1、設備調度管轄范圍的劃分;

2、設備命名及編號；

3、運行方式的確定,變壓器分接頭位置的確定;

4、繼電保護和自動裝置的整定值及設備最大允許負荷電流值;

5、設備加入系統運行的調度方案和啟動試運完畢加入系統運行的管理制度;

6、網調值班調度員名單。

第72條 新建、改擴建設備啟動申請應提前三天向網調提出，網調于啟動試運前一日批復。新建或改建工程單位，雖已接到網調的批復，但仍需得到網調值班調度員的調度指令后方可啟動操作。

第73條 由于設備資料不全，設備試驗不合格，設備投運后對電網安全帶來威脅，保護裝置不全，通訊不完善，缺少調度自動化信息等，網調有權拒絕該新設備投入系統運行。

第74條 滿足并網運行條件的發電企業、機組、用戶變電站以及電網申請并網運行，有關電網管理部門和調度部門應當予以受理，按規定簽訂并網調度協議。

并網運行的發電企業或用戶變電站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、合理的原則以及電網運行的需要，統一安排并網發電企業的調峰、調頻、調壓和事故備用.第75條 對于各省調調管范圍內的110KV及以上新建或改擴建的輸變電工程，單機容量5萬千瓦及以上、總裝機容量10萬千瓦及以上的發電企業，所在省調應在設備命名編號文件下發后，將有關設備規范、參數及運行方式等相關資料報網調，在啟動操作前須匯報網調。如對主系統運行有較大影響時，網調將提出具體啟動要求，省調必須嚴格執行且在啟動操作前須征得網調同意。

同時涉及網、省調管范圍的新建、改擴建工程的啟動方案，相關單位應在網調統一組織下充分協商、分頭實施。

第76條 在新設備啟動調試期間，新設備的電氣操作應根據調管范圍 的劃分，按照各級調度的調令執行。設備試運完畢后,相關單位必須向網調匯報該設備正式加入系統調度管理。

第十三章 水庫及水電站的調度管理

第77條 水庫調度的原則

1.依照《水法》、《防洪法》、《電網調度管理條例》等有關政策法規，水庫設計原則和有關規定，作好水庫調度工作，確保水庫運行安全,充分發揮水庫的綜合效益。

2.水庫防汛工作服從有管轄權的地方防汛部門的統一領導和指揮。3.黃河龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽梯級水庫必須統一調度，并由西北網調統一指揮。

43.西北電網內各水庫原設計運行原則是近期水庫調度運行的基本原則要嚴格依據水庫設計文件安排水庫運行方式。第78條 西北網調水庫調度范圍：

1.龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽、安康五水庫徑流發電調度； 2.龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽四庫非防洪目的的泄水閘門調度。

第79條 西北網調水庫調度管理職責

1.每年汛末，網調依據水庫蓄水狀況、綜合利用要求及電網實際情況，提出當年11月至次年6月龍羊峽、李家峽、劉家峽水量調度建議方案，供黃河水量調度會議討論。

2.在滿足綜合利用的前提下，網調統一制定黃河上游汛期長、中、短期龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽水量調度方案；有關省公司依據此方案編制黃河上游其它水庫運用方案。

3.網調負責具體實施黃河上游龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽梯級水庫的日常水量調度及梯級電站的聯合優化調度，節水增發，提高水能利用率。

4.網調協助各級政府完成黃河上游梯級水庫的防汛、防凌工作。5.網調應及時向流域機構提出劉家峽水庫運行中存在的問題和建議。6.網調協助流域機構處理沿黃地區及有關部門對黃河上游水量調度工作的意見。

7.網調負責安康水庫運行計劃制定及水量調度工作。8.網調負責西北電網跨流域補償（優化）調度。

9.網調負責劉家峽水庫的排沙調度（在新規程實施初期，該工作目前暫委托甘肅中調實施）。

10.網調負責龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽非防洪目的的閘門的調度及泄水設備的檢修審批。

第80條 有關省調和直調水電發電企業的職責

1.龍羊峽、李家峽、公伯峽、劉家峽四水庫泄水建筑物檢修時，如影響到后期水庫運用，必須提前向西北網調報批提出申請。

2.有關省調及直調水電發電企業應積極主動做好向西北網調轉發水情信息的各項工作，直調水電發電企業在現有或新建應負責將水情信息系統必須開發具有向西北網調轉發水情信息的相關功能送至網調。

第十四章 繼電保護和安全自動裝置的調度管理

第81條 繼電保護和安全穩定控制裝置的運行管理

1.網、省調必須嚴格執行原電力部頒布的《繼電保護及安全自動裝置運行管理規程》、《繼電保護和安全自動裝置技術規程》等。2.繼電保護和安全自動裝置的投退及更改定值均應按調度指令執行;未經裝置調管轄調度機構的同意，現場運行人員不得改變安全穩定控制裝置的運行狀態。

3.現場繼電保護與安全自動裝置的定值調整和更改工作，必須按定值單要求在規定時間內完成。直調發電企業計算的發變組保護定值，在保護投運前由發電企業自行核對；

4.繼電保護和安全自動裝置在運行中發現缺陷，現場值班人員應及時向網調匯報，若需退出裝置進行檢驗時，必須經調度批準。如危及一次設備安全運行時，可先將保護裝置退出，但事后應立即匯報。5.繼電保護與安全自動裝置的定期校驗應盡量配合一次設備的檢修同時進行，特殊情況下的臨檢工作應辦理申請手續;6.廠、站運行人員應嚴格執行匯報制度。繼電保護和安全自動裝置動作后的掉牌信號、燈光信號，現場值班人員必須準確記錄后方可復歸，并迅速向相應的調度機構匯報，事故錄波圖和事件記錄及時傳至相應調度機構和相關維護技術人員，做好必要的注釋。

7．發電機的勵磁系統及調速系統對系統穩定有較大影響，其定型、改造、更換必須進行可行性研究，并報直接調管的調度部門機構認可后方可實施。勵磁系統及PSS的整定參數應由其直接調管的調度機構主管調度部門下達或批準。

8.各級調度部門繼電保護管轄權限應與一次設備相一致，不允許出現繼電保護運行管理上的空白點；屬省調管轄的保護裝置的應用，如影響到主網的穩定運行和保護配合時，應經網調許可。每年一季度，各省調和有關地調應根據運行方式的安排，向網調報送整定交接面處的等值阻抗。二季度網調下發主網廠、站母線等值阻抗； 9.凡網調布置的繼電保護裝置及二次回路“反措”及微機保護軟件更換工作，有關單位必須在規定時間內完成。由省調或運行單位制定和組織實施的“反措”，涉及到網調調管的保護裝置和二次回路時，須提前向網調報送有關資料，待得到網調批準后方可實施。

10.涉及到網廠雙方或不同電網之間的接口定值應兼顧電網運營者和電網使用方的利益。發生爭議時，各方應協商解決。協商時按局部利益服從整體利益、低壓電網服從高壓電網及技術、經濟合理的原則處理。

第82條 對網調調度員及發電廠、變電站運行人員業務技能的要求

一、網調調度員應具備下列技能：

1． 能按規程正確指揮及監督繼電保護和安全自動裝置的操作及運行；

2． 能根據繼電保護和安全自動裝置的動作情況分析判斷系統故障及

異常情況；

3． 熟悉保護定值的含義及保護允許最大負荷電流；

4． 熟悉和掌握繼電保護和安全自動裝置的基本原理、控制策略及運行注意事項。

二、廠、站運行人員應具備下列技能

1.能按規程對繼電保護和安全自動裝置進行正常監視、操作及檢查； 2.能對繼電保護和安全自動裝置，以及二次回路工作的安全措施進行監督；

3.能及時發現繼電保護和安全自動裝置，以及二次回路的缺陷和異常狀況；

4.熟悉和掌握繼電保護和安全自動裝置的基本原理，以及現場繼電保護運行規程。

第83條 網調調度員及發電廠、變電站運行人員在繼電保護和安全自動裝置運行方面的職責 一．網調調度員的職責：

1.批準和監督調管范圍內各種保護裝置和安全自動裝置的正確使用與運行；

2.根據保護裝置的最大允許電流，調整電網的運行方式；

3.在事故處理及改變系統運行方式時,考慮繼電保護及安全自動裝置運行方式的變更；

4.管轄的保護裝置和安全自動裝置修改定值或新保護裝置投運前，與廠、站運行人員核對保護裝置定值和運行注意事項，并在通知單上簽

字和注明核對時間；

5.掌握直接影響電網安全穩定運行的有關繼電保護和安全自動裝置問題，并及時督促有關部門解決；

6.在系統發生事故以及其它異常情況時，當值值班調度員應根據開關及繼電保護和安全自動裝置的動作情況分析處理事故，并做好記錄，及時通知有關人員；

7.根據系統穩定、運行方式及負荷情況，提出對系統繼電保護及安全自動裝置的要求和改進意見。

二、廠、站運行人員的職責：

1．根據網調當值調度員的命令，進行保護裝置和安全自動裝置的投、撤操作；

2．在繼電保護和安全自動裝置及二次回路上工作前，負責審查相關工作人員的工作票和安全措施，并按工作票要求和實際情況做好工作現場的安全措施。工作完畢，負責對工作內容及安全措施的恢復進行驗收（如檢查拆動的接線、元件、標志是否已恢復，壓板位置、繼電保護工作記錄是否清楚等）；

3．管轄的保護裝置和安全自動裝置在修改定值或新裝置投運前，與網調當值調度員核對保護裝置定值和運行注意事項，無誤后方可投入運行；

4．根據繼電保護運行規程，對保護裝置及二次回路進行定期巡視、檢測。按保護裝置整定所規定的允許負荷電流，對電氣設備或線路的負荷潮流進行監視。

5．發現并記錄保護裝置和安全自動裝置及其二次回路存在的缺陷及異常情況，及時督促有關部門消除和處理；

6．及時向網調當值調度員報告保護和安全自動裝置動作（或啟動）及異常情況。

第十五章 電網調度自動化系統的調度管理

第84條 電網調度自動化系統是反映和控制電網運行工況的信息系統，是保證電網安全、優質、經濟運行的重要支持手段之一。電網調度自動化系統主要包括能量管理系統（EMS）、調度生產管理系統（DMIS）、水調自動化系統（HMS）、電力調度專用數據網絡（SPDNet_NW）等。西北電網各單位、各發電企業必須遵守國調頒發的《電網調度自動化系統運行管理規程》和網調頒發的《西北電網調度自動化管理規定》。

第85條 網調直（間）調廠站的自動化信息，應直接傳送至網調，網調所需其它廠站自動化信息由省調轉發。各省所需的全網有關信息由網調返送各省調。自動化信息傳送應采用主備通道，原則上應采用兩種不同的路由或通信介質（網絡/網絡或網絡/專線）。

第86條 調度自動化系統中采用的設備應取得國家有資質的檢測部門頒發的質量檢測合格證后。且必須符合上級調管機構所規定的通信規約及接口技術條件方可使用。同屬多級調度機構所調管的廠站

宜采用一發多收方式，一般不允許重復設置RTU。

第87條 調度自動化設備的維護由設備所在單位負責，各級電網調度機構應設置自動化部門，各發電企業應設置自動化專職（責）人員，負責自動化系統（設備）的日常運行維護，保證設備的正常運行及信息的完整性和準確性，并配備所需的備品備件。調度自動化系統（設備）維護單位應配合上級調度部門的安全檢查、信息核對、信息表修改等工作。

第88條 各級調度自動化系統因故障或其它原因臨時停運，應及時處理并通知網調值班調度員（？？）。系統計劃停運，應提前三天申請，經上級有關主管領導批準后方可實施。調度自動化系統工作若影響上傳信息時，需經上一級調度部門同意方準工作。

第89條 新建、改擴建廠站的調度自動化基建項目應實行分級歸口管理。各級調度自動化運行管理機構應配合計劃、基建部門分別管理各自調管的新建、改擴建廠站的調度自動化基建項目，在調度自動化部分的設計審查、功能要求、配置原則、技術方案論證、設備選型、接口標準和通信規約等技術方面把關；跟蹤調管的新建、改擴建廠站的調度自動化系統（遠動設備）建設的全過程，參加竣工驗收，并保證和一次系統設備同步投運。

第90條 調度自動化系統和廠站自動化設備的更新改造方案需經上級調度部門批準，必須采取必要的過渡措施，改造后不得影響原有信息的傳送。

第91條 當電網結構、調管范圍發生變化時，調度自動化運行管

理部門應根據調度部門提供的資料及時修改數據庫、畫面、報表、模擬盤信息等，并根據規定的信息采集傳送原則，向上級調度自動化管理部門上報廠站主接線圖、信息表、相關設備參數等，及時完成信息的采集、傳送和轉發。

第92條 值班調度員發現調度自動化系統異常或信息有誤時，應及時通知自動化值班人員進行處理。自動化值班人員若發現相關調度自動化系統、廠站自動化設備異常時，應及時通知有關單位自動化專業人員處理，并做好記錄。

第93條 各級調度部門和廠站端自動化設備維護單位接到上級部門自動化設備異常通知后，應及時處理，不得延誤處理時間，并如實向上級匯報。各級通信部門接到自動化部門有關自動化通道異常申告后應及時進行檢查測試、組織各級通信部門處理，不得延誤。對于長時間（超過24小時）設備異常或信息錯誤，各級調度部門和廠站自動化設備運維單位必須向上級調度機構提交書面報告，如實反映事故（異常）情況、處理方案和預防措施。如有必要，上級調度機構可組織聯合調查組對事故進行分析、調查。

第94條 各級調度部門及廠站所轄電力監控系統及電力調度專用數據網絡的規劃設計、項目審查、工程實施、運行管理等各相關環節都必須嚴格遵守原中華人民共和國經濟貿易委員會30號令《電網和電廠計算機監控系統及調度數據網絡安全防護暫行規定》的有關條款,并符合《全國電力二次系統安全防護總體方案》的相關要求。第95條

各級調度自動化系統所采用的網絡安全設備必須經過國家

有關安全部門的認證，各類安全設備必須嚴格符合《全國電力二次系統安全防護總體方案》的規定要求。

各級調度部門應建立電力調度專用數據網絡, 新的節點和業務系統接入電力調度專用數據網絡, 必須經上級調度部門批準后方可實施。

第96條 AGC的控制原則和規定

為了協調好西北網調與陜、甘、青、寧各省調的AGC功能，按照目前西北電網調度體制及調管設備范圍劃分原則，確定以下控制原則：

1.西北網調的AGC采用定頻率(FFC)或聯絡線功率+頻率偏差控制模式（TBC）控制模式，負責全網的頻率調整及網調AGC控制區對外聯絡線的調整。

2.陜、甘、青、寧省調的AGC采用定聯絡線功率(FTC)控制模式或聯絡線功率+頻率偏差控制模式（TBC），負責本省與相鄰省間聯絡線功率的調整。

3.以上所控制的聯絡線功率是一種廣義的聯絡線功率。4．凡參加AGC的機組，必須經網調組織調試，合格后由網調下文方具備正式投運條件。單機容量20萬千瓦及以上火電機組和單機容量4萬千瓦及以上水電機組應具備AGC功能，且其性能應達到國家有關標準要求。

網調直調的發電企業原則上由網調的AGC控制。

5、參加AGC的機組發生異常情況、AGC裝置不能正常運行或協調事故時，發電企業可先停用AGC，將機組切至“當地控制”，然后

立即匯報調度，并對異常情況進行處理。

6、參加AGC系統運行的發電企業根據需要編寫現場規程，并將現場規程報有關調度。

第97條 網調調度員在AGC運行方面的職責

1、監督AGC裝置的正確使用；

2、當電力系統運行條件滿足AGC運行時,啟動AGC到運行狀態；

3、在啟動AGC之前負責監視AGC控制電廠的遠方控制信號，并通知當地值班人員；

4、正確選擇AGC的一次控制模式與二次控制模式；

5、正確選擇各發電機組的控制模式；

6、對陜、甘、青、寧省調下達各自的廣義聯絡線交換計劃曲線，作為這些省調AGC定聯絡線交換功率的計劃值。

第十六章 系統調度通信管理規定

第98條 各級電力通信機構必須認真貫徹執行原部頒及西北電網公司頒發的有關通信管理規程、規定。

第100條各省（區）調度部門內均應設立通信管理部門（含通信調度），負責通信專業管理職能，負責本級電力通信的調度和運行維護。（總則）

第10199條 網調負責西北電力通信網主干通信電路的運行管理及電路調配，各級調度通信部門負責所轄通信站設備的運行維護。第102條通信調度是保證通信網正常運行的指揮機構，各網省調應設置通信調度，并實行24小時專人值班。通信調度負責對各級通信部門之間的溝通和聯絡、不同專業間的配合協調、通信電路故障的指揮處理和通信帶寬資源的調配。

第103100條 通信調度必須嚴格執行下級服從上級、局部服從整體、支線服從干線的指揮原則，團結協作，確保通信電路的暢通。正常運行情況下，按逐級原則，通信調度實行自上而下的領導和指揮以及自下而上的報告制度。緊急情況下，上級通信調度可越級指揮并在事后通報下級通信調度，通信站和下級通信調度可越級報告并在事后報告上一級通信調度。

第104101條 直調廠站至網調的通信應具備兩種獨立路由或光纖、微波等不同通信方式的通道，以確保調度電話和自動化數據的可靠傳輸。同時在網省調應配置實用、有效的主干電路通信設備運行監視及管理系統，以確保通信電路故障時，告警信息能準確、及時反映上傳。第105102條 加強繼電保護、安全自動裝置傳輸通道的維護，要盡可能為繼電保護、安全自動裝置提供雙通道，并保證有獨立的通信電源系統供電。

凡通信人員需對復用繼電保護、安全自動裝置的通信設備進行測試、檢修，必須事先以書面方式向網調提出申請，經批準后，填寫工作票，并通過所在廠、站電氣值班人員向主管調度申請退出相關繼電保護、安全自動裝置，批準后方可開始工作。工作完畢后，應立即向網調匯報，并向本廠、站電氣值班人員辦理完工手續。

第106103條 通信電路、設備計劃檢修原則上應與一次系統的計劃檢修同步進行。當檢修對調度生產業務造成影響時，（相應通信運行管理部門）應提前三天報調度部門批準，同時提出擬采用的通信業務迂回和轉接方案。檢修工作結束后，需按規定辦理復役手續。第104條 通信人員在進行通信電路、設備的投入、退出、轉接、調測、檢修、故障處理、統計分析與評價及電路的運行方式和分配計劃等方面的工作時，必須規范工作程序。

凡影響或可能影響上級電路正常運行的計劃檢修、改造、搬遷等工作，必須提前一周向上級通信調度以書面形式提出申請，詳細報告計劃、方案、措施等，經批準后方可實施。

計劃檢修、改造、搬遷等工作完成后，必須在一個月內將實際完成情況以書面形式詳細報告上級通信調度。

第105條 發現主干電路中斷或接到調度、自動化及保護專業用戶的故障申告，網調首先應判斷故障點，并及時通知有關省通信調度及電路所轄運行維護單位進行處理。

各級通信調度和電路所轄運行維護單位在接到故障通知后，應盡快派人到現場進行故障處理，不得以任何借口予以推諉、拖延。電路運行維護單位在網、省調的指揮和協調下應盡可能縮短故障處理時間。如遇疑難故障不能馬上立即恢復時，應采取電路迂回、轉接等應急措施，保證主干通信電路和重要業務通道的暢通。

電路、設備恢復正常后，現場維護人員應將中斷原因、故障部位、處理結果及恢復時間通知網通調值班員。

電路的使用和故障處理，應執行“先生產、防汛，后行政”，“先干線、后支線”的調度原則。

第106條

如果輸電線路或通信設備檢修影響電力調度、繼電保護、安全自動裝置、自動化數據通道時，由通信部門提出受影響的通道名單，經主管 領導批準，并于通道停用前及恢復后通知相關專業部門及電網調度部門。

第107條

新建廠站通信部分基建項目應實行分級歸口管理，通信部門應配合計劃、基建部門完成設計審查、功能要求、配置原則、方案論證、設備選型和接口標準、通信規約的確定。

第四篇：《眉山電網調度管理規程》

眉山電網調度管理規程

第一章 總則

1.1為了加強眉山電網調度管理，保證電網安全、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》、《四川電網調度管理規程》和有關規程、規定，結合眉山電網的具體情況，制定本規程。

1.2 本規程所稱電網包括發電、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及安全自動裝置、計量裝置、電力通訊設施、電網調度自動化設施等，是一個不可分割的完整系統。

1.3眉山電網實行統一調度、分級管理的原則。各有關單位應協調配合，加強電網調度管理、嚴守調度紀律、服從調度指揮，以保證電網安全、優質、經濟運行。

1.4 眉山電力調度系統包括眉山電網內的各級調度機構和發電廠、變電站的運行值班單位等。眉山電網內設立二級調度機構，依次為：眉山電力調度通訊中心，簡稱地調；縣級供電局（公司）調度所，簡稱縣調。電網調度機構是電網運行的組織、指揮、指導和協調機構，既是生產運行單位，又是電網管理部門的職能機構，代表本級電網管理部門在電網運行中行使調度權。各級調度機構在調度業務上是上下級關系，下級調度機構必須服從上級調度機構的調度。調度機構調度管轄范圍內的發電廠、變電站或監控中心的運行值班單位，必須服從該級調度機構的調度。

1.5 本規程是眉山電網調度管理的基本規程，適用于電網調度運行各相關專業的工作。眉山電網內各級調度機構和發電、供電、用電等單位應根據本規程編制本單位的調度規程或現場規程、規定，所頒發的有關規程、規定等，均不得與本規程相抵觸。

1.6 眉山電網內各級電網管理部門、調度機構和發電、供電、用電等單位的運行、管理人員都必須熟悉和遵守本規程。非電網調度系統人員凡涉及眉山電網調度運行的有關活動也必須遵守本規程。

1.7 本規程由四川省電力公司眉山公司負責修訂、解釋。

第二章

調度管轄范圍及職權

2.1 地調調度管轄范圍 2.1.1 220kV變電站主變壓器； 2.1.2 110kV電網；

2.1.3 供電局與供電局之間的35kV聯絡線； 2.1.4 東坡區境內35kV、10kV電網；

2.1.5 電網內裝機容量10MW以下的發電廠及其送出系統； 2.1.6 上級有關部門指定或委托調度的發輸變電系統。2.2 地調調度許可范圍

2.2.1 運行狀態變化對地調調度的設備有影響的35kV及以下送出設備；

2.2.2 在不同220kV、110kV及35kV廠站間合解電磁環網（轉移負荷）操作；

2.2.3 其他運行狀態變化對地調管轄電網運行影響較大的縣調調度管轄或地調委托調度設備。

2.3 縣調調度管轄范圍

2.3.1 本地區35kV及以下電網；

2.3.2 上級有關部門指定或委托調度的發輸變電系統。2.4 各發電廠、變電站的廠（站）用變由各廠（站）自行管轄。

2.5 屬上級調度管轄的設備，如因調度手段受限或安全運行的需要，可以委托有條件的下級調度代為調度。

2.6 電網調度運行管理的主要任務

2.6.1 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、用電設備能力，最大限度地滿足用戶的用電需要；

2.6.2 按照電網運行的客觀規律和有關規定使電網連續、穩定、正常運行，使電能質量指標符合國家規定的標準；

2.6.3 按照“公平、公正、公開”的原則，依據有關合同或者協議，維護各方的合法權益；

2.6.4 按電力市場運營規則，負責電力市場的運營管理。2.7 地調的職責和權限

2.7.1 在保證四川主網系統安全、優質、經濟運行的前提下負責眉山電網的安全、優質、經濟運行；

2.7.2 接受省調的調度管理；

2.7.3 負責所轄電網調度運行、繼電保護、經營、通訊、自

動化等專業管理；

2.7.4 負責指揮所轄電網的運行、操作和事故處理； 2.7.5 負責眉山電網電力、電量的統計、考核和結算審核工作；負責并網小水（火）電廠上網電力電量的管理考核工作；

2.7.6 負責所轄電網調峰及調壓；

2.7.7 負責組織編制所轄電網年、月、日和特殊運行方式并下達執行及監督、考核；

2.7.8 會同有關部門編制電網事故和超負荷拉閘限電序位表；

2.7.9 負責所轄電網的安全穩定運行管理，落實省調提出的安全穩定措施；按省調下達的方案和要求，負責制定所轄電網低頻低壓自動減負荷方案，并負責檢查執行情況；

2.7.10 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，編制新設備啟動投運方案并組織實施；

2.7.11 負責編制眉山電網設備停電檢修計劃；

2.7.12 確定管轄電力系統的電壓中樞點，編制并下達中樞點電壓（無功）曲線，并確定系統內各變電站主變的分接開關位置，指揮所轄設備的無功、電壓調整；

2.7.13 按規定和需要對本系統有、無功潮流進行計算；對 本系統進行線損統計分析和理論線損的計算；

2.7.14 參與所轄電網的規劃、設計審查和設備選型； 2.7.15 參與簽訂調度管轄范圍內并網電廠（網）、大用戶的《購（售）電合同》，負責簽訂《并網調度協議》；

2.7.16 參與所轄電網事故分析和事故調查；

2.7.17 負責修編所轄電網調度的有關規程和制度，經四川省電力公司眉山公司批準后執行；

2.7.18 行使眉山公司和省調授予的其他職權。2.8 縣調的職責和權限 2.8.1 接受地調的調度管理；

2.8.2 負責所轄電網調度運行、繼電保護、通信、自動化等專業管理；

2.8.3 負責所轄電網的運行、操作和事故處理； 2.8.4 負責所轄電網電力電量的考核結算；

2.8.5 負責組織編制所轄電網年、月、日和特殊運行方式并下達執行及監督、考核；

2.8.6 會同有關部門編制電網事故和超負荷拉閘限電序位表；

2.8.7 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，編制新設備啟動投運方案并組織實施；

2.8.8 負責編制所轄電網設備停電檢修計劃； 2.8.9 參與所轄電網的規劃、設計審查和設備選型； 2.8.10 參與簽訂所轄范圍內并網電廠（網）、大用戶的《購（售）電合同》，負責簽訂《并網調度協議》；

2.8.11 參與所轄電網事故分析和事故調查；

2.8.12 負責修編所轄電網調度的有關規定，經供電局批準后執行，并報地調備案；

2.8.13 行使供電局和地調授予的其他職權。

第三章

調度管理制度

3.1 各級調度機構的值班調度員在其值班期間內為電網運行、操作和事故處理的指揮人，按照批準的調度管轄范圍行使指揮權。在調度關系上，下級調度值班調度員、發電廠值長、變電站和監控中心的值班長或正班，必須接受上級調度值班調度員的指揮，執行其調度指令。值班調度員必須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。

3.2 任何單位和個人不得違反《電網調度管理條例》干預調度系統的值班人員發布或執行調度指令；調度系統的值班人員依法執行公務，有權拒絕各種非法干預，并將情況及時報告本單位領導和上級調度部門。

3.3 下級調度機構的值班調度員及廠站值班人員，受上級調度機構值班調度員的調度指揮，接受上級調度機構值班調度員的調度指令。可以接受調度指令的人員為下級調度機構的值班調度員、發電廠值長或電氣班長、變電站值班長或正值班員。有調度聯系的單位之間應定期相互報送有權進行調度聯系的人員名單。下級調度機構的值班調度員及廠站運行值班人員應對指令執行的正確性負責。

3.4 各級調度部門、發電廠、變電站和監控中心的值班人員（值班調度員、值長、值班長），在進行調度業務聯系時，必須準確、簡明、嚴肅，正確使用設備雙重命名和調度術語，互報單位、姓名。并嚴格執行復誦、監護、錄音、記錄和使用模擬圖板（或監控系統）等制度。受令人在接受調度指令時，應主動復誦下令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發令人匯報執行情況和執行完成時間，值班調度員應復誦報告內容，以“執行完成時間”確認指令已執行完畢，并及時更改模擬圖板。值班調度員在下達調度指令、接受報告和更改模擬圖板時，均應進行監護，并做好錄音和記錄。

3.5 如下級調度機構值班調度員或廠站運行值班人員認為所接受的調度指令不正確，應立即向發令的值班調度員提出意見，如發令的值班調度員重復其調度指令時，受令人員應迅速執行。如執行該指令確會威脅人員、設備或電網的安全，則受令人員可以拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及改正指令內容的建議報告給發令的值班調度員，并向本單位領導匯報。

3.6 屬調度管轄范圍內的任何設備，未經相應調度機構值班 調度員的許可，任何單位和個人不得擅自進行操作或改變其運行方式。對危及人身、設備、電網安全的緊急情況，可以按廠站現場規程自行處理，但在改變設備狀態后應立即向值班調度員匯報。

3.7 各級調度部門調度管轄范圍的設備，當其操作對上級或 下級調度管轄系統的運行方式及繼電保護、安控裝置等有影響時，只有在得到上級調度部門的許可或下級調度部門的同意后才能進行操作。

3.8 為了保證系統的安全、穩定運行，在緊急或特殊情況下，上級值班調度員有權直接對下級調度管轄的設備行使指揮權，但事

后應盡快通知有關調度部門值班調度員。

3.9

值班調度員發布的調度指令，值班人員接受后必須立即 執行。任何單位和個人不得非法干預調度系統值班人員下達或執行調度指令，不得無故不執行或延遲執行上級值班調度員的調度指令。值班人員有權利和義務拒絕各種非法干預。

3.10 發供用電單位和調度機構領導人發布的指示，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，但在現場事故處理規程內已有規定者除外。

3.1

1值班人員接到與上級值班調度員相矛盾的其他命令時，應立即報告上級值班調度員。如上級值班調度員重申他的命令時，值班人員應按上級值班調度員的命令執行。若值班人員不執行或延遲執行上級值班調度員的調度指令時，則未執行調度指令的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。

3.1

2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（指局（所）長（主任）、調度科（班）長）或事先規定的人員轉達給值班調度員，非上述人員，不得直接要求值班調度員發布任何調度指令。

3.13 調度指令的執行，是指從值班調度員正式發布指令時開始，至執行人員操作完畢并報告發令值班調度員時為止。值班調度員發布調度指令或進行調度聯系時必須嚴格使用設備的雙重命名編號。發令時，一人操作，一人監護，并按調度命令票逐項操作，嚴禁值班調度員按調度命令票順序同時對多個相關的單位發布調度指令。

3.14 當發電廠、變電站或線路等設備發生異常或故障情況時，廠站運行值班人員應立即向相關調度機構值班調度員匯報。

3.15 在特殊情況下，為保證電能質量和電網安全穩定運行，值班調度員下令限電，下級值班調度員和廠站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。

3.16 各級值班人員應按調度部門規定的時間、項目和內容匯報運行數據和情況。值班調度員應隨時了解掌握運行情況，根據電網實際情況及時對運行方式，有、無功潮流，電壓及安控保護自動裝置等進行合理調整。

3.17

各運行單位的值班人員輪值表應每月與值班調度員輪值表互換。有權接受調度命令的值班人員名單，由各運行單位自行審定，并報上級調度部門備案，如有變動應及時報告。非當值值班人員，無權接受調度指令，在上級調度發布指令時，無權接受者應及時申明。非當值值班調度員，無權發布調度指令。

3.18

值班調度員應具有相當的專業知識和現場實際經驗，經培訓、考核并取得合格證書后，方可上崗，并書面通知所轄系統有關運行單位。

3.19

用戶變電站、配電室的值班人員，必須經過四川省電力公司眉山公司有關部門培訓考核合格并取得相應證書后方能上崗擔任值班工作。

3.20 當發生無故拒絕執行調度指令、違反調度紀律的行為時，有關調度機構應立即組織調查，提交有關部門，依據有關法律、法規和規定處理。

第四章

運行方式的編制和管理

4.1 地縣兩級調度機構必須按年、月、日編制所轄電網運行方式。節日、重要保電期間或電網中出現重要設備檢修、電網運行方式發生較大改變時，應制定電網特殊運行方式。

4.2 運行方式的編制

運行方式是保證電網正常運行的大綱，應分為上一年電網運行情況分析和本運行方式兩部分，包括以下內容：

上電網的運行總結；電網的新（改）建設備投產計劃；電網主要設備檢修計劃；電網正常運行和特殊運行的結線方式；系統豐、枯水期大、小方式時的潮流計算和分析；系統穩定分析及安全約束；電網的無功電壓調整和網損管理；電網主干線最大電流；電網廠站最大短路容量；電網低頻減負荷整定方案；系統運行中出現的主要問題和改進建議。

地縣兩級調度應于當年收到上級調度下達的運行方式后一個月內編制完成本地區下的電網運行方式。

4.3月度運行方式的編制

月度運行方式也稱月電力生產調度計劃，應根據省調下達的月電力生產調度計劃，會同計劃、生技、營銷等部門確定的購電計劃、檢修計劃和各供電局的負荷、電量分配計劃，編制眉山電網月電力生產調度計劃，其內容包括：

系統和地區預計最大用電負荷、電量；直調電廠（網）負荷曲

線、電量；主要設備檢修進度計劃；主要新（改）建發輸電設備投產計劃；其他重要情況說明。

4.4 日方式的編制

日運行方式也稱日調度任務書，應根據各供電局、發電廠及有關單位前一日10時前提出的所轄系統次日（星期五為后三日）設備檢修安排，負荷預測及發電出力進行綜合平衡后，于前一日18時前編制下達，其內容包括：

各直購地方電廠（網）的負荷、電量計劃；各供電局供電負荷曲線和日電量計劃；發、輸、變、配電設備檢修安排；主系統結線方式的變更及相應繼電保護、安全自動裝置的調整要求；預定的重大操作計劃；檢修方式出現薄弱環節的反事故措施；其他有關注意事項等。

4.5 電網特殊運行方式的編制 電網特殊運行方式應包括下列內容：

發電廠機爐運行方式；電網主要設備檢修計劃；各電廠電力電量計劃；各供電局用電負荷計劃；繼電保護、安全自動裝置的調整要求；重要聯絡線穩定限額要求；重要發電廠出力限制要求；針對電網薄弱環節的反事故措施；其他有關注意事項等。

4.6 運行方式、月度運行方式和特殊運行方式由四川省電力公司眉山公司領導批準后執行，電網日運行方式由眉山地調領導批準后執行。

4.7

改變運行方式的規定

4.7.1由于運行情況的變化，需較長時間改變局部正常運行方

式，或采取特殊運行方式，且變動較大時，由眉山地調提出方案，報四川省電力公司眉山公司主管生產領導（包括生產總工）審批后執行；

4.7.2根據檢修計劃和臨時工作制定的運行方式由眉山地調領 導審批后執行；

4.7.3值班調度員在遇有特殊情況、或事故處理需要立即采取 臨時運行方式時，應充分考慮到電壓潮流變化、設備過載能力、消弧線圈的調整以及對繼電保護、安全自動裝置的影響，并按規定進行更改，并及時報告眉山地調領導。

4.8 為保證系統結線圖的正確性，利于安全調度運行工作，各縣調應每年向地調報送一份電氣結線圖，如有變動應及時修改并書面報送眉山地調。

第五章

設備的檢修管理

5.1 凡并入眉山電網運行且屬調度管理設備的定期檢修、試驗、清掃等工作，必須納入設備檢修計劃，檢修計劃分為、季度、月度及日計劃。

5.2設備檢修原則

5.2.1設備檢修的工期與間隔應符合國家有關的檢修規程規定；

5.2.2 發、供電設備的檢修安排應根據四川電網的特點，水電機組檢修主要安排在枯水期檢修、火電機組檢修應盡量安排在平水期及豐水期檢修；

5.2.3 設備檢修必須協調配合，避免重復停電。5.3 地調負責對其調度管轄設備檢修的安排及考核。5.4 系統內設備的檢修分為計劃檢修（包括節日檢修）和非計劃檢修（包括臨時檢修和事故檢修）。

計劃檢修是指納入、季度、月度有計劃進行的檢修、維護、試驗等。

非計劃檢修是指因設備缺陷、設備故障、事故后設備檢查等臨時或事故性的檢修。

5.5 計劃檢修管理

5.5.1 計劃檢修：每年11月底以前，由發電廠、供電局、生維中心負責編制下一的設備檢修計劃報送地調，地調統一平衡后下達執行。與地調管轄設備相關的各電廠、供電局的下一設備檢修計劃在每年12月10日前報地調備案，地調可在必要時對有關內容進行調整。

5.5.2季度計劃檢修：每季度末月的20日前，由發電廠、供電局、生維中心負責編制下一季度的設備檢修計劃報送地調，地調根據檢修計劃，會同各相關單位統一協調、平衡后下達執行。

5.5.3月度計劃檢修：地調根據管轄設備的、季度檢修計劃和電網情況，協調有關方面制定月度檢修計劃，于25日前隨月調度計劃下達。

5.5.4 已納入月度計劃的檢修申請需至少在檢修開工前1天的上午向地調提出設備檢修申請，影響對外停電的計劃檢修申請至少需提前7天的上午向地調提出設備檢修申請，地調于當天下午15：

00時前批準或許可，遇周末或節假日相應提前申請和批復。5.5.5 計劃檢修因故不能按批準或許可的時間開工，應在設備預計停運前6小時報告地調值班調度員。計劃檢修中發現新的重要缺陷必須處理時，在原計劃工期內不能完成者，可在原批準計劃檢修工期過半前向地調申請辦理一次延期手續，遇節假日應提前申請。

5.5.6 計劃檢修確定后，除不可抗拒的原因影響外，一般不予改變工期，如因電網原因引起的變動，地調應重新安排合理的計劃時間。

5.5.7 對系統運行方式影響較大的設備檢修，應編制相應的電網特殊運行方式，并報主管領導批準。

5.6

非計劃檢修規定

5.6.1非計劃檢修一般應按計劃檢修規定辦理，如急需處理，可以向調度管轄該設備的值班調度員申請，值班調度員有權批準下列檢修：

5.6.1.1 設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修；

5.6.1.2 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；

5.6.1.3 在當值時間內可以完工且對電網運行不會造成較大影響的檢修；

5.6.2 非計劃檢修其運行方式超出運行規定的需經有關專業人員同意方可進行。

5.6.3 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地調補辦設備停電檢修申請書。

5.7

檢修申請內容包括：檢修設備名稱、主要檢修項目、設備停電范圍、檢修起止時間、對運行方式和繼電保護的要求以及其他注意事項等。

5.8

凡變更原結線方式或設備，應填寫《系統設備異動執行報告》，將改變前、后的結線圖及變更設備資料隨同“設備檢修申請書”一起報送地調并經地調相關科室批復。凡異動后需進行的試驗項目應在申請書中明確提出。

5.9 在地調調度管轄的設備上進行帶電作業時，作業單位應事先向地調當值調度員提出電話申請并向調度員明確指出：是否需要控制負荷、是否停用重合閘、事故跳閘后是否可以強送電或其他要求。

地調值班調度員有權批準在當天內完工的帶電作業。5.10 地調調度管轄設備的繼電保護、安全自動裝置、并車裝置、通訊自動化設備、故障錄波器等的啟用、停運、試驗、檢修或其他改進工作等，應按規定辦理申請手續。

5.11 凡基建施工需要對地調調度管轄的發、輸、變電設備停電、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地調提出申請。系統新（擴）、改建的未正式投運的輸變電設備，需要配合做安全措施的，由啟動投運委員會決定。

5.12 凡變更結線方式或設備型號，必須填寫《眉山電力系統設備異動申請書》，并將改變前后的結線圖及變更設備資料隨同“停電檢修申請書”一并報送調度部門。凡檢修后需核相者，應在申請中明確提出，并確定核相單位。現場變更接線方式或設備間隔的，調度可啟用臨時的調度命名編號，以示區分。

5.13 設備改變其運行狀態，雖已提出申請并經批準，但在操作前仍須得到當值調度員的指令或許可。嚴禁按檢修工作 “約時”開工、完工和“約時”停電、送電。嚴禁未經申請批復同意，私自在已停電或備用設備（含拉閘限電）上進行任何工作。

5.14 地調調度管轄設備的非計劃檢修或檢修延期，應按《電業事故調查規程》有關規定處理。

5.15 設備的檢修時間

5.15.1 發電設備檢修時間的計算是以設備停運或提出停用時開始，到設備按調度要求運行或備用時止，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。

5.15.2 輸變電設備的檢修時間是以設備停運并做好安全措施后，值班調度員下開工令時起，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，可以恢復送電的報告時止。

5.16 值班調度員在許可輸電線路和其他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。

5.17 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令廠、站值班員執行，工作現場的安全措施，在許可開工后由檢修工作班組自行安裝，工作結束后應自行拆除，再辦理竣工手續。

5.18 發電廠、變電站內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、刀閘均應處于拉開位置，再辦理竣工手續。

第六章

新建和改（擴）建設備加入系統運行的

調

度

管

理

6.1 凡新建、擴建和改建的發、輸、變電設備（統稱新設備）需接入系統，該工程的業主必須在新設備投運前二十天向調度部門提供調度、方式、保護、通信、自動化等專業所需要的相關資料，詳見附錄八。

6.2調度部門在規定期限內收到有關新設備投運的一、二次圖紙資料后，應立即進行啟動投運的相關準備工作。調度部門應在保護整組試驗前三天提供保護調試定值，新設備投運前二天提供繼電保護正式定值，新設備投運前十天下達新設備命名文件，新設備投運前四天提供啟動投運方案。

6.3 新設備投入運行前七天，由設備運行單位按《新設備加

入系統運行申請書》的要求向調度部門提出申請，申請書一式三份，并確認下列內容：投產設備名稱及啟動投產設備范圍；預定啟動日期和啟動計劃；啟動運行負責人，接受調度命令人員名單； 待投產設備經相關單位驗收合格、并具備啟動條件。

6.4 調度部門接到申請后，應在啟動投產前五天批復。6.5 新設備投運前必須具備下列條件，否則調度部門有權不受理或批準新設備加入系統運行的申請。

6.5.1 設備驗收工作已結束，質量符合安全運行要求，有關運行單位向調度部門已提出新設備投運申請并經批準；

6.5.2 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應達到有關國家及行業標準要求，其技術規范應滿足所接入電網要求；

6.5.3 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）；

6.5.4 投產設備已調試合格，按調度規定完成現場設備和模擬圖板命名編號，繼電保護和安全自動裝置已按給定的定值整定；

6.5.5 與有關調度部門已簽定并網調度協議，相關設備及廠、站具備啟動條件；

6.5.6 調度通信、自動化設備準備就緒，通道暢通。計量點明確，計量系統準備就緒，報、競價系統完善；

6.5.7 新建發電廠和變電站在加入系統運行前，必須具備兩種以上不同方式的調度專用通訊通道；

6.5.8 生產準備工作已就緒(包括運行人員的培訓、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)；

6.5.9 啟動試驗方案和相應調度方案已批準； 6.5.10 啟動委員會同意投產。

6.6 新設備投產前，相關單位應提前二個月向調度部門報送新設備投產計劃，調度根據電網實際運行情況安排、平衡。

6.7 新設備投產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。

6.8 投產設備自值班調度員接到啟動委員會的許可后，其運行方式的改變、試驗等必須要有值班調度員的指令或許可，投產設備試運行結束并移交給運行單位后即按調度規程的規定對設備進行調度管理。

6.9 配網線路發生改接變化時，必須在設備異動申請書上填寫清楚裝載容量、雙電源和重要用戶的異動情況（確無變動時填寫雙電源和重要用戶無異動）以及線路改接異動的文件依據，并對其正確性負責。

第七章

有功功率的調度管理

7.1 調度部門編制日負荷曲線的原則是，在滿足下列要求的前提下，使整個眉山電網在安全、經濟的方式下運行。

7.1.1 嚴格執行上級調度下達的有功負荷曲線。

7.1.2 加強對并入眉山電網運行的地方電廠、企業自備電廠的統一調度，以最大限度地合理使用和節約一次能源。

7.1.3 當值調度員根據系統實際情況，有權按《電網調度管理條例》和電力市場營運規則的規定修改日負荷曲線計劃，并及時通知有關部門。

7.2 為搞好日負荷管理，各縣調應于每日10時前向地調上報次日預計負荷，地調匯總平衡后于11時前上報省調，經省調批準后于18時分解下達給各縣調和有關單位。

7.3 各縣調應嚴格按日調度計劃用電。當系統頻率下降到規定標準時，各級值班調度員應根據上級調度的指令控制負荷，采用有效手段使系統頻率恢復到正常值內。

7.4 當系統事故或輸變電設備嚴重超載時，各級值班調度員應迅速主動地采取一切有效手段控制負荷，直到系統運行恢復正常。

7.5 在電網發生發電出力不足的情況下,各地區必須嚴格按 計劃用電。調度機構可以對超計劃使用電力或者電量的地區實施限電，由此產生的后果由超計劃使用電力或者電量的單位負責。

7.6 各級調度機構應會同有關部門編制事故及超計劃用電拉閘限電序位表，報本級政府主管部門批準后執行。如果自報送之日起，三十天內沒有批復，調度機構即可按上報的序位表執行。

7.7 對于未列入超計劃用電限電序位表的超用電單位，值班調度員應當予以警告，責令其在十五分鐘內自行限電；屆時未自行限至計劃值者，值班調度員可以對其發布限電指令，當超計劃用電

威脅電網安全運行時，可以部分或者全部暫時停止對其供電。

第八章

無功功率調度管理及其電壓調整

8.1 無功電壓調度管理要求

8.1.1 電網中的無功功率原則上應實行分層、分區，就地平衡，避免長距離輸送；

8.1.2 四川電網的無功電壓調度管理按調度管轄范圍分級負責：地調負責110kV電網的無功電壓管理，縣調負責35kV及以下電網無功電壓管理；

8.1.3 各級調度應在所轄范圍內設置電壓控制、監測、考核點。主網的電壓控制、監測、考核點由省調設置。地調設置所轄范圍內的電壓控制、監測、考核點并報省電力公司批準和報省調備案；

8.1.4 各級電網的電壓控制、監測、考核曲線，由相應調度按豐枯季節編制下達執行并報上一級調度機構備案。電壓曲線的編制，應符合部頒無功電壓管理的《導則》、《條例》和《規定》的有關要求；

8.1.5 并入電網的各發電廠必須具備《導則》規定的進相運行能力，并經調度認可的進相運行試驗后，確定機組的實用進相范圍。

8.2 無功電壓的正常運行與調整

8.2.1 各發電廠的值班人員，應按照電壓曲線要求，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。

8.2.1.1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，使母線電壓逼近電壓曲線上限運行，必要時可采用降低有功出力增加無功出力的措施；

8.2.1.2低谷負荷時，須提高發電機力率運行，具有進相能力的機組應按需采用進相運行方式，使母線電壓逼近電壓曲線下限運行；

8.2.1.3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；

8.2.1.4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，應及時報告上級值班調度員。

8.2.2 各變電站的值班人員，應認真監視運行電壓，當運行電壓超出電壓曲線規定范圍時，應及時進行調整，無調整設備的變電站應及時報告值班調度員。裝有無功補償和調壓設備的變電站，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。

8.2.2.1高峰負荷電壓偏低運行時，應投入補償電容器，切除補償電抗器，提高母線運行電壓；

8.2.2.2低谷負荷電壓偏高運行時, 應切除補償電容器，投入補償電抗器，降低母線運行電壓；

8.2.2.3當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，應及時報告上級值班調度員；

8.2.2.4 各變電站裝設的電壓無功自動控制裝置（VQC），由

該站的上級調度下達運行定值，裝置的投、退須經上級調度的批準。

8.2.3 各廠站變壓器分接頭檔位的運行調整

8.2.3.1 無載調壓變壓器的電壓分接頭，由調度部門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，按值班調度員的指令執行，未經直接調度管轄部門同意，不得自行改變；

8.2.3.2 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、調相機、補償電容器、補償電抗器、靜止補償器）的調整能力的基礎上，才能利用主變壓器電壓分接頭調壓，并向值班調度員報告調整后的實際檔位和做好調整記錄。

8.2.4

電壓的質量標準

8.2.4.1

用戶受端的電壓允許偏差值：

8.2.4.1.1 35kV及以上電壓等級供電的用戶的電壓變動幅值，不得超過系統額定電壓的±10%，應在系統額定電壓的90%~110%范圍內；

8.2.4.1.2 6~10kV用戶的電壓允許偏差值為系統額定電壓的±7%；

8.2.4.1.3 380V用戶的電壓允許偏差值為系統額定電壓的±7%；

8.2.4.1.4 220V用戶的電壓允許偏差值為系統額定電壓的+7%、－10%；

8.2.4.1.5 特殊用戶的電壓允許偏差值按《供(售)用電合同》商定的數值確定。

8.2.4.2 發電廠和變電站供電電壓允許偏差值：

8.2.4.2.1 發電廠和220kV變電站的110kV、35kV母線電壓，正常運行方式時為相應系統額定電壓的－3%∽+7%；事故后為系統額定電壓的±10%；

8.2.4.2.2 發電廠和變電站的10kV、6kV母線正常運行方式時，電壓允許偏差為系統額定電壓的0％～+7％，并應滿足所帶線路的全部高壓用戶和經配電變壓器供電的低壓用戶的電壓均符合本條1款中(2)(3)(4)(5)項的規定值。

8.2.5 系統內應有一定的無功備用容量。無功功率應盡量就地平衡，避免地區間的長距離輸送。新建、擴建的變電配電設備，必須按規定配足無功補償容量，并保證與配電設備同步投運，否則調度部門有權拒絕批復新設備加入系統運行申請書。

8.3 電壓異常的處理

8.3.1當發電廠母線電壓降低至額定電壓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發電機的過負荷能力使電壓恢復至額定電壓的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。

8.3.2 當樞紐變電站220kV母線電壓下降至190kV以下時，為了避免電網發生電壓崩潰，值班調度員須立即采取拉閘限電措施，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。

8.3.3 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

報告值班調度員；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，并報告值班調度員；值班調度員接到報告后應立即進行處理，使電壓與無功出力及儲備恢復正常。

第九章

電網穩定管理

9.1 各級調度部門的穩定管理應遵循和執行《電力系統安全穩定導則》。

9.2 地調應每年對調度管轄地區的電網進行安全穩定計算分析,包括失去系統主電源解網后的安全穩定分析，以采取必要的穩定措施。

9.3 并網發電廠應制定保電廠和保發電設備的安全措施，包括在失去系統電源情況下的保廠用電措施和機組黑啟動方案，報地調備案，并配合電網黑啟動方案制定措施和進行試驗。并網發電廠應定期開展并網安全性評價工作，達到電網穩定運行規定的必備條件。

9.4 電網穩定監控

9.4.1 各級調度負責保持調度管轄設備在穩定限額內運行。9.4.2 發電廠、變電站負責監控本廠、站內設備在系統穩定限額和設備安全電流內運行，發現超限額運行時，應立即匯報上級調度并做好記錄。

9.4.3 當電網出現特殊運行方式時，調度部門應另行計算穩定限額，并在檢修申請書批復時將特殊運行方式的穩定限額逐級下達

給各監控單位執行。

9.5 電網發生系統性事故后，有關單位應盡快收集事故記錄和資料報送四川省電力公司眉山公司和地調，并會同四川省電力公司眉山公司和地調及時分析事故，提出相應對策。

9.6 系統穩定的運行規定

9.6.1 電網各聯絡線不得超過暫態穩定限額運行。地調調度管轄的110kV主網由于特殊需要而超暫態穩定限額運行時，必須得到四川省電力公司眉山公司主管生產的領導（包括總工程師）批準；并做好事故預想，制定穩定破壞時的處理措施。

9.6.2 在負荷調整和倒閘操作前，必須按要求調整線路潮 流，負荷調整和倒閘操作均不得引起電網穩定破壞和安全自動裝置動作。

第十章

消弧線圈的運行管理

10.1 消弧線圈運行原則

10.1.1 為減少不接地系統發生單相接地時的電容電流，并防止單相接地轉變為相間短路，當6kV網絡的電容電流超過30安、35kV網絡電容電流超過15安時，應采用消弧線圈進行補償。（3kV～10kV 不直接連接發電機的系統和35kV、66kV 系統，當單相接地故障電容電流不超過下列數值時，應采用不接地方式；當超過下列數值又需在接地故障條件下運行時，應采用消弧線圈接地方式：a)3kV～10kV 鋼筋混凝土或金屬桿塔的架空線路構成的系統和所有35kV、66kV 系統，10A。b)3kV～10kV 非鋼筋混凝土或非金屬桿塔的架空線路構

成的系統，當電壓為：1)3kV 和6kV 時，30A；2)10kV 時，20A。c）3kV～10kV 電纜線路構成的系統，30A。）

10.1.2 正常情況下，消弧線圈采用過補償的運行方式。過補償后的電感電流為：6kV 5~15安 ；35kV 5~10安。消弧線圈經補償后的脫諧度為：－5% ~－25%。

10.1.3 在特殊情況下需采用欠補償的運行方式時，應滿足消弧線圈脫諧度的要求，并經四川省電力公司眉山公司總工批準。

10.1.4 裝有消弧線圈的發電廠和變電站的值班員，當發現消弧線圈中性點位移電壓超過相電壓的15%（6kV網絡為545v；35kV網絡為3330v）時，應立即報告值班調度員。特殊情況下，不得超過相電壓的20%（6kV網絡為726v；35kV網絡為4440v）。

10.1.5 消弧線圈投入運行前，應使其分接位置與系統運行情況相符，且導通良好。消弧線圈應在系統無接地現象時投切。在系統中性點位移電壓高于0.5 倍相電壓時，不得用隔離開關切消弧線圈。

10.1.6消弧線圈中一臺變壓器的中性點切換到另一臺時，必須先將消弧線圈斷開后再切換。不得將兩臺變壓器的中性點同時接到一臺消弧線圈的中性母線上。

10.2 消弧線圈操作原則

10.2.1 消弧線圈的投入、退出及分接頭的調整須按補償網絡所轄調度值班調度員的命令執行。

10.2.2 在過補償運行方式下，其操作順序為：

10.2.2.1 當網絡增加運行線路長度時，應先拉開消弧線圈刀

閘，調整其分接頭至所需檔位并投入運行，然后再增加網絡運行線路；

10.2.2.2當網絡減少運行線路長度時，應先切除線路后，再拉開消弧線圈刀閘，調整其分接頭至所需檔位并投入運行。

10.2.3 在欠補償運行方式下（特殊情況采用），消弧線圈的操作順序與過補償運行方式的操作順序相反。

10.2.4 中性點接有消弧線圈的變壓器（發電機），應在主變35kV側開關（發電機開關）斷開前，先切除消弧線圈；在主變35kV側開關（發電機開關）合上后，再投入消弧線圈。

10.2.5 當所操作的線路（切除或投入）與相鄰采用消弧線圈進行補償的網絡有電氣聯系時，應由操作方先與相鄰補償網絡所屬調度聯系后方可進行線路的投入或切除操作，以便對方及時進行消弧線圈的調整。

10.2.6 進行消弧線圈的切換操作時，應先拉后合，禁止將一臺消弧線圈同時投至兩臺及以上的變壓器或發電機中性點上運行。

10.3 消弧線圈在網絡發生接地時的允許運行時間（或中性點位移電壓及允許運行時間），按制造廠家規定執行。若廠家無規定者，可按允許溫升不超過55℃、接地運行時間不超過2小時處理。

10.4 網絡發生接地時，原則上禁止對消弧線圈進行操作，應設法將故障線路退出運行或與補償網絡分割隔離開運行。

10.5 允許操作消弧線圈時，其中性點位移電壓極限值為：6kV網絡1750v；35kV網絡10000v。

第十一章 安全自動裝置的調度管理

11.1 本章所述安全自動裝置是指安全穩定控制裝置及低頻減載裝置，備用電源自動投切裝置，其中，安全穩定控制裝置的調度管理按《四川電網調度管理規程》規定執行。

11.2 電網低頻、低壓自動減負荷管理

11.2.1 地調根據省調下達的低頻自動減負荷方案要求，負責編制本地區包括并網地方電網的實施方案，并負責督促其實施。

11.2.2 低頻率自動減負荷的整定方案和管理、裝置管理、運行管理和裝置動作統計評價遵照DL428-91《電力系統自動低頻減負荷技術規定》和DL497-92《電力系統自動低頻減負荷工作管理規定》的有關規定。

11.2.3 在受端負荷中心和局部電網結構薄弱的地區，應根據電網的電壓穩定狀況，裝設必要的低壓自動減載負荷裝置。

11.2.4 正常情況下，低周減載裝置必須投入運行，不得擅自將裝置退出運行。

11.2.5 裝置的定期檢驗和更改定值須經地調值班調度員同意方可進行。

11.2.6 低周減載裝置動作后，廠，站值班人員應立即向調度部門匯報，并逐級匯報到省調調度員。各廠站值班人員不得自行恢復送電。

11.2.7 各縣調應定期對本地區的各級低頻減負荷裝置實際控制負荷數量、低頻減負荷裝置數量及實際投運情況進行統計和分

析，并報送地調。

11.3 備用電源自動投切裝置管理

11.3.1 110kV、35kV雙電源的變電站閉環建設，開環運行，需裝設備用電源自動投切裝置。

11.3.2 雙電源的變電站進線一主供一備用，備自投投于備用電源開關，保證可靠動作。

11.3.3 雙電源的變電站任一進線停電，需停用備自投裝置。

第十二章

倒閘操作

12.1 電網的倒閘操作，應按調度管轄范圍進行。地調調度管轄設備, 其操作須由地調值班調度員下達指令方可執行；地調許可范圍內的設備，在操作前必須得到地調值班調度員的許可。地調調度管轄設備方式變更，對下級調度管轄的電網有影響時，地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。

12.2 操作前應認真考慮以下問題: 12.2.1 接線方式改變后電網的穩定性和合理性，有功、無功功率平衡及必要的備用容量，防止事故的對策。

12.2.2 操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化。避免潮流超過穩定極限、設備過負荷、電壓超過正常允許范圍等情況。

12.2.3 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、無功補償裝置投入情況是否正確。

12.2.4 開關和刀閘的操作是否符合規定。嚴防非同期并列、帶地線送電及帶負荷拉合刀閘等誤操作。

12.2.5 新建、擴建、改建設備的投運，或檢修后可能引起相序或相位錯誤的設備復電時，應查明相序、相位正確。

12.2.6 注意設備缺陷可能給操作帶來的影響，做好操作中可能出現異常情況的事故預想。

12.2.7 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。

12.3 調度操作指令

調度操作指令分單項、逐項、綜合三種。

12.3.1 單項指令。只對一個單位，只有一項操作內容的命令，如發電廠開、停機爐，加、減負荷，限電，啟、停用重合閘裝置，設備檢修開工，許可帶電作業等，值班調度員可以直接口頭發布單項指令，由下級值班調度員或現場運行人員操作。發、受雙方均應作好記錄并錄音。

12.3.2 逐項指令。涉及兩個及以上單位，前后順序需要緊密配合的操作，如線路停送電等，必須下達逐項操作指令。操作時值班調度員必須事先按操作原則編寫操作指令票，再逐項下達操作指令，現場值班人員必須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。

12.3.3 綜合指令。只涉及一個單位、一個綜合任務的操作，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、順序由現場運行人員按規定自行填寫現場操作票，操作完畢向值班調度員匯報。廠站值班人員對于本單位常見的正常操作，如旁

路開關代線路開關運行、倒母線等，應預先擬定典型操作票，經審核和批準后備用。

12.4 倒閘操作票制度

12.4.1 電力系統的倒閘操作是指電氣設備由一種使用狀態轉入另一種使用狀態（一般分為“運行”、“冷備用”、“熱備用”、“停電”、“檢修”五種）。

12.4.1.1 運行：指電氣設備處于帶電狀態或帶有負荷； 12.4.1.2 冷備用：指電氣設備的開關斷開，刀閘在斷開位置； 12.4.1.3 熱備用：指電氣設備的開關斷開，刀閘仍在合上位置；

12.4.1.4 停電：指電氣設備的開關斷開，刀閘在斷開位置，操作保險取下；

12.4.1.5 檢修：指電氣設備停電，并做好安全措施，處于檢修狀態。

12.4.2 各級值班調度員在操作前應注意以下事項

12.4.2.1執行上級調度下達的電力分配方案，做好本地區負荷的平衡，使系統安全經濟運行；

12.4.2.2對潮流、電壓、繼電保護和安全自動裝置、變壓器中性點接地方式、通訊和自動化系統的影響；

12.4.2.3停用電壓互感器時，應防止對繼電保護、自動裝置和計量表計引起誤動或失去作用；

12.4.2.4注意防止由操作引起的操作過電壓和諧振過電壓，嚴禁非同期并列、帶接地線送電和帶負荷拉、合刀閘等誤操作，應作

好操作中可能出現異常情況的事故預想：

12.4.2.5電氣設備（線路）停電檢修，必須使所有可能送電到停電檢修設備的各方有明顯的斷開點，并合上接地刀閘或掛上接地線。檢修工作全部結束后，送電操作或轉入備用前，應斷開所有相關的接地刀閘（或拆除接地線），投入電壓互感器和繼電保護，然后根據情況依次合上刀閘或開關；

12.4.2.6及時核對、更改調度模擬圖板，任何時候均應正確而明顯地標出所有斷路器和隔離開關的斷、合狀態和接地點的實際情況；

12.4.2.7注意設備缺陷可能給操作帶來的影響；

12.4.2.8新建、擴建、改建設備的投運，或檢修后可能引起相位紊亂的設備復電，均應測試相序，相位正確。

12.4.3 倒閘操作應填寫調度命令票，事故及緊急異常時為了保證迅速處理，可以直接下達操作指令。

12.4.4 填寫調度命令票應以檢修申請書、調度任務書及繼電保護定值通知單等為依據，對于臨時的操作任務，值班調度員可以根據系統運行狀態，必要時通報有關專業人員，按照有關操作規定及方案擬定調度命令票，進行操作。

12.4.5 填寫調度命令票前，值班調度員應仔細核對有關設備狀態（包括開關、刀閘、保護、安全自動裝置、安全措施等）。

12.4.6 填寫調度命令票時應做到任務明確、字體工整、無涂改，正確使用設備雙重命名和調度術語。調度命令票必須經過擬票、審票、下令、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成，33

擬票人、審核人、下令人、監護人必須簽字。

12.4.7 為了保證操作命令的正確性，值班調度員對一切正常操作都應事先填寫調度命令票，經審核合格，并在模擬屏（或監控系統）上預演核對正確后，將調度命令票預先發給操作單位，操作單位值班人員按同樣格式填寫一份，并經復誦無誤后，自行填寫倒閘操作票，預先填寫的調度命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發布的“調度命令”并填寫“發令時間”后，才能進行操作。

12.4.8 嚴禁未得到調度員的“命令”擅自按照調度命令票中的“預定聯系時間”進行操作。

12.4.9 涉及兩個及以上單位的操作，值班調度員應先填寫“預計倒閘操作程序票”，再填寫“調度命令票”。

12.5 廠站現場操作票的有關規定

12.5.1 發電廠、變電站運行值班人員應根據調度操作指令或預先下達的調度命令票，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。

12.5.2 值班調度員預先下達的調度命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“調度指令”，并記上“發令時間”后，才能進行操作。嚴禁未得到值班調度員的“調度指令”擅自按照“預定聯系時間”進行操作。

12.5.3 在填寫現場操作票或進行操作過程中，如有疑問應立即停止，待問清楚后再繼續進行。

12.5.4 在填寫操作票時應注意設備停送電的原則：停電操作時，先停一次設備，后停繼電保護；送電操作時，先投繼電保護，后操作一次設備。

12.5.5 值班調度員只對自己發布的調度指令正確性負責，不負責審核下級運行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。

12.6 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：

12.6.1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，并明確借用期限；

12.6.2 管轄旁路(或母聯)開關的值班調度員，將借用情況通知發電廠(或變電站)，并由借用該開關的值班調度員下達全部調度操作指令；

12.6.3 借用開關的值班調度員在該開關使用完畢拉開后，歸還給管轄該開關的值班調度員。

12.7 系統中的一切正常操作，應盡可能避免在下列時間進行：

12.7.1 交接班時；

12.7.2 雷雨、大風等惡劣天氣時； 12.7.3 電網發生異常及事故時；

事故處理及需要立即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。

12.8 系統解并列操作

12.8.1 并列操作時，要求相序、相位相同； 頻率偏差在0.1Hz以內；機組與電網并列，并列點兩側電壓偏差在1%以內；電網與電網并列，并列點兩側電壓偏差在5%以內，事故時，為了加速事故處理，允許經長距離輸電線聯結的兩個系統，在電壓差不大于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。不論何種情況，所有并列操作必須使用同期裝置。

12.8.2 解列操作時，須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，才能進行操作。

12.9 合、解環路的操作

12.9.1 合環操作必須相位相同，應保證合環后各環節潮流的變化不超過繼電保護、系統穩定和設備容量等方面的限額。合環時的電壓差，110kV系統一般允許在10％以內，負荷相角差一般不超過30度，有條件時，操作前應啟用合環開關的同期裝置，檢查負荷相角差和電壓差。如果沒有同期裝置或需要解除同期閉鎖合環，需計算后經四川省電力公司眉山公司主管領導批準。

12.9.2 解環操作應先檢查解環點的有功、無功潮流，確保解環后系統各部份電壓在規定范圍內，各環節的潮流變化不超過繼電保護、系統穩定和設備容量等方面的限額。

12.9.3 當無法使用開關時，允許110kV刀閘站內解合環，但應作好事故預想。

12.10 線路停、送電操作規定

12.10.1 充電線路的開關，必須具有完備的繼電保護，重合36

閘必須停用。

12.10.2 投入或切除空載線路時，勿使空載線路末端電壓升高至允許值以上。

12.10.3 充電端必須有變壓器中性點接地。

12.10.4 線路停送電操作要注意線路上是否有“T”接負荷。12.10.5 線路停送電操作時，如一側發電廠，一側變電站，一般在變電站側停送電，在發電廠側解合環（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。

12.10.6 應考慮電壓和潮流轉移，特別注意勿使非停電線路過負荷，勿使線路輸送功率超過穩定限額。

12.11 零起升壓操作規定

12.11.1對長線路零起升壓，應保證零升系統各點的電壓不超過最大允許值，避免發電機產生自勵磁和設備過電壓，必要時可降低發電機轉速。

12.11.2零起升壓時，擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，發電機和線路的保護應完備，發電機的強行勵磁、自動電壓校正器、復式勵磁等裝置停用，線路的自動重合閘停用。

12.11.3 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，該變壓器保護必須完整并可靠投入，中性點必須接地；零起升壓用的變壓器中性點必須接地。

12.11.4雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應停用。母聯開關應改為冷備用，防止開關誤合造成非同期并列。

12.12 變壓器操作規定 12.12.1變壓器并列運行的條件 12.12.1.1 接線組別相同； 12.12.1.2 電壓比相差不超過5％； 12.12.1.3 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。

12.12.2 變壓器投入時，一般是先合電源側開關，停用時，一般是先停負荷側開關。220kV及110kV變壓器停送電，一般從高壓側停電或充電，必要時也可以在中壓側停電或充電。

12.12.3變壓器充電時，應有完備的繼電保護，靈敏度。并應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。

12.12.4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，應先推上另一臺中性點接地刀閘，然后再拉開原來的中性點接地刀閘。

12.12.5 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，在投入系統后隨即拉開中性點接地刀閘。運行中變壓器中性點接地的數目和地點應按繼電保護規定設置。

12.13 母線操作

12.13.1 母線操作時，廠站應根據繼電保護運行規程及時調整母線差動保護運行方式。

12.13.2 母線停、送電操作時，須注意防止電壓互感器低壓側向母線反充電。

12.13.3在中性點直接接地系統中，變壓器向母線充電時，該變壓器被充電母線側中性點必須可靠接地，操作完畢，恢復正常供電方式后，變壓器中性點的接地方式應符合調度要求。

12.13.4雙母線上的元件，由一組母線倒至另一組母線時，應先將母聯開關的操作直流電源斷開。

12.14 開關操作規定

12.14.1 開關合閘前，廠站運行值班人員必須檢查繼電保護已按規定投入，合閘后必須檢查確認三相均已接通，合環時還應同時檢查三相電流是否平衡。

12.14.2 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作時，必須進行三相同時操作，不得進行分相操作。

12.15 刀閘操作規定

12.15.1 系統無接地時，拉開、合上電壓互感器； 12.15.2 無雷電時，拉、合上避雷器； 12.15.3 拉開、合上空載母線。

12.15.4 拉開、合上中性點接地刀閘，當中性點上有消弧線圈時，只有在系統沒有接地故障時才能進行；

12.15.5 與開關或刀閘并聯的旁路刀閘，當開關或刀閘合上時，可拉開、合上開關或刀閘的旁路電流，但在拉合經開關閉合的旁路電流時，應將開關操作電源退出。

12.15.6 拉開、合上勵磁電流不超過2安的空載變壓器和電

容電流不超過5安的無負荷線路。

超過上述范圍時，必須經過試驗并經四川省電力公司眉山公司領導批準。并嚴禁用刀閘帶電拉、合空載變壓器、空載線路、并聯電抗器。

第十三章 系統異常及事故處理

13.1 系統各級調度機構的值班調度員是系統異常及事故處理的指揮者,按調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任。事故處理時，各級值班人員應做到：

13.1.1 迅速限制事故的發展，消除事故的根源，解除對人身、設備和電網安全的威脅；

13.1.2用一切可能的方法保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的正常供電，迅速恢復系統各電網、發電廠間并列運行，13.1.3 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電； 13.1.4 調整系統運行方式，使其恢復正常；

13.1.5 及時將事故和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。

13.2 當縣級電網發生影響地調管轄系統安全運行的事故時，縣調值班調度員應一面處理事故，一面將事故簡要情況匯報地調值班調度員。事故處理完畢后, 還應向地調值班調度員匯報事故詳細情況并及時提出事故原始報告。

13.3 事故發生時，各級值班人員應迅速正確地執行值班調度

員的調度指令，凡涉及對系統 有重大影響的操作須取得相關值班調度員的指令或許可。為迅速處理事故和防止事故擴大，地調值班調度員必要時可越級發布調度指令，但事后應盡速通知有關下級值班調度員。非事故單位應加強運行監視，作好應付事故蔓延的預想，不得在事故當時向調度部門和事故單位詢問事故情況或占用調度電話。

13.4 事故發生時,事故單位值班人員應準確、及時，扼要地向值班調度員報告事故概況，主要內容包括：事故發生的時間及現象、開關變位情況(開關名稱、編號、跳閘時間)，保護和自動裝置動作情況，頻率、電壓和負荷潮流變化情況及設備狀況等.。有關事故具體情況,待檢查清楚后，再迅速詳細匯報。

13.5 為防止事故擴大，廠站運行值班員應不待調度指令自行進行以下緊急操作：

13.5.1 將直接對人身和設備安全有威脅的設備停電； 13.5.2 將故障停運已損壞的設備隔離；

13.5.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源； 13.5.4 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，廠站運行值班員應迅速按現場規程規定調整保護；

13.5.5 其他在廠站現場規程中規定可以不待調度指令自行處理者。

13.6 在處理事故時，除有關領導和專業人員外，其他人員應迅速離開調度室，必要時值班調度員可以要求有關專業人員到調度室協商解決處理事故中的有關問題，凡在調度室的人員都應保持肅

靜。

13.7 設備出現故障跳閘后，設備能否送電，現場值班人員應根據現場規程規定，向有關值班調度員匯報并提出要求。

13.8 事故處理期間，有關單位的值長、值班長、正值值班員應堅守崗位，保持與省調值班調度員的聯系。確有必要離開崗位，應指定合格人員接替。

13.9 事故處理完畢后，事故單位應整理事故及處理情況記錄，并及時報告有關部門。

13.10 線路事故處理

13.10.1 線路開關跳閘后，廠站運行值班員應立即匯報值班調度員，同時,對故障跳閘線路的有關一二次設備進行外部檢查，并將檢查結果匯報值班調度員。如重合閘不成功，值班調度員在得到現場“站內一二次設備檢查無異常，可以送電”的匯報后，可以對線路強送一次。如強送不成功，需再次強送，必須經本級調度機構主管領導同意。如有條件，可以采用零起升壓方式。

13.10.2 線路發生故障后，地調值班調度員應及時將可能的故障區段和級別通知有關部門進行事故巡線，有關部門巡線人員應及時將巡線結果報告地調值班調度員。事故巡線時，若未得到地調值班調度員“XX線路停電巡線”指令，則應始終認為該線路帶電。

13.10.3 線路一側開關跳閘后，應迅速用檢同期方式合環。如無法迅速合環時，值班調度員應命令拉開引起末端電壓過高的另一側線路開關。

13.10.4 線路故障跳閘后，強送前應考慮:

13.10.4.1 應正確選擇強送端，使電網穩定不致遭到破壞。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電網穩定的措施；.盡量避免用發電廠或重要變電站側開關強送；

13.10.4.2強送的開關必須完好，且具有完備的繼電保護, 無閉鎖重合閘裝置的,應將重合閘停用；

13.10.4.3若事故時伴隨有明顯的事故象征，如火花、爆炸聲、電網振蕩等,待查明原因后再考慮能否強送；

13.10.4.4 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

13.10.4.5 線路故障跳閘，開關切除故障次數已到規定的次數，由廠站運行值班員根據廠站規定，向有關調度提出要求。

13.10.4.6 線路有帶電作業，明確要求停用線路重合閘故障, 事故跳閘后不得強送者，在未查明原因且工作人員確已撤離現場之前不得強送。

13.10.4.7 試運行線路和電纜線路事故跳閘后不應強送。13.11 變壓器事故處理

13.11.1 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之一)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。如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，確認變壓器內部無故障者，由四川省電力公司眉山公司主管領導同意,可以試送一次，有條件時應進行零起升壓。

13.11.2 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。

13.11.3 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。

13.11.4 變壓器輕瓦斯保護動作跳閘，應立即取瓦斯或油樣進行分析，若為空氣，則排氣后繼續運行，若為其它氣體，則應將變壓器停電處理。

13.11.5 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。

13.12 母線事故處理

13.12.1 當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班員應立即報告值班調度員，并同時將故障母線上的開關全部斷開。迅速恢復受影響的廠站用電。

13.12.2 當母線故障停電后，運行值班員應立即對停電的母線進行外部檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，調度員應按下述原則進行處理。

13.12.2.1 找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對停電母線恢復送電；

13.12.2.2 找到故障點但不能很快隔離的，將該母線轉為檢修。

雙母線中的一條母線故障時，應確認故障母線上的元件無故障后，將其冷倒至運行母線并恢復送電（注意：一定要先拉開故障母線上的刀閘后再合正常母線上的刀閘）；

13.12.2.3 經過檢查不能找到故障點時，可對停電母線試送電一次。對停電母線進行試送，應盡可能用外來電源；試送開關必須完好，并有完備的繼電保護。有條件者可對故障母線進行零起升壓；

13.12.2.4 當母線保護動作跳閘，必須檢查母線保護，如確認系保護誤動，停用該誤動保護，恢復母線送電。

13.12.3 廠站人員要根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，判明事故情況，切不可只憑站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。

13.12.4 母線無壓時，廠、站值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經調度許可，嚴禁在設備上工作。

13.13 系統接地故障的處理

13.13.1在中性點不接地或經消弧線圈接地的電網中，當發現有接地故障時，應在帶接地故障運行的同時迅速尋找接地故障點。

13.13.1.1中性點不直接接地電網發生單相接地故障，可根據下列情況判斷。

13.13.1.1.1當一相完全接地時，接地相電壓為零，其它兩相將升為線電壓；當不完全接地時，接地相的電壓略有降低，而其它兩相電壓略有增高；如系持續接地，電壓指示值不變，如系間歇性接地，電壓指示波動頻繁，時增，時減，有時正常；

13.13.1.1.2消弧線圈中性點位移電壓和接地電流要大大增加

發出接地信號；

13.13.1.1.3消弧線圈補償值是否恰當。如無實測值，在處理事故中，一般35kV架空線路其對地電容電流，可按0.133安/公里估算。

13.13.1.2 允許帶接地故障運行的時間為

13.13.1.2.1當不接地系統有消弧線圈補償時，其允許帶接地故障運行的時間，決定于消弧線圈的允許運行條件；

13.13.1.2.2當不接地系統由發電機電壓母線直接供電時，在系統中發生一點接地的情況下，為防止發電機再發生一點接地而燒壞鐵芯，系統帶一點接地的運行時間不得超過2個小時；

13.13.1.2.3無消弧線圈補償的系統，至多不超過3小時。13.13.2 尋找接地故障，應按下列步驟進行：

13.13.2.1接到值班人員有接地故障的報告后，應先判明是否真實接地，并令值班人員檢查設備情況；

13.13.2.2常規站根據現場可靠的報告，選擇適當的開關把電網分割成電氣上不直接連接的幾個部分；綜合自動化站應根據采集的運行參數，正確判斷并拉開確有接地故障的線路；

13.13.2.3試拉空載線路；

13.13.2.4檢查并列雙回線路或有其它電源的線路； 13.13.2.5應用保護跳閘重合的方法試拉線路（點熄法）； 13.13.2.6試拉分支最長、最多、負荷最輕和不重要的線路； 13.13.2.7將系統解列，利用兩個系統倒換的方法確定故障線路；

13.13.2.8重要用戶的線路最后試停；

13.13.2.9最后一路亦應試停，直至找出故障點。13.13.3 接地處理的一般原則

13.13.3.1 試停帶負荷的線路時，應用保護跳閘重合送出的方式（點熄法）；

13.13.3.2 故障線路經試停找出后應立即將該線路停電； 13.13.3.3 如接地故障線路的停運不影響對外供電，應將故障線路停止運行，并通知失去備用電源的用戶；

13.13.3.4 經消弧線圈補償的系統，經判明是諧振（虛幻接地）時，值班調度員可改變網絡參數，適當增加或減少補償線路予以消除。

13.13.4 分割電網及解列系統時，應注意：分割或解列后各部分的電力平衡及電壓情況；有關設備的過負荷情況；繼電保護定值及配置是否需要變更。

13.13.5 35kV（10kV）相電壓不平衡，最低相電壓低于10kV（3kV）時，首先檢查電壓互感器保險是否熔斷，否則按接地故障處理。在尋找10kV接地故障時，允許用變壓器一次保險拉315kVA及以下的變壓器（應先拉低壓保險）查找故障。

13.14 系統振蕩事故處理 13.14.1 電網振蕩時的現象

發電機、變壓器、線路的功率表和電流表指針周期性地劇烈擺動,發電機、變壓器有不正常的周期性轟鳴聲，失去同步的兩個電網的聯絡線的輸送功率往復擺動，整個系統內周率變化，一般是送

端周率升高，受端周率降低，并有擺動,振蕩中心處電壓表波動最大，并周期性地降低到零，偏離振蕩中心的地區，電壓也會波動,電燈忽明忽暗，靠近振蕩中心的發電機組強行勵磁裝置，一般都會動作。

13.14.2 系統振蕩事故的處理

13.14.2.1系統振蕩時，無論頻率升高或降低，各發電廠或有調相機的變電站，應不待調度指令，迅速提高無功出力，盡可能使電壓提高至允許最大值。必要時應按發電機和調相機的事故過負荷能力提高電壓，除現場有規定者外，發電機和調相機的最高允許電壓為額定值的110％；

13.14.2.2頻率降低的發電廠，應不待調度指令，充分利用機組的備用容量和事故過負荷能力，增加有功出力，提高頻率，必要時，值班調度員可直接在頻率降低地區按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，直至消除振蕩或頻率恢復到49.5Hz以上；

13.14.2.3頻率升高的發電廠，應不待調度指令減少有功出力，降低頻率，直到振蕩消除。為了消除系統振蕩，頻率允許低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使聯絡線過負荷。；

13.14.2.4當系統發生振蕩，周率降到49Hz以下，各縣調、廠站應不待調度指令，立即按“拉閘限電序位表”拉閘限電，提高頻率到49.5Hz以上；

13.14.2.5運行的發電機或調相機因失磁引起系統振蕩時，發電廠、變電站值班人員應不待調度指令，立即將失磁機組解列；

13.14.2.6采取上述措施后，如果在3分鐘內振蕩仍未消除時，48

地調值班調度員應按事先規定的解列點將系統解列；

13.14.2.7振蕩時，除廠站事故處理規程規定者以外，發電廠值班人員不得自行解列機組。當頻率低到足以破壞廠用電系統正常運行時，發電廠值班人員應根據事先規定的保廠用電措施將廠用系統及部份負荷與主系統解列，嚴禁在發電機出口開關解列。當系統振蕩消除，頻率恢復正常時，應主動與主系統恢復并列。

13.15 通信聯系中斷的事故處理

13.15.1 發電廠、變電站與地調的專用通訊中斷時，各單位應積極主動采取措施，如利用行政通訊、郵電系統通訊、經與省地調通訊正常的單位中轉、修復通訊設備等方式，盡快與地調進行聯系。如不能盡快恢復，地調可通過有關縣調的通信聯系轉達調度業務。

13.15.2 當廠站與調度通信中斷時：

13.15.2.1發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變； 13.15.2.2 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。

13.15.3 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，則該操作指令不得執行；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報告前，與受令單位失去通信聯系，則仍認為該操作指令正在執行中。

13.15.4 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。

第十四章 繼電保護裝置的調度管理

14.1 一般運行規定

14.1.1 繼電保護和自動重合閘裝置（以下簡稱繼電保護裝置）是保證電網安全運行和保護電氣設備的主要裝置，各級運行單位應按部頒《繼電保護及安全自動裝置運行管理規程》及其他有關規程和規定執行。

14.1.2 眉山電網繼電保護裝置的定值整定計算和調度運行管理、操作，均按調度管轄范圍進行。

14.1.3地縣兩級調度負責修編各自調度管轄范圍的“繼電保護整定方案和運行說明”，并配合新建和技改工程予以補充修改。14.1.4所有帶電的一次電氣設備，都必須有可靠的保護裝置，不允許無保護運行。特殊情況下，需無保護運行的，應經四川省電力公司眉山公司主管領導批準。

14.1.5有關保護的一切操作（如投入、退出、調整保護定值或改變使用方式）均須經管轄該設備的值班調度員批準，并下達調度命令；倒閘操作過程中需投、退的保護勿需值班調度員批準。

14.1.6所有備用狀態中的一次設備，其相應保護均應投入。14.1.7接有交流電壓的保護及自動裝置，當失去交流電壓有可能誤跳閘時，在操作過程中，不允許裝置失去交流電壓，否則應

第五篇：電網調度管理規程（精選）

電網調度管理規程

目 錄

第一章 總則

第二章 調度管轄范圍及職責 第三章 調度管理制度

第四章 運行方式的編制和管理

第五章 設備的檢修管理

第六章 新設備投運的管理

第七章 電網頻率調整及調度管理

第八章 電網電壓調整和無功管理 第九章 電網穩定的管理 第十章 調度操作規定

第十一章 事故處理規定

第十二章 繼電保護及安全自動裝置的調度管理

第十三章 調度自動化設備的運行管理 第十四章 電力通信運行管理

第十五章 水電站水庫的調度管理

第十六章 電力市場運營調度管理 第十七章 電網運行情況匯報

附件：電網調度術語

第一章 總則

1.1 為加強全國互聯電網調度管理工作，保證電網安全、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》和有關法律、法規，制定本規程。

1.2 本規程所稱全國互聯電網是指由跨省電網、獨立省電網、大型水火電基地等互聯而形成的電網。

1.3 全國互聯電網運行實行“統一調度、分級管理”。

1.4 電網調度系統包括各級電網調度機構和網內的廠站的運行值班單位等。電網調度機構是電網運行 的組織、指揮、指導和協調機構，電網調度機構分為五級，依次為：國家電網調度機構（即國家電力

調度通信中心，簡稱國調），跨省、自治區、直轄市電網調度機構（簡稱網調），省、自治區、直轄

市級電網調度機構（簡稱省調），省轄市級電網調度機構（簡稱地調），縣級電網調度機構（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。

1.5 本規程適用于全國互聯電網的調度運行、電網操作、事故處理和調度業務聯系等涉及調度運行相 關的各專業的活動。各電力生產運行單位頒發的有關電網調度的規程、規定等，均不得與本規程相抵 觸。

1.6 與全國互聯電網運行有關的各電網調度機構和國調直調的發、輸、變電等單位的運行、管理人員

均須遵守本規程；非電網調度系統人員凡涉及全國互聯電網調度運行的有關活動也均須遵守本規程。

1.7 本規程由國家電力公司負責修訂、解釋。第二章 調度管轄范圍及職責 2.1 國調調度管轄范圍

2.1.1 全國各跨省電網間、跨省電網與獨立省網間和獨立省網之間的聯網系統； 2.1.2 對全國互聯電網運行影響重大的發電廠及其送出系統； 2.1.3 有關部門指定的發輸變電系統。2.2 國調許可范圍：

運行狀態變化對國調調度管轄范圍內聯網、發輸變電等系統(以下簡稱國調管轄系統)運行影響較大的

非國調調度管轄的設備。

2.3 網調（獨立省調）的調度管轄范圍另行規定。2.4 調度運行管理的主要任務

2.4.1 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、輸、供電設備能力，以

最大限度地滿足用戶的用電需要；

2.4.2 按照電網運行的客觀規律和有關規定使電網連續、穩定、正常運行，使電能質量指標符合國家 規定的標準；

2.4.3 按照“公平、公正、公開”的原則，依據有關合同或者協議，維護各方的合法權益； 2.4.4 按電力市場調度規則，組織電力市場的運營。2.5 國調的主要職責：

2.5.1 對全國互聯電網調度系統實施專業管理和技術監督；

2.5.2 依據計劃編制并下達管轄系統的月度發電及送受電計劃和日電力電量計劃； 2.5.3 編制并執行管轄系統的年、月、日運行方式和特殊日、節日運行方式； 2.5.4 負責跨大區電網間即期交易的組織實施和電力電量交換的考核結算；

2.5.5 編制管轄設備的檢修計劃，受理并批復管轄及許可范圍內設備的檢修申請； 2.5.6 負責指揮管轄范圍內設備的運行、操作；

2.5.7 指揮管轄系統事故處理，分析電網事故，制定提高電網安全穩定運行水平的措施并組織實施；

2.5.8 指揮互聯電網的頻率調整、管轄電網電壓調整及管轄聯絡線送受功率控制；

2.5.9 負責管轄范圍內的繼電保護、安全自動裝置、調度自動化設備的運行管理和通信設備運行協調 ；

2.5.10 參與全國互聯電網的遠景規劃、工程設計的審查； 2.5.11 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；

2.5.12 參與簽訂管轄系統并網協議，負責編制、簽訂相應并網調度協議，并嚴格執行； 2.5.13 編制管轄水電站水庫發電調度方案，參與協調水電站發電與防洪、航運和供水等方面的關系；

2.5.14 負責全國互聯電網調度系統值班人員的考核工作。2.6 網調、獨立省調的主要職責： 2.6.1 接受國調的調度指揮；

2.6.2 負責對所轄電網實施專業管理和技術監督； 2.6.3 負責指揮所轄電網的運行、操作和事故處理；

2.6.4 負責本網電力市場即期交易的組織實施和電力電量的考核結算； 2.6.5 負責指揮所轄電網調頻、調峰及電壓調整；

2.6.6 負責組織編制和執行所轄電網年、月、日運行方式。核準下級電網與主網相聯部分的電網運行

方式，執行國調下達的跨大區電網聯絡線運行和檢修方式；

2.6.7 負責編制所轄電網月、日發供電調度計劃，并下達執行；監督發、供電計劃執行情況，并負責

督促、調整、檢查、考核；執行國調下達的跨大區聯絡線月、日送受電計劃；

2.6.8 負責所轄電網的安全穩定運行及管理，組織穩定計算，編制所轄電網安全穩定控制方案，參與

事故分析，提出改善安全穩定的措施，并督促實施； 2.6.9 負責電網經濟調度管理及管轄范圍內的網損管理，編制經濟調度方案，提出降損措施，并督促 實施；

2.6.10 負責所轄電網的繼電保護、安全自動裝置、通信和自動化設備的運行管理； 2.6.11 負責調度管轄的水電站水庫發電調度工作，編制水庫調度方案，及時提出調整發電計劃的意見

；參與協調主要水電站的發電與防洪、灌溉、航運和供水等方面的關系； 2.6.12 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；

2.6.13 參與所轄電網的遠景規劃、工程設計的審查；

2.6.14 參與簽訂所轄電網的并網協議，負責編制、簽訂相應并網調度協議，并嚴格執行； 2.6.15 行使上級電網管理部門及國調授予的其它職責。2.7 其他各級調度機構的職責由相應的調度機構予以規定。

第三章 調度管理制度

3.1 國調值班調度員在其值班期間是全國互聯電網運行、操作和事故處理的指揮人，按照本規程規定 的調度管轄范圍行使指揮權。值班調度員必須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。

3.2 下級調度機構的值班調度員及廠站運行值班員，受上級調度機構值班調度員的調度指揮，接受上

級調度機構值班調度員的調度指令。下級調度機構的值班調度員及廠站運行值班員應對其執行指令的 正確性負責。

3.3 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，待下達下令時間后才能執行；指令執行完畢后應立即向發令人匯報執行情況，并以匯報完成時間確

認指令已執行完畢。

3.4 如下級調度機構的值班調度員或廠站運行值班員認為所接受的調度指令不正確時，應立即向國調

值班調度員提出意見，如國調值班調度員重復其調度指令時，下級調度機構的值班調度員或廠站運行

值班員應按調度指令要求執行。如執行該調度指令確實將威脅人員、設備或電網的安全時，運行值班

員可以拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及修改建議上報給下達調度指令的值班調度員，并向本單位 領導匯報。

3.5 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。

3.6 對于國調許可設備，下級調度機構在操作前應向國調申請，在國調許可后方可操作，操作后向國

調匯報, 當大區電網或獨立省網內部發生緊急情況時，允許網調、獨立省調值班調度員不經國調值班

調度員許可進行本網國調許可設備的操作，但必須及時報告國調值班調度員；

3.7 國調管轄的設備，其運行方式變化對有關電網運行影響較大的，在操作前、后或事故后要及時向

相關調度通報；在電網中出現了威脅電網安全，不采取緊急措施就可能造成嚴重后果的情況下，國調

值班調度員可直接（或通過下級調度機構的值班調度員）向電網內下級調度機構管轄的調度機構、廠

站等運行值班員下達調度指令，有關調度機構、廠站值班人員在執行指令后應迅速匯報設備所轄調度

機構的值班調度員。

3.8 當電網運行設備發生異常或故障情況時，廠站運行值班員，應立即向管轄該設備的值班調度員匯 報情況。

3.9 任何單位和個人不得干預調度系統值班人員下達或者執行調度指令，不得無故不執行或延誤執行

上級值班調度員的調度指令。調度值班人員有權拒絕各種非法干預。

3.10 當發生無故拒絕執行調度指令、破壞調度紀律的行為時，有關調度機構應立即組織調查，依據有

關法律、法規和規定處理。

第四章 運行方式的編制和管理

4.1 國調于每年年底前下達國調管轄系統的次運行方式。國調管轄系統所涉及的下級調度、生產

及運行等單位，在11月20日以前向國調報送相關資料。4.2 國調編制的運行方式主要包括下列內容： 4.2.1 上管轄系統運行總結；

4.2.2 本管轄系統運行方式安排及穩定運行規定； 4.2.3 本管轄系統新設備投運計劃；

4.2.4 本管轄系統主要設備檢修計劃； 4.2.5 本管轄系統分月電力電量計劃。

4.3 國調依據運行方式，以及有關的運行單位對月、日運行方式的建議等，編制國調管轄系統的

月、日運行方式。

4.4 所涉及有關調度依據運行方式和國調下達的月、日運行方式以及本電網實際運行情況，編制

相應的月、日運行方式，并將月運行方式報國調備案，月運行方式修改后，影響國調管轄系統運行方

式的修改內容要及時報國調。

4.5 國調管轄系統有關運行單位每月20日前向國調提出次月運行方式建議，國調于每月25日前向有關

運行單位下達次月月度運行方式。

4.6 國調編制的月度運行方式主要包括以下內容： 4.6.1 上月管轄系統運行總結； 4.6.2 本月管轄系統電力電量計劃； 4.6.3 本月管轄系統運行方式安排；

4.6.4 本月管轄系統主要設備的檢修計劃。

4.7 國調管轄系統有關單位應于每日10時前向國調提出次日國調管轄系統的運行方式的建議，國調應

于12時前確定下達次日運行方式。

4.8 國調編制的日運行方式主要包括以下內容： 4.8.1 國調管轄系統日電力計劃曲線； 4.8.2 國調管轄系統運行方式變更； 4.8.3 有關注意事項。

第五章 設備的檢修管理

5.1 電網設備的檢修分為計劃檢修、臨時檢修。

計劃檢修是指電網設備列入、月度有計劃進行的檢修、維護、試驗等。

臨時檢修是指非計劃性的檢修，如因設備缺陷、設備故障、事故后設備檢查等檢修。5.2 計劃檢修管理：

5.2.1 計劃檢修：每年11月底前，直調廠站負責編制下一的設備檢修計劃建議，報送國調，國調于12月25日前批復。與國調管轄系統相關的各網省調的下一設備檢修計劃在每年12月10日前 報國調備案，國調可在必要時對有關內容進行調整。

5.2.2 月度計劃檢修：國調根據管轄系統設備檢修計劃和電網情況，協調有關方面制定月度檢修 計劃。有關運行單位應在每月20日前向國調報送下一月度檢修計劃建議，國調于25日前隨次月運行方 式下達。

5.2.3 已納入月度計劃的檢修申請須在檢修開工前1天的上午（8:30－10:30）向國調提出設備檢修申

請，國調于當天下午（14:00－15:30）批準或許可，遇周末或節假日相應提前申請和批復。5.2.4 未納入月度計劃的檢修申請須在檢修開工前2天的上午（8:30－10:30）向國調提出設備檢修申

請，國調于開工前1天下午（14:00－15:30）批準或許可，遇周末或節假日于休息日前2個工作日相應

提前申請和批復。

5.2.5 節日或重大保電時期計劃檢修：有關網省調等應于保電時期前4天將設備檢修計劃報國調，經平

衡后國調于保電時期前2天正式批復下達。

5.2.6 計劃檢修申請應逐級報送到國調，國調的批復意見逐級通知到檢修單位。檢修工作內容必須同

檢修票項目一致。臨時變更工作內容時，必須向國調值班調度員申請，對調度員無權批準的工作項目 應重新申請。檢修工作在國調值班調度員直接向廠站運行值班員或下級調度值班員下開工令后方可開

工，完工后廠站運行值班員或下級調度值班員匯報國調值班調度員銷票。

5.2.7 計劃檢修因故不能按批準或許可的時間開工，應在設備預計停運前6小時報告國調值班調度員。

計劃檢修如不能如期完工，必須在原批準計劃檢修工期過半前向國調申請辦理延期申請手續，如遇節

假日應提前申請。5.3 臨時檢修規定：

5.3.1 遇設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修，可以隨時向調度管轄該設備的值班調

度員提出申請。值班調度員有權批準下列檢修：

5.3.1.1 設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修；

5.3.1.2 與已批準的計劃檢修相配合的檢修（但不得超過已批準的計劃檢修時間或擴大停電范圍）；

5.3.1.3 在停電設備上進行，且對運行電網不會造成較大影響的檢修。

5.3.2 臨時檢修其運行方式超出運行規定的需經有關專業人員同意方可進行。

5.4 檢修申請內容包括：檢修設備名稱、主要檢修項目、檢修起止時間、對運行方式和繼電保護的要

求以及其它注意事項等。其中設備檢修時間為從值班調度員下開工令時開始，到檢修工作完工并匯報

可以恢復送電時為止。第六章 新設備投運的管理 6.1 凡新建、擴建和改建的發、輸、變電設備（統稱新設備）需接入國調管轄系統，該工程的業主必

須在新設備啟動前（交流系統3個月，直流系統4個月）向國調提供相關資料，并于15天前提出投運申 請。

6.2 國調收到資料后，進行有關的計算、核定和設備命名編號，應于新設備啟動前2個月向相應網（省）調及有關單位提供相關資料。

6.3 新設備啟動前必須具備下列條件：

6.3.1 設備驗收工作已結束，質量符合安全運行要求，有關運行單位向國調已提出新設備投運申請；

6.3.2 所需資料已齊全，參數測量工作已結束，并以書面形式提供有關單位（如需要在啟動過程中測

量參數者，應在投運申請書中說明）；

6.3.3 生產準備工作已就緒（包括運行人員的培訓、調度管轄范圍的劃分、設備命名、廠站規程和制

度等均已完備）；

6.3.4 與有關調度部門已簽訂并網調度協議，有關設備及廠站具備啟動條件；

6.3.5 調度通信、自動化設備準備就緒，通道暢通。計量點明確，計量系統準備就緒； 6.3.6 啟動試驗方案和相應調度方案已批準。

6.4 新設備啟動前，有關人員應熟悉廠站設備，熟悉啟動試驗方案和相應調度方案及相應運行規程規 定等。

6.5 新設備啟動調試后，經移交給有關調度及運行單位后方可投入運行。

6.6 新投產設備原則上不應降低已有電網穩定水平。網省調新投產設備啟動調試期間，影響國調管轄

系統運行的，其調試調度方案應報國調備案。

第七章 電網頻率調整及調度管理

7.1 互聯電網頻率的標準是50Hz，頻率偏差不得超過±0.2Hz。在AGC投運情況下，互聯電網頻率按50 ±0.1Hz控制。

7.2 根據電網實際運行情況的需要，國調值班調度員可改變直調電廠或有關網省調的區域控制模式；

直調電廠或有關網省調因所轄電網運行需要變更區域控制模式須經國調許可。

7.3 有關網省調值班調度員負責監視并控制本網區域控制偏差（ACE）在規定范圍內，同時監控網間聯

絡線潮流不超穩定限額。聯絡線計劃送受電曲線由國調下達；國調值班調度員可根據電網需要修改聯

絡線計劃送受電曲線。

7.4 國調直調發電廠在出力調整時，應同時監視電網頻率，當頻率偏差已超過±0.15Hz時，應及時匯 報上級調度。值班調度員可根據電網需要修改管轄發電廠的計劃出力曲線。

7.5 國調管轄系統內為保證頻率質量而裝設的各種自動裝置，如自動發電控制（AGC）、低頻自起動、高頻切機等均應由國調統一制定整定方案；其整定值的變更、裝置的投入或停用，均應得到國調值班

調度員的許可后方可進行；當電網頻率偏差到自動裝置的整定值而裝置未動作時，運行值班員應立即

進行相應操作，并匯報值班調度員。

7.6 有關網省調在平衡日發用電時，應安排不低于網內運行最大機組出力的旋轉備用容量。7.7 為防止電網頻率崩潰，各電網內必須裝設適當數量的低頻減載自動裝置，并按規程規定運行。

第八章 電網電壓調整和無功管理

8.1 電網的無功補償實行分層分區就地平衡的原則。電網各級電壓的調整、控制和管理，由國調、各

網（省）調和各地區調度按調度管轄范圍分級負責。8.2 國調管轄范圍內500kV電網的電壓管理的內容包括： 8.2.1 確定電壓考核點，電壓監視點； 8.2.2 編制每季度電壓曲線；

8.2.3 指揮管轄系統無功補償裝置運行； 8.2.4 確定和調整變壓器分接頭位置； 8.2.5 統計考核電壓合格率。

8.3 國調負責國調管轄系統的無功平衡分析工作以及在相關各網（省）電網的無功分區平衡的基礎上

組織進行全國互聯電網無功平衡分析工作，并制定改進措施。

8.4 國調管轄系統各廠、站的運行人員，負責監視各級母線運行電壓，控制母線運行電壓在電壓曲線 限值內。

8.5 國調、各網（省）調值班調度員，應按照調度管轄范圍監控有關電壓考核點和電壓監視點的運行

電壓，當發現超出合格范圍時，首先會同下一級調度在本地區內進行調壓，經過調整電壓仍超出合格

范圍時，可申請上一級調度協助調整。主要辦法包括：

8.5.1 調整發電機、調相機無功出力、投切電容器、電抗器、交流濾波器達到無功就地平衡； 8.5.2 在無功就地平衡前提下，當主變壓器二次側母線電壓仍偏高或偏低，而主變為有載調壓分接頭

時，可以帶負荷調整主變分接頭運行位置；

8.5.3 調整電網接線方式，改變潮流分布，包括轉移部分負荷等。

8.6 國調負責國調管轄系統和匯總各網（省）一次網損情況，并定期進行全網性分析，提出改進意見。

第九章 電網穩定的管理 9.1 電網穩定分析，按照調度管轄范圍分級負責進行。網（省）調按分析結果，編制本網（省）穩定 規定，對影響國調管轄系統運行的報國調批準。

9.2 電網穩定分析，按照“統一計算程序、統一計算標準、統一計算參數、統一計算模型”的原則，國

調、網（省）調各自負責所轄電網安全穩定計算分析和制定穩定措施，并承擔相應的安全責任。

9.3 國調管轄系統運行穩定限額由國調組織計算。由各級調度下達相應調度管轄范圍內設備穩定限額。

9.4 國調、相關網（省）調和生產運行單位應及時組織落實保證電網穩定的具體措施。9.5 有關網（省）調和生產運行單位因主網架結構變化或大電源接入，影響國調管轄系統安全運行的，需采取或改變安全自動控制措施時，應提前6個月向國調報送有關資料。

第十章 調度操作規定

10.1 電網的倒閘操作，應按調度管轄范圍進行。國調調度管轄設備，其操作須由國調值班調度員下達 指令方可執行，國調許可設備的操作應經國調值班調度員許可后方可執行。國調調度管轄設備方式變 更，對下級調度管轄的電網有影響時，國調值班調度員應在操作前通知有關網省調值班調度員。

10.2 調度操作應填寫操作指令票，下列操作調度員可不用填寫操作指令票，但應做好記錄。10.2.1 合上或拉開單一的開關或刀閘（含接地刀閘）； 10.2.2 投入或退出一套保護、自動裝置； 10.2.3 投退AGC功能或變更區域控制模式； 10.2.4 更改電網穩定措施； 10.2.5 發電機組啟停；

10.2.6 計劃曲線更改及功率調整； 10.2.7 事故處理。10.3 操作指令票制度

10.3.1 填寫操作指令票應以檢修票、安全穩定控制定值通知單和繼電保護定值通知單和日計劃等為依 據。

10.3.2 填寫操作指令票前，值班調度員應仔細核對有關設備狀態（包括開關、刀閘、保護、安全自動

裝置、安全措施等）。

10.3.3 填寫操作指令票時應做到任務明確、字體工整、無涂改，正確使用設備雙重命名和調度術語。

擬票人、審核人、預令通知人、下令人、監護人必須簽字。

10.3.4 計劃操作指令票必須經過擬票、審票、下達預令、下令執行四個環節，其中擬票、審票不能由 同一人完成。操作票必需經審核后方可下達給受令單位，受令單位如無疑問應盡快準備好廠站操作票，待接到正式下令時間后方可執行。

10.3.5 臨時操作指令可不經下達預令直接執行，值班調度員必須認真擬票、審票和監護執行。10.4 操作前應考慮以下問題：

10.4.1 結線方式改變后電網的穩定性和合理性，有功、無功功率平衡及必要的備用容量，防止事故的 對策；

10.4.2 操作時所引起的輸送功率、電壓、頻率的變化。潮流超過穩定極限、設備過負荷、電壓超過正

常范圍等情況；

10.4.3 繼電保護、安全自動裝置配置是否合理，變壓器中性點接地方式、無功補償裝置投入情況，防

止引起操作過電壓；

10.4.4 操作后對通信、遠動、計量裝置等設備的影響。10.5 計劃操作應盡量避免在下列時間進行: 10.5.1 交接班時；

10.5.2 雷雨、大風等惡劣天氣時； 10.5.3 電網發生異常及事故時； 10.5.4 電網高峰負荷時段。10.6 并列條件： 10.6.1 相序相同；

10.6.2 頻率偏差在0.1Hz以內；

10.6.3 機組與電網并列，并列點兩側電壓偏差在1%以內；電網與電網并列，并列點兩側電壓偏差在5% 以內。

10.7 并列操作必須使用同期并列裝置。解列前調整電網頻率和有關母線電壓，盡可能將解列點的有功

功率調至零，無功功率調至最小。

10.8 解、合環操作：必須保證操作后潮流不超繼電保護、電網穩定和設備容量等方面的限額，電壓在

正常范圍。合環操作必須經同期裝置檢測。10.9 500kV線路停送電操作規定：

10.9.1 互聯電網500kV聯絡線停送電操作，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；如兩側均為變電站或發電廠，一般在短路容量大的一側停送電，短路容量小的一側解

合環；有特殊規定的除外； 10.9.2 應考慮電壓和潮流轉移，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，應防止發電機自勵磁及線路末端電壓超過允許值； 10.9.3 任何情況下嚴禁“約時”停電和送電；

10.9.4 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。10.10 開關操作規定

10.10.1 開關合閘前，廠站必須檢查繼電保護已按規定投入。開關合閘后，廠站必須檢查確認三相均 已接通；

10.10.2 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作時，必須進行三相同時操作，不

得進行分相操作；

10.10.3 交流母線為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；停電時應先拉開

中間開關，后拉開母線側開關。10.11 刀閘操作規定：

10.11.1 未經試驗不允許使用刀閘向500 kV母線充電；

10.11.2 不允許使用刀閘切、合空載線路、并聯電抗器和空載變壓器；

10.11.3 用刀閘進行經試驗許可的拉開母線環流或T接短線操作時，須遠方操作； 10.11.4 其它刀閘操作按廠站規程執行。10.12 變壓器操作規定：

10.12.1 變壓器停送電，一般在500kV側停電或充電，必要時可以在220kV側停電或充電。10.12.2 變壓器并列運行的條件： 10.12.2.1 結線組別相同； 10.12.2.2 電壓比相同； 10.12.2.3 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，在任一臺都不會發生過負荷的情況下，可以并列 運行。

10.13 零起升壓操作規定：

10.13.1 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，聯跳其它非零起升壓

回路開關的壓板退出，其余保護均可靠投入；

10.13.2 升壓線路保護完整，可靠投入。但聯跳其它非升壓回路開關壓板退出，線路重合閘停用；

10.13.3 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，該變壓器保護必須完整并可靠投入，中性點必須接 地；

10.13.4 雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應停用。母聯開關應改為冷備用，防止開關

誤合造成非同期并列。

10.14 500kV串聯補償裝置的投退原則上要求所在線路的相應線路刀閘在合上位置。正常停運帶串補裝

置的線路時，先停串補，后停線路；帶串補裝置線路恢復運行時，先投線路，后投串補；串補裝置檢

修后，如運行值班員提出需要對串補裝置充電，可以先將串補裝置投入，再對帶串補裝置的線路充電。

10.15 國調負責的直流輸電系統操作如下：

10.15.1 直流輸電系統從冷備用轉為熱備用狀態； 10.15.2 直流輸電系統從熱備用轉為冷備用狀態； 10.15.3 直流輸電系統轉為空載加壓試驗狀態； 10.15.4 執行國調直流輸電系統繼電保護定值單； 10.15.5 直流輸電系統啟動或停運；

10.15.6 直流輸送功率調整和控制方式變更。

10.16 直流輸電系統啟動操作為從直流輸電系統熱備用狀態操作至輸送功率達到整定值；停運操作為

從直流輸電系統由穩定運行操作至直流輸電系統熱備用狀態。直流輸電系統運行時間從換流閥解鎖至

換流閥閉鎖的時間。

10.17 在進行直流輸電系統啟停操作前，兩側換流站應相互通報。操作完成后，換流站及時將操作完

成時間、換流閥解（閉）鎖時間等匯報國調調度值班員。10.18 直流輸電系統單極運行時，進行由一極單極大地回線方式運行轉為另一極單極大地回線方式運

行的操作，應在不中斷輸送功率的原則下進行。10.19 空載加壓（TLP）試驗

10.19.1 空載加壓試驗可采用以下方式： 10.19.1.1 降壓空載加壓試驗； 10.19.1.2 額定電壓空載加壓試驗。

10.19.2 空載加壓試驗一般在接線方式為GR方式下進行。

10.20 直流輸電系統主控站轉移操作或單極大地回線與單極金屬回線方式轉換操作時，由國調值班調

度員下令給兩側換流站，主控站運行值班員應聯系對端換流站運行值班員，兩換流站相互配合進行。

10.21 在遇有霧、細雨等惡劣天氣致使直流輸電系統設備放電嚴重時，國調值班調度員可下令將直流

輸電系統改為降壓方式運行。如相應極系統輸送功率高于降壓運行額定功率，須調整功率后再進行降 壓操作。

第十一章 事故處理規定

11.1 國調值班調度員是國調管轄系統事故處理的指揮者；網（省）調按調度管轄范圍劃分事故處理權

限和責任，在事故發生和處理過程中應及時互通情況。事故處理時，各級值班人員應做到： 11.1.1 迅速限制事故發展，消除事故根源，解除對人身、設備和電網安全的威脅； 11.1.2 用一切可能的方法保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的正常供電； 11.1.3 電網解列后要盡快恢復并列運行； 11.1.4 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電； 11.1.5 調整并恢復正常電網運行方式。

11.2 當有關電網發生影響國調管轄系統安全運行的事故時，網（省）調值班調度員應盡快將事故簡要

情況匯報國調值班調度員；事故處理完畢后，值班調度員應及時提出事故原始報告并向國調值班調度 員匯報詳細情況。

11.3 國調管轄系統發生事故時，有關網（省）調值班調度員和廠站運行值班員應立即向國調匯報事故 概況，在查明情況后，應盡快詳細匯報。匯報內容應包括事故發生的時間及現象、跳閘開關、繼電保

護動作情況及電壓、潮流的變化等。

11.4 當國調管轄系統發生事故，造成互聯電網解列時，有關網（省）調值班調度員和廠站運行值班員

應保持本系統的穩定運行，盡快將頻率調整至合格范圍內。國調負責指揮國調管轄系統聯絡線的并列

操作，有關網（省）調和廠站應按國調要求調整電網頻率和電壓，盡快恢復并網運行。11.5 網省調值班調度員在處理事故時，對國調管轄系統運行有重大影響的操作，均應得到國調值班調

度員的指令或許可后才能執行。

11.6 為防止事故擴大，廠站運行值班員應不待調度指令自行進行以下緊急操作： 11.6.1 對人身和設備安全有威脅的設備停電； 11.6.2 將故障停運已損壞的設備隔離；

11.6.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源； 11.6.4 廠站規程中規定可以不待調度指令自行處理者。

11.7 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，廠站運行值班員應迅速按廠站規程規定進行處理，并

向有關值班調度員匯報。

11.8 事故處理時，只允許與事故處理有關的領導和工作人員留在調度室內，其他無關人員應迅速離開

；非事故單位不應在事故處理當時向當值調度員詢問事故原因和過程，以免影響事故處理。11.9 事故處理完畢后，應將事故情況詳細記錄，并按規定報告。11.10 事故調查工作按《電業生產事故調查規程》進行。11.11 頻率、電壓異常處理

11.11.1 當國調管轄系統有關電網發生事故，電網頻率異常時，應利用本網內發電機的正常調節能力，平衡網內負荷。若需國調配合，可向國調提出調整建議；

11.11.2 當國調管轄系統任一廠站母線電壓低于限額時，國調應立即采取措施（包括投切無功補償裝

置、增加機組無功出力、調整聯絡線潮流等）使電壓恢復至限額以內；

11.11.3 當國調管轄系統任一廠站母線電壓高于限額時，國調應立即采取措施（包括投切無功補償裝

置、機組進相、停運輕載線路等）使電壓恢復至限額以內，11.12 線路事故處理

11.12.1 線路跳閘后，為加速事故處理，國調值班調度員可進行強送電，在強送前應考慮： 11.12.1.1 應正確選擇強送端，使電網穩定不致遭到破壞。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電網穩定的措施，有關網省調應積極 配合；

11.12.1.2 廠站運行值班員必須對故障跳閘線路的有關設備進行外部檢查，并將檢查結果匯報國調。

若事故時伴隨有明顯的事故象征，如火花、爆炸聲、電網振蕩等,待查明原因后再考慮能否強送；

11.12.1.3 強送的開關必須完好，且具有完備的繼電保護；

11.12.1.4 應對強送前強送端電壓控制和強送后首端、末端及沿線電壓作好估算，避免引起過電壓。

11.12.2 線路故障跳閘后，一般允許強送一次。如強送不成功，需再次強送，必須經總工或主管生產 的中心領導同意。

11.12.3 線路故障跳閘，開關切除故障次數已到規定的次數，由廠站運行值班員根據廠站規定，向有

關調度提出要求。

11.12.4 當線路保護和高抗保護同時動作跳閘時，應按線路和高抗同時故障來考慮事故處理。在未查

明高抗保護動作原因和消除故障之前不得進行強送，在線路允許不帶電抗器運行時，如電網需對故障

線路送電，在強送前應將高抗退出后才能對線路強送。

11.12.5 有帶電作業的線路故障跳閘后，強送電的規定如下：

11.12.5.1 帶電作業未要求線路故障跳閘后不得強送者，可以按上述有關規定進行強送； 11.12.5.2 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，在未查明原因之前不得強送。

11.12.6 在線路故障跳閘后，值班調度員下達巡線指令時，應說明是否為帶電巡線。

11.13 互聯電網聯絡線輸送功率超過穩定限額或過負荷時，有關網省調可不待國調調度指令迅速采取

措施使其降至限額之內。處理方法一般包括：

11.13.1 受端電網發電廠增加出力，包括快速啟動水電廠備用機組，調相的水輪機快速改發電運行，并提高電壓；

11.13.2 受端電網限電；

11.13.3 送端電網的發電廠降低出力，并提高電壓； 11.13.4 改變電網結線，使潮流強迫分配。11.14 發電機事故處理

11.14.1 發電機跳閘或異常情況均按發電廠規程進行處理；

11.14.2 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，以便

使發電機重新拖入同步。若無法恢復同步，應將發電機解列。11.15 變壓器及高壓電抗器事故處理

11.15.1 變壓器開關跳閘時，根據變壓器保護動作情況作如下處理：

11.15.1.1 變壓器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，不得進行強送電；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，確認變壓器內部無故障者，可以試送一次，有條件時 應進行零起升壓；

11.15.1.2 變壓器后備過流保護動作跳閘，在找到故障并有效隔離后，可試送一次； 11.15.2 高抗保護動作停運時，根據其保護動作情況作如下處理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，不能進行強送電；在檢查高抗外部無明顯故

障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，確認高抗內部無故障者，可以試送一次。有條件時可進行 零起升壓；

11.15.2.2 高抗后備保護動作，在找到故障并有效隔離后，可試送一次； 11.16 母線事故處理

11.16.1 當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班員應立即報告值班調度員，并同時將故障母線上的

開關全部斷開。

11.16.2 當母線故障停電后，運行值班員應立即對停電的母線進行外部檢查，并把檢查情況匯報值班

調度員，調度員應按下述原則進行處理：

11.16.2.1 找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對停電母線恢復送電； 11.16.2.2 找到故障點但不能很快隔離的，將該母線轉為檢修；

11.16.2.3 經過檢查不能找到故障點時，可對停電母線試送電一次。對停電母線進行試送，應盡可能

用外來電源；試送開關必須完好，并有完備的繼電保護。有條件者可對故障母線進行零起升壓。

11.17 開關故障處理

11.17.1 開關操作時，發生非全相運行，廠站運行值班員立即拉開該開關。開關在運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合不成功應盡快采取措施并將該開關拉開；當開關運行中兩相斷開時，應立即

將該開關拉開；

11.17.2 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

下令拉開此開關；

11.17.3 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，并按廠站規程進行

處理。仍無法消除故障，則可用刀閘遠方操作解本站組成的母線環流（刀閘拉母線環流要經過試驗并

有明確規定），解環前確認環內所有開關在合閘位置。11.18 串聯補償裝置故障處理

11.18.1 因線路等其它原因導致帶串補裝置的線路停運時，如需對線路強送，需將串補裝置退出，再 進行強送。

11.18.2 因串補裝置故障停運，未經檢查處理，不得投運。11.19 電網振蕩事故處理 11.19.1 電網振蕩時的現象： 發電機、變壓器及聯絡線的電流表、功率表周期性地劇烈擺動，振蕩中心的電壓表波動最大，并同期

性的降到接近于零；失步的兩個電網間聯絡線的輸送功率則往復擺動；兩個電網的頻率明顯不同，振

蕩中心附近的照明燈隨電壓波動而一明一暗，發電機（調相機）發出有節奏的嗡－嗡聲。11.19.2 電網穩定破壞時的處理辦法：

11.19.2.1 電網穩定破壞后，應迅速采取措施，盡快將失去同步的部分解列運行，防止擴大事故；

11.19.2.2 為使失去同步的電網能迅速恢復正常運行，并減少運行操作，在滿足下列各種條件的前提

下可以不解列，允許局部電網短時間的非同步運行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通過發電機，調相機等的振蕩電流在允許范圍內，不致損壞電網重要設備； 11.19.2.2.2 電網樞紐變電站或重要用戶變電站的母線電壓波動最低值在額定值的75％以上，不致甩 掉大量負荷；

11.19.2.2.3 電網只在兩個部分之間失去同步，通過預定調節措施，能使之迅速恢復同步運行者，若

調節無效則應予解列。

11.19.2.3 電網發生穩定破壞，又無法確定合適的解列點時，也只能采取適當措施使之再同步，防止

電網瓦解并盡量減少負荷損失。其主要處理辦法是：

11.19.2.3.1 頻率升高的發電廠，應立即自行降低出力，使頻率下降，直至振蕩消失或頻率降到

49.5Hz為止；

11.19.2.3.2 頻率降低的發電廠應立即采取果斷措施使頻率升高，直至49.5Hz以上。有關調度可下令

在頻率降低的地區進行拉閘限電；

11.19.2.3.3 各發電廠或有調相機的變電站應提高無功出力，盡可能使電壓提高至允許最大值。

11.19.3 在電網振蕩時，除廠站事故處理規程規定者以外，廠站運行值班員不得解列發電機組。在頻

率或電壓下降到威脅到廠用電的安全時可按照發電廠規程將機組（部分或全部）解列。11.19.4 若由于發電機失磁而引起電網振蕩時，廠站運行值班員應立即將失磁的機組解列。11.20 通信中斷的事故處理

11.20.1 國調與有關網省調或調度管轄的廠站之間的通信聯系中斷時，各方應積極采取措施，盡快恢

復通信聯系，如不能盡快恢復，國調可通過有關網省調的通信聯系轉達調度業務。11.20.2 當廠站與調度通信中斷時：

11.20.2.1 有調頻任務的發電廠，仍負責調頻工作。其他各發電廠均應按調度規程中有關規定協助調

頻。各發電廠或有調相機的變電站還應按規定的電壓曲線進行調整電壓； 11.20.2.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變；

11.20.2.3 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。

11.20.3 當國調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國調值班調度

員同意執行操作前，失去通信聯系，則該操作指令不得執行；若已經國調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。國調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報告

前，與受令單位失去通信聯系，則仍認為該操作指令正在執行中。

11.20.4 凡涉及國調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

與國調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。11.20.5 通訊中斷情況下，出現電網故障時: 11.20.5.1 廠站母線故障全停或母線失壓時，應盡快將故障點隔離；

11.20.5.2 當電網頻率異常時，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；

11.20.5.3 當電網電壓異常時，各廠站應及時調整電壓，視電壓情況投切無功補償設備。11.20.6 與國調失去通信聯系的有關網省調或調度管轄的廠站，在通信恢復后，應立即向國調值班調

度員補報在通信中斷期間一切應匯報事項。11.21 直流輸電系統事故處理

11.21.1 直流線路故障，再啟動失敗致使直流系統某極停運，根據情況允許對該極線路進行一次降壓

空載加壓試驗。若試驗成功，可再進行一次額定電壓空載加壓試驗。試驗成功后，可以恢復相應極系 統運行。

11.21.2 因換流閥、極母線、平波電抗器等直流500KV設備故障引起直流輸電系統某極停運，未經檢查

處理不得恢復該極運行。在重新啟動前，如條件許可，可在發生故障的換流站進行空載加壓試驗。

11.21.3 運行的交流濾波器因故障需退出運行時，換流站在確認備用交流濾波器具備運行條件后，經

國調值班調度員許可，可以進行手動投切交流濾波器（先投后切），交流濾波器的投切順序按站內有 關規程執行。

11.21.4 換流閥和閥冷卻水系統在運行中發生異常時，按站內有關規程處理。當發生換流閥冷卻水超 溫、換流變油溫高等影響直流輸電系統送電能力的設備報警時，換流站運行值班員可向上級調度匯報

并提出降低直流輸送功率等措施，國調值班調度員根據電網情況處理。11.21.5 換流變壓器故障或異常處理按站內有關規程執行。11.21.6 無功減載保護動作的故障處理

11.21.6.1 在升功率操作過程中出現無功減載保護報警信號，在自動或手動投入備用交流濾波器后可 繼續進行升功率操作；如投入不成功時，由主控站值班員操作降低直流輸送功率至報警信號消失，并

向國調值班調度員匯報。

11.21.6.2 運行的交流濾波器跳閘出現無功減載保護報警信號時，換流站運行值班員應手動投入相應 的備用交流濾波器；如投入不成功時，由主控站運行值班員操作降低直流輸送功率至報警信號消失，并向國調值班調度員匯報。

11.21.6.3 運行的交流濾波器跳閘出現無功減載保護動作使直流系統輸送功率降低時，在有備用交流

濾波器的情況下，由國調值班調度員下令恢復原輸送功率。在升功率過程中如再出現無功減載保護報

警信號時，按11.21.6.1的規定處理。

第十二章 繼電保護及安全自動裝置的調度管理 12.1 繼電保護整定計算和運行操作按調度管轄范圍進行。

12.2 國調組織或參加新建工程、技改工程以及系統規劃的繼電保護專業的審查工作（含可研、初設、繼電保護配置選型等）。

12.3 國調組織或參加重大事故的調查、分析工作，并負責監督反事故措施的執行。

12.4 國調負責修編調度管轄范圍“繼電保護整定方案及運行說明”，并配合新建或技改工程予以補充、修改。

12.5 國調負責調度管轄繼電保護裝置動作情況的分析、評價和運行總結，動作統計由相關網、省調統一統計，并報國調。

12.6 繼電保護的定值管理

12.6.1 國調負責確定調度管轄范圍內變壓器中性點的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，國調與相關網、省調間以書面形式相互提供整定分界點的保護配置、設備參數、系統阻抗、保護定值以及整定配合要求等，以滿足整定計算的需要。

12.6.3 國調與相關網、省調整定分界點的繼電保護定值配合，經與相關調度協商后，由國調確定。

12.6.4 國調繼電保護定值單下達至直調廠、站。國調與相關網、省調互送整定分界點的定值單，用作 備案。

12.6.5 國調繼電保護定值單須經國調值班調度員與廠站運行值班員核對無誤后方可執行，并嚴格遵守

定值單回執制度。

12.7 繼電保護裝置的運行管理

12.7.1 繼電保護裝置應按規定投運。一次設備不允許無主保護運行，特殊情況下停用主保護，應按規 定處理。

12.7.2 國調調度管轄的繼電保護裝置的投退以及定值單的執行由國調下令。12.7.3 國調調度管轄的繼電保護裝置的正常運行操作，由國調值班調度員按照國調中心“繼電保護整

定方案及運行說明”的規定下達調度指令，運行值班員按照廠站繼電保護運行規定執行具體操作。

12.8 繼電保護裝置的維護與檢驗 12.8.1 繼電保護裝置的維護與檢驗，由繼電保護裝置所在單位負責。繼電保護裝置維護單位（簡稱維

護單位，下同）應按照檢修計劃和有關檢驗規程的規定，對繼電保護裝置進行維護檢驗。12.8.2 國調負責制訂繼電保護裝置的反事故措施，維護單位負責具體實施。

12.8.3 運行中的繼電保護裝置出現異常（或缺陷）時，廠站運行值班員應立即向國調值班調度員匯報，按有關運行規定處理，并通知維護單位進行異常（或缺陷）處理工作。

12.8.4 當繼電保護裝置動作時（電網發生故障或電網無故障而保護裝置本身發生不正確動作），廠站

運行值班員記錄保護動作情況，立即向國調值班調度員匯報，并通知維護單位。維護單位應及時收集

保護動作信息（故障錄波、微機保護打印報告等），并對繼電保護裝置進行檢查、分析，查明保護動

作原因。必要時，由國調中心組織進行調查、分析和檢驗工作。

12.9 調度員應掌握繼電保護的配置和“繼電保護整定方案和運行說明”有關的規定，新設備投運時，繼

電保護人員應向調度員進行技術交底。

12.10 運行值班員應熟悉“繼電保護整定方案和運行說明”有關的規定和繼電保護裝置的回路接線，掌

握廠站繼電保護運行規定。

12.11 國調管轄系統安全自動裝置由該設備所屬電力公司負責廠站運行維護管理，國調負責定值下達

和指揮裝置投退，有關網（省）調和生產運行單位各自執行具體操作。未經國調許可，不得更改裝置

定值和裝置的運行狀態。凡影響安全自動裝置正常運行的工作，應及時報國調；裝置缺陷應在停運后 及時處理。

12.12 國調管轄范圍內安全自動裝置定值單由國調下達至相應網（省）調及廠站。廠站接到定值單后，必須與國調調度員核對無誤后方可執行定值。需改變后備保護定值時，各自按預定整定方案執行并

提前3天通知國調。

12.13 安全自動裝置動作或異常時，廠站運行值班員應根據廠站規程及時報告國調和相關網省調值班 調度員。

12.14 國調調度管轄范圍內的安全自動裝置運行及動作統計情況由運行生產單位報國調，國調統一進 行統計評價。

第十三章 調度自動化設備的運行管理

13.1 電網調度自動化系統是保證電網安全、優質、經濟運行的重要技術手段，各級調度機構應建設先

進、實用的調度自動化系統，設置相應的調度自動化機構。13.2 本規程所指廠站調度自動化設備主要包括： 13.2.1 遠動裝置（遠動終端主機）；

13.2.2 廠站計算機監控（測）系統相關設備；

13.2.3 遠動專用變送器、功率總加器及其屏、柜，與遠動信息采集有關的交流采樣等測控單元，遠動

通道專用測試柜及通道防雷保護器； 13.2.4 電能量遠方終端；

13.2.5 電力調度數據網絡設備(路由器、通信接口裝置、交換機或集線器等)及其連接電纜； 13.2.6 遠動和電能量遠傳使用的調制解調器，串行通訊板、卡；

13.2.7 遠動裝置、電能量遠方終端、路由器到通信設備配線架端子間的專用連接電纜； 13.2.8 遙控、遙調執行繼電器屏、柜；

13.2.9 遠動終端輸入和輸出回路的專用電纜；

13.2.10 遠動終端、電能量遠方終端、路由器專用的電源設備及其連接電纜（包括UPS、直流電源等配

電柜），電能表計出口與電能量遠方終端連接電纜； 13.2.11 遠動轉接屏、電能量遠方終端屏等； 13.2.12 與保護設備、站內SCADA監控系統、數據通信系統、電廠監控或DCS系統等接口。13.3 國調調度管轄廠站調度自動化設備屬國調管轄設備，其運行管理由國調負責，并按照國調中心制

定的《國調調度管轄廠站調度自動化設備運行管理規定》執行；國調調度管轄聯絡線兩側廠站調度自

動化設備屬國調許可設備，其運行管理分別由所轄網、省調負責，并按照所轄網、省調制定的相應規 定執行。

13.4 國調調度管轄廠站及國調管轄聯絡線兩側廠站的電力調度數據網絡設備技術參數的制定、設置由

國調負責，其他人不得擅自更改；由于情況變化而需改變時，須提前報國調，經批準后方可進行并做

好記錄。各類應用系統接入網絡，需做好接入方案，并報國調批準后實施。

13.5 國調調度管轄廠站及聯絡線兩側計量關口電能表計的運行管理由發輸電運營部負責，關口電能表

計和電能量遠方終端的計量監督由發輸電運營部指定的計量部門負責，關口電能表計的日常巡視和電

能量遠方終端及其附屬設備的運行維護由各廠站相關部門負責，13.6 國調調度許可設備范圍內廠站調度自動化設備的運行管理分別由其所轄網、省調負責。13.7 調度自動化設備運行維護的責任單位應保證設備的正常運行及信息的完整性和正確性，發現故障

或接到設備故障通知后，應立即進行處理，必要時派人到廠站處理，并將故障處理情況及時上報國調 和相關網、省調的自動化值班人員。上一級調度機構可根據有關規程、規定對責任單位進行考核。

13.8 廠站調度自動化設備的計劃和臨時停運管理

13.8.1 國調調度管轄廠站調度自動化設備的計劃停運，應提前2天報國調自動化運行管理部門并經調

度機構主管領導批準且通知相關網、省調自動化運行管理部門后方可實施；國調調度管轄聯絡線兩端

廠站和國調調度許可設備范圍內廠站調度自動化設備的計劃停運，應提前2天報其上級自動化運行管理 部門，由該部門同時報本單位主管領導和國調自動化運行管理部門批準且通知相關網、省調自動化運

行管理部門后方可實施。

13.8.2 國調調度管轄廠站調度自動化設備的臨時停運應及時報國調自動化值班員，經值班調度員許可

后，由自動化值班員通知相關網、省調自動化值班員；國調調度管轄聯絡線兩端廠站和調度許可設備

范圍內廠站調度自動化設備的臨時停運應及時報其上級主管調度自動化運行值班員，經其值班調度員

同意并報國調自動化值班員許可后，由該自動化值班員通知相關網、省調自動化運行值班員和廠站值

班員后方可實施。

13.8.3 進行廠站例行遙信傳動試驗工作前、后，其上級主管調度自動化值班員應及時通知相關調度自 動化值班員。

13.9 值班調度員或運行值班員發現調度自動化系統信息有誤或其它不正常情況時，應及時通知相關自

動化值班人員進行處理，并做好記錄。

13.10 當一次設備檢修時，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。運

行維護單位應把檢查相應的遠動輸入輸出回路的正確性及檢驗有關的變送器準確度列入檢修工作任務

。一次設備檢修完成后，應將相應的遙信信號投入運行，將與調度自動化設備相關的二次回路接線恢

復正常，同時應通知調度自動化設備的運行管理部門，并由該部門通知國調和相關調度。13.11 輸電線路檢修或通信設備檢修等，如影響國調調度自動化通道時，由其通信管理部門提出受影

響的通道名單，附在相應的停役申請單后，并以書面形式提前通知相關調度部門及自動化運行管理部

門，經同意后方可進行。通道恢復時，也應及時通知自動化運行管理部門，以便使自動化設備及時恢 復運行。

第十四章 電力通信運行管理 14.1 互聯電網通信系統（以下簡稱為聯網通信系統）是國調、網調和省調對聯網線路及其各變電站、換流站以及相關電廠實施調度、管理必要的技術支持系統。聯網通信系統是由國調、網調和省調電網

調度機構至各調度管轄電廠、變電站、換流站以及互聯電網聯絡線的主備用通信電路組成。主備用通

信電路的范圍應以各互聯電網工程初步設計中確定的通信方案為準。其承載的主要電網調度業務有：

調度電話、繼電保護、調度自動化數據信號等信息。

14.2 聯網通信電路的組織及運行管理由國調中心、電通中心以及各相關網、省通信管理部門負責。

14.3 本章節適用于與聯網通信系統有關的網省公司通信管理、維護部門，各相關網、省通信管理、維

護部門應遵照本規程制訂聯網通信系統的運行維護管理細則。14.4 國調中心職責：

14.4.1 負責監督聯網通信系統的安全、穩定、可靠運行； 14.4.2 負責協調聯網通信系統運行中出現的重大問題；

14.4.3 負責審批直接影響聯網通信電路、話路的停復役和變更方案； 14.4.4 負責審核聯網通信系統中設備計劃或臨時檢修方案； 14.4.5 負責制定聯網通信系統中國調管轄通信設備的編號方案。14.5 電通中心職責：

14.5.1 負責聯網通信系統運行情況的監測和調度指揮；

14.5.2 負責聯網通信系統運行中重大問題的處理和事故調查；

14.5.3 負責制定聯網通信系統中國調中心使用通信電路、設備的運行方式，并組織實施； 14.5.4 負責組織制訂聯網通信系統設備檢修計劃；

14.5.5 負責審批聯網通信系統中設備計劃或臨時檢修方案，并負責實施工作的協調； 14.5.6 負責組織制定系統反事故措施，并進行督促檢查；

14.5.7 負責聯網通信系統的運行統計、分析和評價工作，并以月報的形式報國調中心。

14.6 各相關網、省公司通信運行管理部門職責：

14.6.1 負責組織執行電通中心下達的調度指揮命令和電路運行方式；

14.6.2 負責制訂聯網調度生產使用的網、省通信電路、設備的運行方式，并組織實施； 14.6.3 負責所轄通信電路、設備的運行、維護管理工作；

14.6.4 負責監測所轄通信電路的運行情況，及時組織事故處理；

14.6.5 負責組織制定所轄聯網通信系統設備檢修計劃，并上報審批；

14.6.6 負責所轄通信系統的統計分析及考核工作，編制運行統計月報，并上報電通中心； 14.6.7 負責制定反事故措施，并組織落實；

14.6.8 負責組織或協助上級組織的事故調查，提出并實施整改措施；

14.6.9 負責組織編制通信系統的調試導則和運行管理細則，組織通信人員的技術培訓； 14.6.10 做好上級委派的其他工作。

14.7 聯網通信系統是全國電力通信網的組成部分，其運行管理必須實行統一調度、分級管理、下級服

從上級、局部服從整體的原則。嚴格執行有關規程和制度，確保通信電路的暢通。

14.8 各級通信管理部門應定期對所轄電路或設備進行檢測，發現問題及時解決。同時要建立匯報制度，定期逐級上報電路運行情況。

14.9 各級通信運行管理部門和人員必須嚴格執行《電力系統通信管理規程》、《電力系統微波通信運 行管理規程》、《電力系統光纖通信運行管理規程》、《電力系統載波通信運行管理規程》、《電力

系統通信站防雷運行管理規程》等有關規程、規定，確保聯網通信電路的暢通。

14.10 在聯網通信系統出現故障時，所轄電路的網省公司通信運行管理部門應立即組織人員進行檢修，并采取相應迂回或轉接措施，保障聯網通信系統的暢通。同時應通知電網調度部門。由此造成的通

信事故有關通信運行管理部門應在3日內將事故原因和處理結果以書面形式報送上級通信主管部門。

14.11 當聯網線路計劃或臨時檢修影響聯網通信系統運行時，國調中心批準的檢修，由國調中心通知

電通中心；網省電網調度部門批準的檢修，由網省電網調度部門通知各自的通信調度部門，在接到通

知后各級通信調度部門應做好相應通信業務的迂回、轉接和準備工作。14.12 聯網通信系統計劃檢修原則上應與一次系統的計劃檢修同步進行。當檢修對聯網調度生產業務

造成影響時，電通中心安排的檢修報國調中心批準，并通知相關網省調通信運行管理部門。各網省通

信運行管理部門安排的檢修報所屬網省電網調度部門批準。并提前10日以書面形式向電通中心提出申

請，同時提出擬采用的通信業務迂回和轉接方案。電通中心在征得國調中心意見后應在3日內以書面形 式給予批復，各網省通信運行管理部門接到批復方可決定是否開展下一步工作。檢修工作結束后，需

逐級辦理復役手續。

14.13 當聯網通信系統進行臨時檢修對聯網調度生產業務造成影響時，電通中心安排的檢修報國調中 心批準，并通知相關網省通信運行管理部門。各網省通信運行管理部門安排的檢修在征得所屬網省電

網調度部門同意后，提前3日以書面形式向電通中心提出申請，并提出擬采用的通信業務迂回和轉接方 案，電通中心在征求國調中心意見后應在1日內以書面形式給予批復，各網省調通信運行管理部門接到

批復方可決定是否開展下一步工作。檢修工作結束后，需逐級辦理復役手續。14.14 當聯網通信系統的檢修對聯網調度業務沒有造成影響時，電通中心安排的檢修報國調中心備案，各網省通信運行管理部門安排的檢修報所屬網省電網調度部門備案，同時向電通中心報批。14.15 由于任何原因造成聯網通信系統中斷時，所轄電路的網省通信運行管理部門應通知相關網省通

信運行管理部門，各相關網省通信運行管理部門應予以積極配合。

第十五章 水電站水庫的調度管理 15.1 總則

15.1.1 水庫調度的基本原則：按照設計確定的任務、參數、指標及有關運用原則，在確保樞紐工程安

全的前提下，充分發揮水庫的綜合利用效益。15.1.2 國調管轄水電廠（以下簡稱水電廠）必須根據并網要求與相關電網經營企業簽訂并網調度協議，并服從電網的統一調度。

15.1.3 在汛期承擔下游防洪任務的水電廠水庫，其汛期防洪限制水位以上的防洪庫容的運用，必須服

從有管轄權的防汛指揮機構的指揮和監督。

15.1.4 水電廠及其上級主管部門應加強對水庫調度工作的領導，建立專職機構，健全規章制度，配備

專業技術人員，注重人員培訓，不斷提高人員素質和技術、管理水平。

15.1.5 水電廠必須具備齊全的水庫設計資料，掌握水庫上、下游流域內的自然地理、水文氣象、社會

經濟及綜合利用等基本情況，為水庫調度工作提供可靠依據。

15.1.6 水庫的設計參數及指標是指導水庫運行調度的依據，不得任意改變。

15.1.7 水電廠及其上級主管部門應充分采用先進技術、裝備，加強科學研究，積極開展水情自動測報、水調自動化和優化調度等工作，不斷提高水庫調度水平。15.2 水庫運用參數和基本資料

15.2.1 水庫調度運用的主要參數及指標應包括：水庫正常蓄水位、設計洪水位、校核洪水位、汛期限

制水位、死水位及上述水位相應的水庫庫容，水電站裝機容量、發電量、保證出力及相應保證率，控

制泄量等。這些參數及指標是進行水庫調度的依據，應根據設計報告和有關協議文件，在調度運

用計劃、方案中予以闡明。

15.2.2 基本資料是水庫調度的基礎，必須充分重視。應注重資料的積累，必要時予以補充和修正。

15.2.3 水庫建成投入運用后，因水文條件、工程情況及綜合利用任務等發生變化，水庫不能按設計規

定運用時，水電廠上級主管部門應組織運行管理、設計等有關單位，對水庫運用參數及指標進行復核

。如主要參數及指標需變更，應按原設計報批程序進行審批后方可執行。15.3 水文氣象情報及預報

15.3.1 各水電廠要根據各自水庫流域情況及相關服務的氣象預報單位的預報考評結果，根據水庫調度

運行的需要簽訂氣象預報服務合同，確保水庫流域氣象信息的來源。

15.3.2 為做好水庫調度工作，各水電廠應加強水情自動測報系統的維護和管理。15.3.3 各水電廠應開展洪水預報工作，使用的預報方法應符合預報規范要求，并經上級主管部門審定。對已采用的預報方案，應根據實測資料的積累情況進行不斷修改、完善。作業預報時，應根據短期

氣象預報和水庫實時水情進行修正預報。在實際調度過程中，應及時收集氣象部門的預報成果，加以

分析引用，如有條件還應開展短期氣象預報。

15.3.4 使用預報結果時，應根據預報用途充分考慮預報誤差。15.4 洪水調度

15.4.1 水庫洪水調度的任務：根據設計確定的水利樞紐工程的設計洪水、校核洪水和下游防護對象的 防洪標準，按照設計的洪水調度原則或經過設計部門論證、防汛主管部門批準的洪水調度原則，在保

證樞紐工程安全的前提下，攔蓄洪水、削減洪峰和按照規定控制下泄流量，盡量減輕或避免上下游洪 水災害。

15.4.2 水庫洪水調度原則為：大壩安全第一；按照設計確定的目標、任務或上級有關文件規定進行洪

水調度；遇下游防洪形勢出現緊急情況時，在水情測報系統及樞紐工程安全可靠條件下，應充分發揮

水庫的調洪作用；遇超標準洪水，采取保證大壩安全非常措施時應盡量減少損失。15.4.3 水庫洪水調度職責分工：在汛期承擔下游防洪任務的水庫，汛期防洪限制水位以上的洪水調度

由有管轄權的防汛指揮部門調度；不承擔下游防洪任務的水庫，其汛期洪水調度由水電廠及其上級主

管單位負責指揮調度。已蓄水運用的在建水電工程，其洪水調度應以工程建設單位為主，會同設計、施工、水庫調度管理等單位組成的工程防汛協調領導小組負責指揮調度。15.4.4 各水電廠應根據設計的防洪標準和水庫洪水調度原則，結合樞紐工程實際情況，制定洪水

調度計劃，并按照相應程序報批后報國調備案。

15.4.5 水電廠應按批準的泄洪流量，確定閘門開啟數量和開度。按規定的程序操作閘門，并向有關單 位通報信息。

15.4.6 汛末蓄水時機既關系到水庫防洪安全，又影響到水庫蓄滿率，應根據設計規定和參照歷年水文

氣象規律及當年水情形勢確定。15.5 發電及經濟調度

15.5.1 水庫發電調度的主要任務：根據樞紐工程設計的開發目標、參數、指標，并結合灌溉、航運等

綜合利用要求，經濟合理地安排發電運行方式，充分發揮水庫的發電及其他綜合效益。15.5.2 發電調度的原則

15.5.2.1 保證樞紐工程安全，按規定滿足其他防護對象安全的要求。當樞紐工程安全與發電等興利要 求有矛盾時，應首先服從樞紐工程安全。

15.5.2.2 以發電為主的水電廠水庫，要兼顧各綜合利用部門對用水的需求。各綜合利用部門用水要求

有矛盾時，應堅持保證重點、兼顧其他、充分協商、顧全整體利益的原則。

15.5.2.3 必須遵守設計所規定的綜合利用任務，不得任意擴大或縮小供水任務、范圍。15.5.3 凡并入電網運行的水電廠，在保證各時期控制水位的前提下，應充分發揮其在電網運行中的調

峰、調頻和事故備用等作用。

15.5.4 水電廠年發電計劃一般采用70%~75%的保證頻率來水編制，同時選用其他典型頻率來水計算發

電量，供電力電量平衡時參考。時段（日、月、季等）發電計劃應在前期發電計劃基礎上，參照相應

時段水文氣象預報及電網情況編制。遇特殊情況，應及時對計劃進行修改。所編發電計劃應及時報送

國調及其他有關部門。

15.5.5 有調節能力的水庫，應根據設計確定的開發目標、參數及指標，繪制水庫調度圖。在實際運用

中，應采用設計水庫調度圖與水文預報相結合的方法進行調度。

15.5.5.1 根據庫水位在水庫調度圖上的位置確定水庫運用方式或發電方式，不得任意超計劃及超規定 發電或用水。

15.5.5.2 有調節能力的水庫，應充分利用水文氣象預報，逐步修正和優化水庫運行調度計劃。調節能

力差的水庫，應充分利用短期水文氣象預報，在允許范圍內采取提前預瀉和攔蓄洪尾的措施。對于日

調節或無調節能力的水庫，應更重視短期水文氣象預報，制訂日運行計劃，盡量維持水庫水位在較高 位置運行。

15.5.5.3 多年調節水庫在蓄水正常情況下，年供水期末庫水位應控制不低于年消落水位。只有遭遇大

于設計保證率的枯水年時，才允許動用多年調節庫容；在遭遇大于設計保證率的枯水段時，才允許降 至死水位。

15.5.5.4 水電站水庫調度運行中，除特殊情況外，最低運行水位不得低于死水位。15.5.6 應積極采取措施為節水增發電量創造條件，如加強水庫及樞紐工程管理，合理安排水庫運用方

式，及時排漂清污，開展尾水清渣工作；合理安排機組檢修，優化機組的開機方式和負荷分配，盡量

減少機組空載損耗等。

15.5.7 電網應根據水電廠的特性，結合水文情況及負荷預計成果，合理安排運行方式。當水庫棄水或

將要棄水時，提高水電發電負荷率，多發水電，節約燃料資源。15.5.8 梯級水庫群的調度運行，要以梯級綜合利用效益最佳為準則，根據各水庫所處位置和特性，制 定梯級水庫群的調度規則和調度圖。實施中應正確掌握各水庫蓄放水次序，協調各水庫的運行。

15.6 水庫調度管理

15.6.1 水電廠應編制水庫調度規程，并不斷修改完善。

15.6.2 水電廠應在五月底前將已批準的洪水調度計劃報國調備案。制訂的、供水期和月度水庫運

用計劃應分別在上年十一月底前、蓄水期末和上月二十日前報國調。15.6.3 加強水情自動測報系統和水調自動化系統的管理，制訂相應的運行管理細則，保證系統長期可 靠運行。

15.6.4 按照有關規定做好水庫調度值班工作和水庫調度運用技術檔案管理工作。

15.6.5 為了及時了解和掌握水電廠調度運行情況，需要將如下一些情況及時報送國調：

15.6.5.1 在溢洪期間，及時匯報溢洪道閘門啟閉、調整情況，棄水開啟閘門孔數、開度、泄流量和機

組發電狀況、發電流量等。

15.6.5.2 防汛值班期間，遭遇重大汛情，危及電力設施安全時。

15.6.5.3 對于洪水頻率小于等于5％和對電網及水電廠造成重大影響的洪水調度情況。15.6.6 水電廠在每月1日、11日和21日向國調上報水庫運行旬報。15.6.7 實行水庫調度月度匯報制度，按照國調頒發的《水庫調度匯報制度》中具體條款執行。15.6.8 各水電廠應在每年10月底前逐級向國調上報本防汛和大壩安全工作總結，并在每年1月底

以前報送上水庫調度工作總結。

15.6.9 新建水電廠在首臺機組并網前一個月，應向國調及其他有關調度部門提交水庫調度基本資料和

初期蓄水方案。

第十六章 電力市場運營調度管理

16.1 國調中心負責根據聯絡線送受電計劃編制下達月、日電力電量送受計劃。互聯電網內的網調

和獨立省調在各自的范圍內行使調度職能，按照國調下達的電力電量送受計劃控制聯絡線潮流和系統

頻率，應保證送受電力控制在規定的偏差范圍內且電網頻率控制在規定范圍內。

16.2 國調中心負責確定互聯電網的控制方案和考核辦法。互聯電網考核結算依據是國調正式下達的日

計劃曲線（包括修改后的日電力電量計劃曲線）。

16.3 跨大區互聯電網按TBC方式控制聯絡線潮流和系統頻率。區域控制誤差ACE為：ACE =ΔP ＋b*Δf。國調中心負責確定互聯電網的負荷頻率響應特性b值，并于每年2月底前根據上年的實際情況進行調 整。

16.4 聯絡線送受電量由國家電力公司電能量自動計費系統進行計算，并按國家電力公司有關規定結算。

16.5 月度聯絡線實際交換電力電量和考核結果，為互聯電網內的網調和獨立省調每月的電費結算依據。國調應于次月第5個工作日前將月度電力電量結算考核結果以電子表格的形式提供給雙方確認；如認

為有誤，應在收到此表格后的3個工作日內提出，逾期即認為無誤。最終電力電量結算考核單于每月10 個工作日前，由國調中心傳真給雙方。

16.6 國調中心負責組織實施跨大區互聯電網內網公司和獨立省公司間的計劃外臨時電量交易。

第十七章 電網運行情況匯報 17.1 電力生產、運行情況匯報規定 17.1.1 每日7時以前，各網調、獨立省調須將本網當日電力生產日報通過日報傳輸系統傳送至國調，如日報傳輸系統故障傳送不成功，應于8時前通過電話報國調。如當日數據未按時報送或報送數據有錯

誤，則本日數據完整率為零。

17.1.2 旬報的統計報送情況，正常應以次旬第一日的16時為準，如遇節假日，可順延至第一個工作日 的16時。

17.1.3 電力生產運行月度簡報的統計報送情況，正常應以每月第三日的12時為準，如遇節假日，可順

延第三個工作日的12時。

17.1.4 電力生產月度計劃的統計報送情況，正常應以每月最后一日的12時為準，如遇節假日，應提前

至每月最后一個工作日的12時。

17.1.5 每日8時以前，各網調、獨立省調須將電網運行異常情況（事故停電、拉閘限電；主要線路故

障或超穩定限額運行、重要機組和220kV及以上重要主變壓器故障；頻率異常、主網電壓超過設備運行

極限值；主要水電廠棄水情況等）、電網運行情況（330千伏及以上網架線路、220千伏跨省聯絡線啟

停情況等）和重大新設備投產（330kV及以上設備、300MW及以上機組）情況報國調值班調度員。

17.2 重大事件匯報規定

17.2.1 在電網發生重大事件時，有關網調、獨立省調應立即了解情況，并在事件發生后4小時內向國

調值班調度員匯報，跨省電網省網發生重大事件，省調要及時向網調匯報。17.2.2 重大事件分類：

17.2.2.1 電網事故：電網主網解列、電網振蕩、大面積停電事故，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。

17.2.2.2 廠站事故：電網內主要發電廠和220千伏及以上變電站單母線全停和全站停電、核電站事故、水電站垮壩事故、220kV及以上主要設備損壞。

17.2.2.3 人身傷亡：網內各單位在管轄范圍內發生的重大人身傷亡事故。

17.2.2.4 自然災害：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影響。17.2.2.5 調度紀律：調度系統違反《電力法》、《電網調度管理條例》等法律法規和規程規定的重大 事件。

17.2.2.6 經確認因調度局（所）人員責任打破安全記錄。17.2.3 重大事件匯報的主要內容（必要時應附圖說明）： 17.2.3.1 事件發生的時間、地點、背景情況；

17.2.3.2 事件經過、保護及安全自動裝置動作情況； 17.2.3.3 重要設備損壞情況、對重要用戶的影響； 17.2.3.4 電網恢復情況等。

17.2.4 在電網發生故障或受自然災害影響，恢復電網正常方式需較長時間時，有關網調、省調應指派

專人隨時向國調值班調度員匯報恢復情況。17.3 其它有關電網調度運行工作匯報規定

17.3.1 各網、省調在實行新調度規程時，及時將新調度規程報國調備案。17.3.2 發生電網事故的網、省調應在事故后5個工作日內由調度部門將事故情況書面報告傳真至國調

中心調度室，并在事故分析會后向國調報送事故分析報告。17.3.3 每年1月底前，各網省調向國調報送 17.3.3.1 調度科上一工作總結；

17.3.3.2 上一調度人員（含地調）誤操作情況（責任單位、發生時間、事件過程、后果、對有關

人員處理和防范措施等）；

17.3.3.3 報送調度科（處）人員名單及聯系電話。