第一篇：四川電力系統調度控制管理規程(2016年新版)

川電調控〔2016〕11號

國網四川省電力公司關于頒發《四川電力系統調度控制管理規程》的通知

公司系統各有關單位，各發電企業：

為更好地適應電網發展及公司“三集五大”體系建設需要，進一步規范和加強四川電力系統調度控制管理，四川電力調度控制中心組織對《四川電力系統調度控制管理規程》進行修編，現予頒發，請遵照執行。原《四川電力系統調度控制管理規程》（川電調控〔2012〕132號）同時廢止。各單位在執行過程中的問題和意見，請及時告知四川電力調度控制中心。

聯系人： 四川電力調度控制中心 袁貴川 聯系電話： ***

國網四川省電力公司 2016年1月 28 日

（此件發至收文單位本部及所屬基層單位）附件：四川電力系統調度控制管理規程

四川電力系統調度控制管理規程

國網四川省電力公司 發布

批準

石俊杰 復審

李鎮義

審核

李 旻 龐曉艷 李 焱 王 偉

初審

周 劍 李 建 李 響 陳 軍 鄒 琬 高 劍 路 軼 張 穎 張弛（女）梁漢泉 主要編寫人員

張宏圖

袁貴川

張弛（男）

胡與非

楊向飛 孫 毅

李 婕

溫麗麗

陳 穎

李 熠 柏小宏

王 亦

沈偉年

杜成銳

鐘甜甜 方 堃

朱小紅 吳 磊

張國芳 李春艷

陳 昶

向 博

宋永娟

劉海洋

郭 亮

何 銳

郭 琳

趙 靜

楊 琪

胡科華 王莉麗 郭 果 鐘 華

四川電力系統調度控制管理規程 總則

1.1 為加強四川電力系統調度控制管理，保障系統安全、優質、經濟運行，依照《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《國家電網調度控制管理規程》等法律、法規和相關規程、規定，制定本規程。

1.2 四川電力系統調度控制堅持“安全第一、預防為主、綜合治理”的安全生產方針。四川電力系統內各級電網企業及其調控機構、發電企業、電力用戶有責任共同維護電力系統的安全穩定運行。

1.3 四川電力系統實行統一調度，分級管理的原則。1.4 任何單位和個人均不得非法干預電力調度。

1.5 電力調度控制機構（以下簡稱調控機構）是電網運行的組織、指揮、指導和協調機構。電力系統內共有五級調控機構，依次為：國家電力調度控制中心（以下簡稱國調），國家電力調度控制分中心（以下簡稱分中心，在本規程中特指國家電網西南電力調控分中心），?。ㄗ灾螀^、直轄市）電力調度控制中心（以下簡稱省調），地市（區、州）電力調度控制中心（以下簡稱地調），縣（市、區）電力調度控制中心（以下簡稱縣調）。1.6 本規程是四川電力系統調度控制管理的基本規程，適用于四川電力系統內發電、供電（輸電、變電、配電）、用電及其它活動中與電力調度控制有關的行為。四川電力系統內各級調控機構和發電、供電、用電等單位應根據本規程制定本單位的調度控制規程或現場規程、規定，所頒發的有關規程、規定，均不得與本規程相抵觸。

1.7 四川電力系統內的各級調控機構以及發電、供電、用電單位的運行、管理人員均應遵守本規程。

非電力調度控制系統人員凡進行涉及四川電力調度控制的有關業務時，也必須遵守本規程。1.8 本規程由四川電力調度控制中心歸口并負責解釋。2 調控管轄范圍及職責

2.1 調度管轄范圍（以下簡稱調管范圍）是指調控機構行使調度指揮權的發、供、用電系統，包括直接調度范圍（以下簡稱直調范圍）和許可調度范圍（以下簡稱許可范圍）。

2.2 調控機構直接調度指揮的發、供、用電系統屬直調范圍，對應設備稱為直調設備。2.3 下級調控機構直調設備運行狀態變化對上級或同級調控機構直調發、供、用電系統運行有影響時，應納入上級調控機構許可范圍，對應設備稱為許可設備。

2.4 上級調控機構根據電網運行需要，可將直調范圍內發、供、用電系統授權下級調控機構調度。

2.5 調管及監控范圍劃分原則 2.5.1 省調直調范圍

2.5.1.1 四川電力系統內國調、分中心授權調度的500kV系統。2.5.1.2 四川電力系統內重要的220kV網架、地區電力系統間220kV聯絡線和220kV電廠并網線路。

2.5.1.3 四川電力系統內在全省消納的發電廠及其送出系統。2.5.1.4 國調、分中心授權調度的其它設備。

2.5.2 省調許可范圍：對省調直調系統運行有影響的發、供、用電系統。2.5.3 省調監控范圍：四川電力系統內500kV變電站設備。2.5.4 地調直調范圍

2.5.4.1 地區電力系統內省調授權調度的220kV系統。2.5.4.2 地區電力系統內110kV及以下系統。

2.5.4.3 地區電力系統內在本地區消納的發電廠及其送出系統。2.5.4.4 省調授權調度的其它設備。

2.5.5 地調許可范圍：由各地調自行規定。

2.5.6 地調監控范圍：本地區電力系統內220kV、110kV變電站設備。

2.5.7 地區電力系統之間110kV及以下聯絡線的調度關系由相關地調協商確定。2.5.8 縣調調管及監控范圍由地調自行規定。

2.5.9 原則上二次設備的調管范圍與一次設備的調管范圍一致，有明確規定的除外。

2.5.10 各發電廠、變電站的廠（站）用電系統由各廠（站）自行管轄，有明確規定的除外。2.6 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，充分發揮電力系統的發、供、用電設備能力，最大限度地滿足用戶的用電需要。

2.6.2 按照電力系統運行的客觀規律和有關規定保障電網連續、穩定、正常運行，保證供電可靠性，使電能質量指標符合國家規定的標準。

2.6.3 依據電力市場規則、有關合同或者協議，實施“公開、公平、公正”調度。2.7 調控機構的職責 2.7.1 省調的職責

2.7.1.1 接受國調及分中心的調度指揮。

2.7.1.2 落實國調及分中心專業管理要求，組織實施省級電力系統調度控制專業管理。2.7.1.3 負責控制區聯絡線關口控制，參與電網頻率調整。2.7.1.4 負責直調范圍內無功管理與電壓調整。

2.7.1.5 負責省級電力系統調度運行管理，指揮直調范圍內電力系統的運行、操作和故障處置。

2.7.1.6 負責設備監控管理，負責監控范圍內設備集中監視、信息處置和遠方操作。

2.7.1.7 根據國家電網主網設備年度停電計劃，制定調管設備年度、月度、日前停電計劃，受理并批

復調管設備的停電、檢修申請。

2.7.1.8 開展省級電力系統月度、日前電力電量平衡分析，按直調范圍制定月度、日前發供電計劃。

2.7.1.9 開展調管范圍內電網運行方式分析，根據國家電網年度運行方式制定省級電網運行方式。

2.7.1.10 負責省級電網穩定管理，制定直調電源及輸電斷面的穩定限額和安全穩定措施。2.7.1.11 參與省級電網發展規劃、工程設計審查，編制省級電網調控運行專業規劃。2.7.1.12 負責直調設備新建、擴建和改建工程的并網管理。2.7.1.13 組織簽訂直調系統并網調度協議。

2.7.1.14 負責組織開展直調范圍內電網繼電保護及安全自動裝置的整定計算、運行管理，協助開展省域內國調及分中心直調的電網繼電保護及安全自動裝置運行管理。

2.7.1.15 負責直調范圍內調度自動化系統的運行管理，負責省級電網調度自動化專業管理。2.7.1.16 負責協調與省級電網運行控制相關的通信業務。

2.7.1.17 組織開展調管范圍內的故障分析，參與電網事故調查。

2.7.1.18 負責直調范圍內調度控制系統值班人員持證上崗及考核工作。2.7.1.19 會同有關部門編制《四川電網有序用電預案》、《四川電網緊急拉閘限電序位表》，報政府批準后執行。

2.7.1.20 編制直調水電站水庫發電調度方案，參與協調水庫發電與防洪、航運、供水等方面的關系。

2.7.1.21 落實國調和分中心專業管理要求，組織實施省級電網水電及新能源調度專業管理。2.7.1.22 行使國調及分中心授予的其它職責。2.7.2 地調的職責

2.7.2.1 接受省調的調度管理，接受省調授權的與電力調度相關的工作。

2.7.2.2 負責所轄電力系統的安全、優質、經濟運行，負責調度控制管轄范圍內設備的運行、監控、操作及故障處置。

2.7.2.3 負責所轄電力系統調度控制、設備監控、調度計劃、繼電保護、調度自動化、水電及新能源、配網搶修指揮等專業管理和技術監督。

2.7.2.4 負責編制和執行所轄電力系統運行方式，執行省調下達的運行方式。2.7.2.5 負責編制并執行所轄電力系統調度計劃。

2.7.2.6 會同有關部門編制本地區電網有序用電預案和本地區電網緊急拉閘限電序位表，報政府批準后執行。

2.7.2.7 負責組織制定和執行所轄電力系統的繼電保護整定運行方案。

2.7.2.8 受理并批復新建或改建管轄設備投入運行申請，制定新設備啟動并網調度方案并組織實施。

2.7.2.9 負責所轄電力系統的安全穩定運行管理。

2.7.2.10 負責直調水電站水庫發電調度工作，制定水庫調度方案，參與主要水電站發電與防洪、航運、供水等方面的協調工作。

2.7.2.11 負責簽訂直調系統并網調度協議。

2.7.2.12 負責對本級監控范圍內電網運行設備的集中監控。2.7.2.13 負責直調范圍內無功管理與電壓調整。

2.7.2.14 參與電力系統事故調查，組織開展調管范圍內故障分析。2.7.2.15 負責所轄配網的配網搶修指揮。2.7.2.16 行使省調授予的其它職責。2.7.3 縣調的職責由管轄的地調規定。3 調度管理制度 3.1 一般原則

3.1.1 各級調控機構在電力調度業務活動中是上、下級關系，下級調控機構應服從上級調控機構的調度。調控機構調管范圍內的廠站運行值班單位及輸變電設備運維單位，應服從該調控機構的調度。

3.1.2 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現場規程處理，但在改變設備狀態后應立即向值班調度員匯報。3.1.3 對于上級調控機構許可設備，下級調控機構在操作前應向上級調控機構申請，得到許可后方可操作，操作后向上級調控機構匯報；當電網發生緊急情況時，允許值班調度員不經許可直接對上級調控機構許可設備進行操作，但事后應及時匯報上級調控機構值班調度員。3.1.4 廠站管轄設備操作，如影響到調控機構調管設備運行的，操作前應經值班調度員許可。3.1.5 調控機構管轄的設備，其運行方式變化對有關電網運行影響較大的，在操作前、后或故障后要及時向相關調控機構通報。

3.1.6 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，值班調度員可直接（或者通過下級調控機構值班調度員）越級向下級調控機構管轄的調控機構、廠站等運行值班人員發布調度指令，并告知相應調控機構。此時，下級調控機構值班調度員不得發布與之相抵觸的調度指令。3.1.7 調控機構應執行經政府批準的緊急拉閘限電序位表和有序用電預案。

3.1.8 當電網運行設備發生異常或故障情況時，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應立即向直調該設備的值班調度員匯報。

3.1.9 當發生影響電力系統運行的重大事件時，相關調控機構值班調度員應按規定匯報上級調控機構值班調度員。

3.1.10 調度控制系統值班人員應經有資格的單位培訓、考核合格方可上崗。3.1.11 需直接與調控機構進行調度業務聯系的下級調控機構調度員、監控員和廠站運行值班人員、輸變電設備運維人員，應參加該調控機構組織的考試并取得《調度控制系統運行值合格證書》。同時接受多級調控機構調度指令的廠站，由最高一級調控機構負責該廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員的考試和《調度控制系統運行值班合格證書》的頒發。3.1.12 有權進行調度業務聯系的人員名單應根據調管范圍，報相應調控機構。有調度業務聯系的單位之間應按規定相互報送有權進行調度業務聯系的人員名單。3.2 調度指令

3.2.1 值班調度員在其值班期間是電力系統運行、操作和故障處置的指揮員，按照相關法律、規定發布調度指令，并對其下達的調度指令的正確性負責。

3.2.2 值班監控員接受相關調控機構值班調度員的調度指令，并對其執行調度指令的正確性負責。輸變電設備運維人員在進行監控運行業務聯系時應服從值班監控員的指揮和協調。3.2.3 下級調控機構的值班調度員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員，受上級調控機構值班調度員的調度指揮，接受上級調控機構值班調度員的調度指令，并對其執行指令的正確性負責。

3.2.4 調度控制系統值班人員不得無故不執行（包括不完全執行）或延遲執行上級調控機構值班調度員的調度指令。調度控制系統值班人員發布或者執行調度指令，受法律保護，并承擔相應的責任。任何單位和個人不得干預調度控制系統值班人員發布或執行調度指令。3.2.5 進行調控業務聯系時，必須準確、簡明、嚴肅，正確使用調度規范用語，互報單位、姓名。嚴格執行下令、復誦、監護、錄音、記錄、匯報和調度圖板使用等制度。調度控制系統值班人員在接受調度指令時，應復誦指令下達時間和內容并與發令人核對無誤后才能執行。指令執行完畢后，應立即向發令人匯報執行情況和完成時間，接受匯報的發令人應復誦匯報內容，以“執行完成時間”確認指令已執行完畢，并及時更改調度圖板。值班調度員發布調度指令、接受匯報和更改調度圖板均應進行監護，并做好錄音和記錄。

3.2.6 接受調度指令的調度控制系統值班人員若認為該調度指令不正確，則應立即向發令人報告，由發令人決定該調度指令的執行或撤消。如發令人重復該調度指令，受令人必須迅速執行，但如執行該調度指令確將危及人身、設備或電網安全時，則受令人應拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及改正該調度指令內容的建議，報告發令人和本單位直接領導人。3.2.7 上級領導發布的有關調度控制業務的指示，應通過調控機構負責人轉達給值班調度員。非調控機構負責人，不得直接要求值班調度員發布調度指令。

3.2.8 發供用電單位和調控機構負責人發布的指示，如涉及上級調控機構值班調度員的權限時，必須經上級調控機構值班調度員的許可后才能執行，現場故障處置規程內已有規定者除外。

3.2.9 調度控制系統值班人員接到與上級調控機構值班調度員發布的調度指令相矛盾的其它指示時，應立即匯報上級調控機構值班調度員。如上級調控機構值班調度員重申其調度指令，調度控制系統值班人員應立即執行。若調度控制系統值班人員不執行或延遲執行調度指令，則未執行調度指令的調度控制系統值班人員以及不允許執行或允許不執行調度指令的領導人均應負責。

3.2.10 對于不按調度指令用電者，值班調度員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電力系統安全的需要，下令暫時部分或全部停止向其供電。對于不按調度指令發電者，值班調度員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電力系統安全的需要，經請示調控機構負責人同意后，下令暫時停止其部分或全部機組并網運行。對于不滿足并網條件的發電企業、地方電網，調控機構可以拒絕其并網運行。擅自并網的，可下令其解列。3.2.11 在特殊情況下，為保證電能質量和電力系統安全穩定運行，值班調度員下令限電，接受限電指令的調度控制系統值班人員應迅速按指令進行限電，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。3.2.12 當發生無故拒絕執行調度指令、破壞調度紀律的行為時，有關調控機構應立即會同相關部門組織調查，依據有關法律、法規和規定處理。3.3 調度許可

3.3.1 省調許可設備許可原則

3.3.1.1 省調許可設備改變運行狀態，或進行雖不改變運行狀態但對省調直調設備運行有影響的工作，相關地調應向省調履行許可手續。

3.3.1.2 地調申請調度許可時，應同時提出對省調直調設備的影響及相應的要求。

3.3.1.3 省調進行調度許可時，應將對省調直調設備的影響及省調采取的措施告知地調，對地調調管設備的影響由地調自行考慮。

3.3.2 非省調許可設備，如進行下列工作，地調應參照省調許可設備履行許可手續，并在操作前得到省調值班調度員的許可。

3.3.2.1 影響省調調度管轄安全自動裝置（系統）切機、切負荷量的工作。3.3.2.2 影響省調控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的工作。3.3.2.3 影響省調直調發電廠開機方式或發電出力的工作。3.3.2.4 影響省調調度管轄保護裝置定值的工作。3.3.3 地調許可設備管理原則由地調自行制定。4 電網運行方式管理 4.1 一般原則

4.1.1 各級電網的運行方式應協調統一。

4.1.2 調控機構應制定所轄電網年度、豐（枯）期、月度運行方式。

4.1.3 調控機構應針對電網特殊保電期、重大檢修、系統性試驗、重大運行方式變化等臨時運行方式，制定相應運行控制方案。

4.1.4 省調統一開展四川220kV以上主網年度運行方式及豐（枯）期運行方式計算分析，統籌確定四川主網運行方式。4.2 年度運行方式

4.2.1 年度運行方式是電網全年生產運行的指導性文件，應根據電網和電源投產計劃、檢修計劃、發輸電計劃及電力電量平衡預測等，統一確定電網運行限額，統籌制定電網控制策略，協調電網運行、工程建設、大修技改、生產經營等管理工作。

4.2.2 四川電網年度運行方式由省調統一組織編制，規劃、運檢、營銷、基建、交易等相關部門配合，經國網四川省電力公司批準后執行。

4.2.3 根據四川電網年度運行方式，各地調負責制定所轄電網年度運行方式，經本級電網企業批準后執行，并報省調備案。

4.2.4 年度運行方式主要包括以下內容： 4.2.4.1 上年度電網運行總結

a.上年度新設備投產情況及系統規模。b.上年度生產運行情況分析。c.上年度電網安全運行狀況分析。4.2.4.2 本年度電網運行方式

a.電網新設備投產計劃。b.電力生產需求預測。c.電網主要設備檢修計劃。d.水電廠水庫運行方式預測及新能源預測。e.本年度電網結構分析、短路容量分析。f.電網潮流計算、N-1 靜態安全分析。g.系統穩定分析及安全約束。h.無功電壓分析。

i.電網安自 裝置和低頻低壓減負荷整定方案。j.調度系統重點工作開展情況。k.電網運行年度風險預警。

l.電網安全運行存在的問題、電網結構的改進措施和建議。m.下級電網年度運行方式概要。4.3 豐（枯）期運行方式

4.3.1 在年度方式基礎上，根據豐（枯）期供需形勢、基建進度以及系統特性變化等情況，省調統一組織、滾動校核220kV以上重要斷面穩定限額，統一制定豐（枯）期電網穩定運行控制要點。

4.3.2 各級調控機構依據豐（枯）期主網穩定控制要點要求，按照調管范圍制定豐（枯）期電網穩定運行規定。4.4 月度運行方式

4.4.1 在豐（枯）期運行方式基礎上，根據月度供需形勢、基建進度、開機方式、檢修計劃以及系統特性變化等情況，各級調控機構應校核重要斷面穩定限額，并制定月度電網穩定運行控制要點。省調負責統一組織校核220kV以上重要斷面穩定限額。

4.4.2 省調組織各地調完成月度檢修計劃安全校核流程，編制月度校核報告。4.5 臨時運行方式

4.5.1 針對電網特殊保電期、重要檢修、系統性試驗、重大運行方式變化等臨時運行方式，調控機構應按調管范圍進行專題安全校核，制定并下達安全穩定措施及運行控制方案。4.5.2 重要臨時運行方式的運行控制方案應經本級電網企業批準后執行；對系統整體安全運行影響較小的，應經本級調控機構批準后執行。

4.5.3 對上級調控機構調管的電網運行有影響的安全穩定措施及運行控制方案，應報上級調控機構批準；對同級調控機構調管的電網運行有影響時，應報上級調控機構協調處理，統籌制定運行控制要求。

4.5.4 安全穩定措施及運行控制方案應在臨時運行方式開始2個工作日前完成制定和下達。4.6 在線安全穩定分析

4.6.1 調控機構應按規定開展在線安全穩定分析，評估電網安全裕度；電網重大方式調整前，調控機構應啟動獨立或聯合預想方式在線計算；電網發生嚴重故障后，調控機構應啟動獨立或聯合應急狀態在線分析。

4.6.2 在線安全穩定分析應涵蓋調控機構調管范圍內所有重要發輸變電設備，模型及參數應與離線計算保持一致，故障集全網統一。5 調度計劃管理

5.1 調度計劃包括發輸電計劃和設備停電計劃。按照安全運行、相互配合、供需平衡和最大限度消納清潔能源的原則，統籌考慮年、月、日發輸電計劃及年、月、周、日設備停電計劃。5.2 發輸電計劃編制原則

5.2.1 調控機構直調的發電設備，不論其產權歸屬和管理形式，均應納入相應調控機構的發輸電計劃范圍。

5.2.2 月度發輸電計劃應在年度分月發輸電計劃的基礎上，綜合考慮跨區跨省交換計劃、用電負荷需求、水情預測、電網安全約束及設備停電計劃等因素進行編制。5.2.3 日前發輸電計劃應在月度發輸電計劃的基礎上，綜合考慮次日跨區跨省交換計劃、水情、氣象、電網約束及設備停電計劃等因素進行編制。

5.2.4 編制發輸電計劃時，應留有備用容量，分配備用容量時應考慮輸電網絡的送（受）電能力。備用容量包括負荷備用容量、事故備用容量和檢修備用容量。各種備用容量應滿足相關規程規定要求。

5.2.5 發輸電計劃（包括大用戶直供、替代等交易）應通過調控機構安全校核。5.3 設備停電計劃編制原則

5.3.1 設備停電計劃管理包括輸變電設備計劃停電管理和發電設備計劃檢修管理。

5.3.2 凡因檢修、改造、試驗、建設、市政施工等所需發輸變電設備停電、檢修的應納入設備停電計劃，且均應服從調控機構的統一安排，并遵循下級調控機構服從上級調控機構安排的原則。

5.3.3 設備停電計劃管理嚴格執行“年統籌、月計劃、周安排、日管控”的停電管理流程，確保設備計劃停電檢修工作的正常秩序。

5.3.4 上級調控機構直調及許可設備停電計劃按上級調控機構規定執行，經上級調控機構批準后納入本級調控機構的設備停電計劃。5.4 年度設備停電計劃

5.4.1 每年9月底前，設備運維單位和各發電企業根據年度運檢、建設、試驗、市政施工等工作計劃提出設備停電需求，優化整合，統籌協調，制定停電建議計劃，并報送相應調控機構。下級調控機構應按規定將上級調控機構直調及許可設備停電建議計劃報送上級調控機構。

5.4.2 每年12月前，調控機構根據年度停電建議計劃，結合電網運行特點、年度負荷預測、年度電力電量交易計劃等因素，組織各相關單位統一協調、綜合平衡后制定正式年度設備停電計劃。

5.4.3 年度設備停電計劃原則上不安排同一輸變電設備年內重復停電；對電網結構影響較大的項目，應通過專題安全校核。

5.4.4 國調及分中心統一制定500kV及以上主網設備年度停電計劃。年度設備停電計劃下達后，原則上不得進行跨月調整。若確需調整，應提前向相關調控機構履行審批手續。

5.4.5 年度發電設備檢修計劃應考慮電網安全運行要求、電力電量平衡、輸變電設備停電計劃等因素，相互配合，統籌平衡。300MW以上發電設備年度檢修計劃需經全網統籌后，按調管范圍發布。5.5 月度調度計劃

5.5.1 月度設備停電計劃

5.5.1.1 每月10日前，設備運維單位和各發電企業應依據年度計劃安排，將次月度設備停電計劃建議報送相應調控機構。調控機構審核后下達月度設備停電計劃。

5.5.1.2 月度設備停電計劃以年度設備停電計劃為依據，未列入年度設備停電計劃的項目一般不得列入月度計劃。對于月度新增重點工程、重大專項治理、缺陷處理等項目，相關部門應提供必要說明，并通過調控機構安全校核后方可列入月度計劃。

5.5.1.3 調控機構應對月度設備停電計劃進行風險分析，制定預案，發布預警。對可能構成一般及以上事故的停電項目，應提出預控措施，并按規定向相應監管機構備案。5.5.2 月度發輸電計劃

5.5.2.1 每月15日前各直調電廠、調控機構應按要求將次月的發、用電計劃報上級調控機構。5.5.2.2 調控機構根據上級調控機構月度發輸電計劃，統籌考慮次月購售電計劃、負荷預測、發電能力、電網約束及檢修安排等因素，確定次月發輸電計劃，并于月末下發執行。5.5.2.3 省調應編制月度發電機組組合并上報國調及分中心核備。5.6 周設備停電計劃

5.6.1 周設備停電計劃應依據月度設備停電計劃編制。每周三前，各單位應落實停電相關準備工作，將下一周設備停電計劃建議報調控機構，調控機構審核后發布周設備停電計劃。5.6.2 未列入月度設備停電計劃的項目一般不得列入周計劃。對于新增重點工程、臨時消缺等項目，相關部門應提供必要說明，并通過調控機構安全校核后方可列入周設備停電計劃，但均統計為臨時停電。5.7 日前調度計劃

5.7.1 日前設備停電計劃

5.7.1.1 相關單位應按周設備停電計劃向調控機構報送停修申請書，原則上不安排未列入周設備停電計劃的項目。

5.7.1.2 停修申請書辦理前應逐項落實相關風險預警要求的預控措施。

5.7.1.3 停修申請書應按調管范圍逐級報送，報送前應整合各施工單位工作內容和要求。5.7.1.4 省調直調的發電和變電設備停修申請書由廠站直接向省調報送；省調直調的線路和省調許可設備的停修申請書由地調、省檢修公司報送省調。地縣調停修申請書辦理參照執行。5.7.1.5 停修申請書中停電設備、停電范圍及要求、工作內容、停送電時間、送電要求等事項應準確填寫并與實際一致。

5.7.1.6 自動化、通信檢修工作需一次設備、安控裝置配合停電或單一設備全部主保護停運，相關單位應在辦理自動化檢修票、通信檢修申請票的同時辦理一次設備停修申請書，并在自動化檢修票、通信檢修申請票和一次設備停修申請書同時批復后，方可實施。5.7.1.7 辦理停修申請書應遵循D-3日原則，在停電開始前3個及以上工作日提交停修申請。5.7.1.8 停修申請書應經調控機構相關專業會簽，并經領導批準后于停電開始2個工作日前批復申請單位。

5.7.1.9 已批準的停修申請書應按下列規定辦理開工和完工手續：

a.應按值班調度員調度指令辦理停修申請書的停電和開工。b.計劃檢修因故不能按時開工，應在原批準計劃停運前6小時報告值班調度員,在原批準計劃開工時間三日后仍未開工的，該停修申請書作廢。

c.計劃檢修因故不能按時完工，應在原批準計劃檢修工期過半前向調控機構申請辦理延期手續,且延期手續只能辦理一次。

d.已開工的設備停修申請，如需增加工作內容，在停電范圍、檢修工期、安全措施和送電要求不變，且在當值內能完成的情況下，值班調度員可批準進行。不滿足上述條件應另行辦理停修申請書。

e.當系統出現緊急情況時，值班調度員有權終止已開工的檢修工作。5.7.2 臨時停電管理

5.7.2.1 設備異常需緊急處理或設備故障停運后需緊急搶修時，值班調度員可安排相應設備轉檢修。當值內無法完工的，相關單位應補辦相關停修申請書。

5.7.2.2 值班調度員有權批準雙套保護、安控裝置中單套退出的臨時工作。

5.7.2.3 值班調度員有權批復當值時間內可以完工且對系統運行不會造成較大影響的工作。5.7.3 日前發輸電計劃

5.7.3.1 省調配合國調、分中心協同開展日前發輸電計劃編制，發輸電計劃應經過全網聯合量化安全校核。

5.7.3.2 調控機構應開展日前系統負荷預測、日前母線負荷預測，負荷預測準確率及合格率應符合相關規定，并按要求報上級調控機構。

5.7.3.3 直調電廠應按要求向調控機構申報次日發電計劃曲線。

5.7.3.4 調控機構根據水電、風電、光伏等優先消納類機組發電申報計劃，綜合考慮電網安全約束、發電預測準確率等因素后將其納入日前發電平衡，并合理預留調峰、調頻資源。5.7.3.5 調控機構在月度發輸電計劃的基礎上，統籌考慮次日購售電計劃、負荷預測、發電能力、電網約束及檢修安排等因素，編制日前發輸電計劃。

5.7.3.6 日前發輸電計劃需經調控機構各專業會簽、領導批準后發布執行。

5.7.3.7 直調電廠應按照調控機構下達的日前發電計劃運行，值班調度員有權按照有關規定調整當日發輸電計劃。5.7.4 日前計劃安全校核

5.7.4.1 省調每日按照“統一模型、統一數據、聯合校核、全局預控”的原則，開展220kV以上電網的日前聯合量化安全校核。

5.7.4.2 根據安全校核結果，針對基態潮流及N-1開斷后潮流斷面越限情況，采取預控措施消除越限。

5.8 設備異動管理

5.8.1 凡涉及變更原接線方式、更換主設備（含機組勵磁、調速系統等）及其他涉網安全設備、調度名稱更改等情況時，設備運行單位應填報《系統設備異動執行報告》，將改變前、后的接線圖及變更設備資料隨同設備停修申請書一起報送相應調控機構。

5.8.2 調控機構調度管轄范圍內設備的繼電保護、安全自動裝置、故障錄波器以及通信、自動化等設備的停運、試驗、檢修或其它改進工作應與一次設備同步按規定辦理異動手續。5.8.3 凡設備異動后需在復電階段進行核相、沖擊合閘、帶負荷測試檢驗和涉網試驗的，應在異動報告中注明，必要時應向調控機構報送有關資料、試驗方案等。

5.8.4 調度管轄、監控范圍內互感器變比改變、保護裝置更換、測控單元更換等一、二次設備異動，自動化子站運維單位應與調控機構同步完成主、備調自動化系統聯調。

5.8.5 自動化子站設備永久退出運行，應事先由其維護部門向調控機構提出書面申請，經批準后方可進行。一發多收的設備，應經有關調控機構協商后確定。5.9 帶電作業管理

5.9.1 涉及系統運行方式變化或操作的帶電作業應辦理停修申請書。

5.9.2 辦理帶電作業停修申請書時，應明確是否有控制負荷、停用重合閘、故障跳閘可否試送電等要求。

5.9.3 值班調度員有權批準僅需退出重合閘，且在當日完工的帶電作業。5.10 安全措施管理

5.10.1 值班調度員在許可輸電線路和其它設備上進行檢修工作或恢復送電時，應遵守相關規定，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（掛好各側接地線），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。5.10.2 輸電線路的停電檢修，該線路各端的接地措施由值班調度員負責命令廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員執行，線路工作現場的安全措施，在允許開工后由檢修工作班自理，工作結束后應自行拆除，再辦理完工手續。

5.10.3 發電廠、變電站內部電氣設備停電檢修的安全措施由設備所在單位自行負責(不包括線路停電的安全措施)，工作結束后應自行拆除，開關、刀閘設備均應處于拉開位置，再辦理完工手續。新設備投運管理 6.1 一般原則

6.1.1 凡新建、擴建和改建的發輸變電設備并入電網運行，應符合國家有關法規、標準及相關技術要求。6.1.2 新建、擴建和改建的發輸變電設備接入系統（含涉網二次系統）的可研、初設和設計審查等工作應有相應電網調控機構參加。

6.1.3 需要并網運行的發電廠、地方電網和直供電用戶在并網前應與電網企業簽訂《并網調度協議》。

6.1.4 調控機構應編制《并網調度服務指南》，明確設備并網應具備的條件、工作流程和資料報送要求等內容。新建、擴建和改建的發輸變電設備應按《并網調度服務指南》辦理并網相關手續。

6.2 調控機構主要職責

6.2.1 對并網方的并網條件進行認定。

6.2.2 劃分調管范圍，編制、下達設備調度命名編號文件。6.2.3 開展繼電保護定值整定計算工作。6.2.4 編制新設備啟動投產方案。6.3 調度命名

6.3.1 調度命名應遵循統一、規范的原則。

6.3.2 新建、擴建和改建的500kV及以上變電站、并網發電廠及線路的調度命名，應在工程初設階段，由工程管理單位報國調、分中心或省調審定，其調管范圍劃分和設備調度命名、編號分別由相應調控機構負責下達。

6.3.3 新建、改建和擴建的220kV變電站及送出線路、220kV及以下并網且電力全省統一消納發電廠及并網線路的調度命名，應在工程初設階段，由工程管理單位報省調審定，其調管范圍劃分和發電廠、變電站、線路的調度命名統一由省調負責下達，廠站內設備的調度命名和編號按設備調管范圍由相應調控機構負責下達。220kV及以上發輸變電設備的調度命名和編號應符合省調制定的調度命名規則。

6.3.4 新建、改建和擴建的110kV及以下變電站及送出線路、220kV及以下并網且電力在地區電網消納發電廠及并網線路的調管范圍劃分和設備調度命名、編號分別由相應地、縣調負責下達。

6.3.5 發電廠廠用電系統設備及變電站站用變系統設備由發電廠或變電站參照調控機構命名規則自行命名編號，但不得與調控機構下達的設備命名重名或重號。6.4 新設備投運應具備的條件

6.4.1 需要并網運行的發電廠、地方電網和直供電用戶已簽定《并網調度協議》。6.4.2 已按《并網調度服務指南》要求報送資料并通過調控機構審核。

6.4.3 繼電保護、調度通信、自動化設備安裝調試完畢，并完成與調控機構主、備調的聯調。6.4.4 設備參數測量工作已完成，并報送調控機構（如需要在投運過程中測量參數者，應在投運申請中說明）。

6.4.5 新投發電機組的各項涉網試驗方案完備，并向調控機構報備。

6.4.6 納入調控機構監控范圍的設備已完成設備監控信息表審核及與調控機構主、備調的實傳試驗。

6.4.7 專業人員完成調控機構組織的業務培訓；廠站運行值班人員（輸變電設備運維人員）完成上崗資格培訓及考試，并取得《調度控制系統運行值班合格證書》。6.4.8 啟動試驗方案和相應調度方案已獲批準。6.4.9 已向調控機構提出新設備投運申請并經批準。6.4.10 生產準備工作已就緒（包括現場規程和制度已完備、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），相關廠、站及設備具備啟動帶電條件。6.4.11 啟動委員會同意投產。6.5 新設備啟動投運 6.5.1 新設備啟動投運，可能對上級調控機構調管范圍安全產生較大影響時，應經上級調控機構許可。

6.5.2 新設備在啟動時應根據調試計劃完成規定的所有試驗，調控機構根據電網情況為并網調試安排所需的運行方式。

6.5.3 并網調試期間，并網方應根據經調控機構審核的并網調試調度方案，按照值班調度員的調度指令進行并網調試；調控機構應針對可能發生的緊急情況制定事故處理預案。

6.5.4 新設備應按新設備啟動并網調度方案規定程序進行啟動，如臨時更改啟動程序，應經啟委會同意；若啟動過程中發生電網故障或重大運行方式變化，值班調度員可中止新設備啟動投運操作，待系統恢復正常后，再繼續進行。

6.5.5 新設備只有得到值班調度員的命令或征得其許可后方能投入系統運行。值班調度員必須得到啟委會的許可后才能進行啟動。

6.5.6 新設備啟動調試工作全部結束，進入試運行前應經啟委會同意。

6.5.7 并網設備調試及相關系統試驗完畢后，并網方應將調試報告、試驗報告及相關參數報調控機構。并網電廠調度管理 7.1 發電廠并網管理

7.1.1 并網電廠必須滿足《電網運行準則》相關要求。

7.1.2 風電場并網應滿足《風電場接入電力系統技術規定》相關要求；光伏電站并網應滿足《光伏發電站接入電力系統技術規定》相關要求。7.1.3 電廠并網前應與電網企業簽訂《并網調度協議》。7.1.4 發電廠并網必須具備下列條件：

7.1.4.1 發電機組的勵磁系統、調速系統、繼電保護、安全自動裝置、PSS、AGC、AVC等技術性能參數達到有關國家及行業標準要求，其技術規范滿足所接入電網的要求。

7.1.4.2 按要求完成發電機組勵磁系統、調速系統、PSS、發電機進相能力、AGC、AVC、一次調頻等調試試驗。調試由具有資質的機構進行，調試報告應提交調控機構，相關參數按調控機構要求整定。

7.1.4.3 涉網保護（如定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激磁、失步、失磁保護及主變零序電流、零序電壓等）和安全自動裝置的配置和整定應滿足有關規程、規定和電網運行要求，其中涉網保護應報調控機構備案。涉網保護、安全自動裝置、故障錄波器的運行信息應能遠傳至調度端。

7.1.4.4 發電廠至調控機構具備兩個以上可用的獨立路由的通信通道。電廠調度自動化子站應通過調度數據網實現與調度自動化主站實時數據交互。發電廠電量采集裝置應通過調度數據網將電量采集數據傳送至調控機構。

7.1.4.5 水電站應按有關標準建立水情自動測報系統及水調自動化系統，風電場、光伏電站應按有關標準建立發電功率預測系統，并按調控機構要求傳送相關信息。

7.1.4.6 風電機組、光伏逆變器必須滿足并網技術標準要求并經國家授權的檢測單位檢測合格。風電場和光伏電站的無功電壓控制措施應滿足并網標準要求。

7.1.4.7 風電場、光伏電站應具備 AGC、AVC 等功能，有功功率和無功功率的動態響應特性應符合相關標準要求。

7.1.4.8 電廠正式并網前，應按規定完成所有試驗，試驗結果符合有關標準和規程要求。7.2 并網電廠運行管理

7.2.1 并網電廠應參與系統調頻、調峰、調壓，相關機組調節性能應滿足相關技術標準、運行標準要求。

7.2.2 并網電廠機組勵磁系統、調速系統、涉網保護、安全自動裝置、PSS、AGC、AVC 等應納入調控機構的統一管理。上述設備進行技術改造或更新時，應提前90日向調控機構報送有關資料，并重做相關調試試驗。

7.2.3 并網電廠涉網保護、安全自動裝置、PSS、AGC、AVC等應按規定投入，其運行狀態及定值未經調度同意，不得擅自變更。機組PSS未投入運行，機組發電出力不得超過額定容量的80%。

7.2.4 并網電廠機組勵磁系統和調速系統應投入要求的自動控制模式，機組低勵限制定值、調差系數和一次調頻定值等應嚴格按調控機構下達的定值整定，未經調度同意，不得擅自變更運行狀態及定值。

7.2.5 并網運行時，發電機勵磁系統應投入自動電壓閉環控制模式，不得采用無功恒定或其它控制模式。機組的計算機監控系統也應投入電壓閉環控制模式，除手動或AVC調節的短時間外，不允許采用無功恒定或其它控制模式。

7.2.6 并網電廠應按調控機構的要求落實預防與控制電網功率振蕩的各項措施，保證現場運行規程與電網調度規程相適應，保證出現功率振蕩時能夠及時響應和處置，平息功率振蕩。7.2.7 并網電廠應按相關規定完成機組（含勵磁、調速）參數實測及建模；新能源電站應完成風電機組或光伏發電單元、無功補償設備及相關控制系統參數實測及建模。7.2.8 并網電廠內調度管轄設備的檢修，均應納入調度設備停電計劃統一管理。7.2.9 并網電廠應制定全廠停電故障處置預案，并報相關調控機構備案。7.2.10 燃料管理

7.2.10.1 發電廠應按標準儲存燃料，按規定向調控機構報送燃料供應量、消耗量、庫存量、可用天數、缺煤（氣、油）停機臺數及對應發電容量等信息。

7.2.10.2 當燃料庫存低于規定的警戒線時，發電廠應及時向調控機構報告。

7.2.10.3 調控機構按調管范圍進行燃料供需分析，根據電力電量平衡及時發布燃料供應預警。電網頻率及聯絡線控制管理

8.1 四川電力系統的頻率調整和省間聯絡線潮流的控制方式按國調、分中心下達的有關聯網運行規定執行。

8.2 電網標準頻率是50Hz，其偏差不應超過±0.2Hz。西南、華中電網交流同步運行期間，電網頻率按（50±0.1）Hz控制。

8.3 電力系統內所有發電廠均應監視頻率。各級調控機構、發電廠均有義務維持電力系統標準頻率。

8.4 四川電力系統解列孤網運行時，頻率由省調值班調度員統一指揮。

8.5 地區電網與四川主網解列運行時，其頻率的調整和控制，由省調指定相關地調或發電廠負責。

8.6 發電廠必須按照調度指令開停機爐、投退AGC、調整出力、維持備用容量。當發電廠因故不能使其出力與調度指令相符時，應立即匯報值班調度員。

8.7 省調值班調度員可根據系統運行需要指定發電廠調整系統頻率或聯絡線潮流。當發電廠出力或送出線路輸送容量達規定限值時，應立即匯報值班調度員。

8.8 值班調度員有權根據系統運行情況調整本調控機構下達的日發電、供電調度計劃，相關調度控制系統值班人員應按發布的調整指令執行。

8.9 并網運行的機組應投入一次調頻功能，未經值班調度員許可不應退出。機組的一次調頻參數應符合有關規定。

8.10 在系統發電能力不足時，各單位應嚴格按計劃用電。調控機構可以對超計劃使用電力或電量的單位實施限電，由此產生的后果由超計劃使用電力或電量的單位負責。

8.11 各級調控機構應會同有關部門制定拉閘限電序位表，報本級政府主管部門批準后執行。8.12 電網備用容量應滿足《電力系統技術導則》要求。因電網故障、機組跳閘或發電出力受阻等原因造成備用容量不足時，應在規定時間內予以恢復。9 電網電壓調整和無功管理

9.1 電力系統中的無功功率應實行分層、分區、就地平衡的原則，避免長距離輸送。9.2 無功電壓的調度管理按調管范圍分級負責，其中并入110kV及以下系統的發電廠無功電壓調度管理由地調統一負責，各級調控機構應做好所轄電力系統的無功功率平衡工作。9.3 四川電力系統220kV及以上母線均列為電壓監測考核點，由國調負責統計和考核。110kV及以下電壓監測考核點由所轄地區電網調控機構按有關規定進行設置、統計。

9.4 并入四川電力系統的各發電廠機組應具備《電力系統電壓和無功電力技術導則》規定的進相與遲相運行能力，經調控機構認可的進相運行試驗及安全校核后，由相應的調控機構下達機組的低勵限制值。

9.5 并入四川電力系統的大用戶，應按《電力系統無功補償設備配置原則》的有關要求，配足無功補償設備，并根據調控機構下達的電壓曲線要求及時投切無功補償設備，保證將高壓母線電壓控制在曲線規定的范圍之內。

9.6 各級電力系統的電壓曲線，由相應調控機構按豐、枯季節制定下達執行并報上一級調控機構備案。電壓曲線的制定，應符合《電力系統電壓和無功電力技術導則》、《電力系統電壓和無功電力管理條例》和《電壓質量和無功電力管理規定》的有關要求。9.7 無功電壓的正常運行與調整 9.7.1 電壓調整主要有以下措施：

9.7.1.1 調整發電機、調相機無功出力，調整風電場和光伏電站風電機組或并網逆變器、靜止無功補償器（SVC）和靜止無功發生器（SVG）的無功出力。9.7.1.2 投切電容器、電抗器。

9.7.1.3 調整有載調壓變壓器分接頭。9.7.1.4 改變電力系統運行方式。

9.7.1.5 在不影響系統穩定水平的前提下，按預先安排斷開輕載線路或投入備用線路。9.7.1.6 對運行電壓低的局部地區限制用電負荷。

9.7.2 各發電廠的運行值班人員，應按照調控機構下達的電壓曲線要求監視和調整電壓，將運行電壓控制在允許的偏差范圍之內。原則上應采用逆調壓方法調整母線運行電壓。

9.7.2.1 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，使母線電壓在電壓曲線的偏上限區域運行，必要時可采用降低有功出力增加無功出力的措施。

9.7.2.2 低谷負荷時，應降低發電機無功出力，具有進相能力的機組應按需采用進相運行方式，使母線電壓在電壓曲線的偏下限區域運行。

9.7.2.3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。9.7.2.4 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，應及時匯報值班調度員。

9.7.3 值班監控員、廠站運行值班人員應認真監視并及時調整運行電壓，做好調整記錄，當變電站所有調壓措施用盡但運行電壓仍超出電壓曲線規定范圍時應及時匯報值班調度員。9.7.4 裝有無功補償設備的變電站，值班監控員、廠站運行值班人員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。

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

9.7.4.2 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。

9.7.4.3 當無功補償設備已全部投入或切除后，電壓仍不能滿足要求時，可自行調整有載調壓變壓器電壓分接頭運行檔位，如電壓還不能滿足要求，應及時匯報值班調度員。

9.7.4.4 各變電站裝設的靜止無功補償器（SVC）和發電廠裝設的靜止無功發生器（SVG），由管轄該裝置的調控機構下達運行定值，裝置的投、退應按值班調度員調令執行。9.7.5 各廠站變壓器分接頭檔位的運行調整

9.7.5.1 無載調壓變壓器的電壓分接頭，由調控機構從保證電壓質量和降低電能損耗的要求出發，規定其運行檔位，未經調控機構同意，不得自行改變。

9.7.5.2 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、補償電容器、補償電抗器、靜止補償器等）的調整能力的基礎上，才能利用主變壓器分接頭調壓，并做好調整記錄；當變電站220kV母線電壓低于205kV、500kV母線電壓低于490kV時，調整主變分接頭應經省調值班調度員許可。

9.7.6 各級值班調度員、值班監控員應監視電壓監測點和考核點的電壓，積極采取措施，確保電壓在合格范圍內。

9.7.7 在進行發電廠和變電站無功電壓調整時，值班調度員應充分發揮變電站無功補償設備的調壓作用，原則上盡可能使發電機組留有一定的無功備用容量，以提高發電機組的動態電壓支撐作用。

9.7.8 裝有高壓電抗器的線路原則上不允許無高壓電抗器運行。

9.7.9 在正常運行方式時，500kV各廠站母線電壓最高不應超過550kV（有特殊要求的按有關規定執行），最低電壓不應影響系統同步穩定、電壓穩定、廠用電的正常使用及下一級電壓的調節。

9.7.10 向500kV空載線路充電，在暫態過程衰減后，線路末端電壓不應超過575kV，持續時間不應大于20分鐘。

9.7.11 500kV發電廠、變電站母線高壓電抗器的投退(各換流站的高壓電抗器投退除外)由省調值班調度下令執行，發電廠、變電站運行人員不得自行改變母線高壓電抗器的運行狀態。10 電網穩定管理 10.1 一般原則

10.1.1 四川電力系統穩定管理工作按照統一管理、分級負責、網源協調的原則進行。

10.1.2 各級電網應建立規劃設計、建設、運維、調度、安全監督和科研試驗等電網穩定協同管理機制。

10.1.3 電網穩定管理包括電網安全穩定分析、電網運行方式安排、穩定限額管理、安全穩定措施管理以及電網運行控制策略管理等工作。

10.1.4 電網中長期規劃、2～3年滾動分析校核，年度、豐（枯）期、月度、臨時運行方式應按照統一標準開展穩定分析。

10.1.5 調控機構應定期制定電網穩定運行規定，并給出正常方式和檢修方式穩定限額。涉及到上級調控機構調管設備的應報上級調控機構審核。10.1.6 調控機構應對年度運行方式以及周、日調度計劃和臨時運行方式以及電網實時運行狀態等進行安全穩定校核分析。

10.1.7 為保證電力系統正常運行的穩定性和頻率、電壓水平，系統應有足夠的穩定儲備。10.2 管理職責

10.2.1 省調負責全網安全穩定專業管理。負責所轄電網安全穩定計算分析和安全穩定方面的網源協調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施。

10.2.2 地調負責所轄電網的穩定管理。負責所轄電網（包括與主網解列運行方式）安全穩定計算分析和安全穩定方面的網源協調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施，配合實施省調安全穩定控制措施。

10.2.3 發電廠負責本廠的安全穩定管理，組織落實調控機構有關電網安全穩定的要求和控制措施，制定保發電廠和發電設備的安全措施，包括失去系統電源的保廠用電措施和機組黑啟動方案，配合進行電網黑啟動或黑啟動試驗。發電廠在設計、建設、投產、運行以及設備改造或更新等階段均應進行涉網安全的網源協調工作，定期開展并網安全自評價工作，達到電網穩定運行必備條件。

10.2.4 電力用戶負責用戶變電站的安全管理，組織落實調控機構有關電網安全穩定的要求和控制措施。

10.2.5 并網地方電網負責本網的安全穩定管理，組織落實上級調控機構有關電網安全穩定的要求和控制措施，制定保本網的安全措施，包括與主網解列后的孤網運行和黑啟動等措施。10.3 電網安全穩定分析

10.3.1 電網安全穩定分析應嚴格執行《電力系統安全穩定導則》及《電力系統安全穩定計算技術規范》，按照調度管轄范圍實行分級負責。

10.3.2 電網安全穩定分析應統籌制定計算邊界條件和計算分析大綱，統一程序、統一模型、統一穩定判據、統一計算方式、統一計算任務、統一協調控制策略。

10.3.3 調控機構應建立覆蓋全網220kV以上發、供、用電設備的統一系統仿真模型，并基于全網互聯計算數據開展電網穩定分析工作，必要時應對110kV網絡進行仿真分析。

10.3.4 電網安全穩定分析的內容主要包括年度方式計算、豐（枯）期穩定計算、在線安全分析，根據電網運行需要滾動確定穩定運行限額，分析和研究提高電網穩定水平的措施和對電網穩定事故進行分析計算。

10.3.5 調控機構組織開展運行中電網的安全穩定計算分析工作，制定電網運行方式和安全穩定運行規定，提出保證電網安全穩定運行的策略和措施，并按要求報上級調控機構。10.3.6 下級調控機構制定的穩定控制策略應服從上級調控機構的穩定控制要求，穩定控制策略必須通過聯網計算故障集合校驗。

10.3.7 220kV及以上系統設備無快速保護運行時，調度機構應進行安全穩定校驗計算并采取相應的措施。如需按單永故障校核標準控制功率時，應經省調分管領導批準；如不滿足單永故障校核標準，應經省公司分管領導批準。

10.3.8 調控機構應專題計算電網特殊運行方式穩定限額，并通過批復停修申請書將穩定限額逐級下達執行。

10.3.9 對220kV以上電網正常運行有影響的系統性試驗，試驗單位應提前60日向省調提出書面申請，提交試驗方案和計算報告，共同研究試驗調度方案、系統安全措施，經省公司分管領導批準后執行。

10.4 穩定限額及斷面管理

10.4.1 調控機構應根據設備運行參數和穩定計算分析結果，確定運行設備輸送功率、電流、電壓或功率因數等的限額。

10.4.2 調控機構應執行統一的輸電斷面穩定限額。對關聯輸電斷面穩定限額的制定，應按照下級服從上級的原則，由上級調控機構統籌管理。

10.4.3 調控機構應根據電網豐（枯）期電網特性，通過穩定計算分析，編制電網豐（枯）期穩定運行規定，經本級電網企業分管領導批準后執行。特殊情況下，需臨時給定穩定斷面及穩定限額。電網臨時穩定限額應經本級調控機構分管領導批準后執行。10.4.4 電力系統不能超安全穩定限額運行。根據電網運行實際需臨時調整穩定限額時，應經直調該設備的調控機構分管領導批準并做好事故預案，涉及上級調控機構許可范圍的還應經上級調控機構許可。

10.4.5 輸電斷面的運行控制，原則上應按調管范圍進行管理。若輸電斷面由分屬不同調控機構的多個設備組成，該斷面監控單位和監控方式由相關最高級調控機構協調確定，相關調控機構應根據職責要求履行監控責任。10.4.6 上級調控機構可指定輸電斷面實時運行責任調控機構，責任調控機構負責斷面的正常實時調整與控制，必要時可申請上級調控機構進行調整。10.4.7 調控機構值班調度員負責保持所轄電網的穩定運行，出現超穩定限額情況時，應立即采取措施予以消除。涉及上級調控機構直調設備穩定限額變化或影響上級調控機構所轄電網穩定運行的情況，應及時匯報上級調控機構。10.4.8 值班監控員、廠站運行值班人員負責監控廠、站內設備在系統穩定限額和設備安全限額內運行，當發現超限額運行時，應立即匯報值班調度員并做好記錄。10.4.9 在負荷調整和調度操作時，應按要求提前調整設備潮流，不得引起電力系統穩定破壞和安全自動裝置動作。

10.4.10 系統設備異常故障時，應及時進行安全穩定校核，并采取安全控制措施保證系統安全穩定運行。

10.5 安全穩定控制措施管理

10.5.1 調控機構應根據《電力系統安全穩定導則》規定的安全穩定標準，制定電網安全穩定控制措施。

10.5.2 安全穩定控制系統原則上按分層分區配置，各級穩定控制措施必須協調配合。穩定控制措施應優先采用切機、直流調制，必要時可采用切負荷、解列局部電網。10.6 電網低頻低壓減負荷管理

10.6.1 省調負責制定四川電力系統低頻、低壓自動減負荷方案，并負責督促實施；地調應根據省調下達的方案要求，制定本地區包括并網地方電力系統的實施方案，并督促實施。10.6.2 地調制定的低頻、低壓自動減負荷實施方案應滿足省調下達的切負荷量，同時還應考慮本地區可能出現的孤網運行情況，校核方案滿足本地區失去主網電源或解列后有、無功平衡的要求。

10.6.3 低頻、低壓自動減負荷裝置切負荷方案應報政府相關部門批準后執行。10.6.4 地調應定期對本地區的低頻、低壓自動減負荷裝置的實際控制負荷數量、裝置數量及實際投運情況進行統計和分析，并報送省調。對因地區電網運行方式或電網結構、負荷分布變化影響到低頻、低壓自動減負荷量的，應上報省調并制定調整方案。11 調控運行操作規定 11.1 調度倒閘操作原則

11.1.1 調控機構應按直調范圍進行調度倒閘操作。許可設備的操作應經上級調控機構值班調度員許可后方可執行。對下級調控機構調管設備運行有影響時，應在操作前通知下級調控機構值班調度員。

11.1.2 調度倒閘操作應填寫操作指令票。下列操作值班調度員可不用填寫操作指令票，但應做好記錄：

11.1.2.1 投退AGC功能或變更控制模式。11.1.2.2 投退AVC功能、無功補償裝置。

11.1.2.3 啟停發電廠機組、調整有、無功出力。11.1.2.4 故障處置、緊急異常處理。11.1.2.5 拉閘限電。

11.1.2.6 單獨投退繼電保護（包括重合閘）。11.1.3 操作前應考慮以下問題：

11.1.3.1 運行方式改變后系統的穩定性和合理性，有、無功功率平衡及必要的備用容量，水庫綜合運用及新能源消納，防止故障的對策。

11.1.3.2 操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化，避免發生潮流超過穩定極限、設備過負荷、電壓超過正常允許范圍、安控裝置無故障跳閘判據啟動等情況，必要時可先進行分析計算。

11.1.3.3 繼電保護、安全自動裝置運行方式是否合理，變壓器中性點接地方式、變壓器分接頭位置、無功補償裝置投入是否正確。

11.1.3.4 操作對保護、安控、設備監控、通信、自動化、計量、水庫調度等方面的影響。11.1.3.5 開關和刀閘的操作是否符合規定，嚴防非同期并列、帶地線送電、帶負荷拉合刀閘及500kV系統用刀閘帶電拉合GIS設備短引線等誤操作。

11.1.3.6 新建、擴建和改建設備的投運，或檢修后可能引起相序、相位或二次接線錯誤的設備復電時，應查明相序、相位及相關二次接線正確。11.1.3.7 注意設備缺陷可能給操作帶來的影響。

11.1.3.8 對直調范圍以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。11.1.4 影響網架結構的重大操作前，值班調度員應進行在線安全穩定分析計算，必要時可進行聯合計算。

11.1.5 操作指令分單項、逐項、綜合三種。

11.1.5.1 只對一個單位，只有一項操作內容的操作，如發電廠開停機爐、投退PSS等，值班調度員可以發布單項指令，由接受調度指令的調度控制系統值班人員操作，發、受令雙方均應作好記錄并錄音。

11.1.5.2 涉及兩個及以上單位或前后順序需要緊密配合的操作，如線路停送電等，應下達逐項操作指令，操作時值班調度員應事先按操作原則擬定操作指令票，再逐項下達操作指令。接受調度指令的調度控制系統值班人員應嚴格按值班調度員的指令逐項執行，未經發令人許可，不得越項進行操作。

11.1.5.3 只涉及一個單位、一個綜合任務的操作，如主變停送電等，值班調度員可以下達綜合指令，明確操作任務或要求。具體操作項目、順序由接受調度指令的調度控制系統值班人員自行負責，操作完畢后向值班調度員匯報。11.1.6 調度倒閘操作指令票

11.1.6.1 填寫操作指令票應以停修申請書、安全自動裝置啟停調整通知單、繼電保護定值通知單、新設備啟動并網調度方案、電力系統運行規定和日調度計劃等為依據。對于臨時的操作任務，值班調度員可以根據系統運行狀態（必要時商有關專業人員），按照有關操作規定及要求填寫操作指令票。

11.1.6.2 填寫操作指令票前，值班調度員應與操作相關單位值班人員仔細核對有關一、二次設備狀態（包括開關、刀閘、中性點方式、保護、安全自動裝置、安全措施等）。

11.1.6.3 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（或三重）命名和調度術語。操作指令票必須經過操作任務評估、擬寫、審核、下達、執行、歸檔等環節，其中擬寫、審核不能由同一人完成，擬票人、審核人、下令人、監護人必須簽字。11.1.6.4 廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應根據下達的操作指令或操作指令票，結合現場實際情況，按照現場有關規程、規定填寫具體的現場操作票，保證現場一、二次設備符合操作要求和相應的運行方式?，F場操作票應考慮以下主要內容：

a.一次設備停電后才能退出繼電保護，一次設備送電時應先投入繼電保護。b.廠用變、站用變電源的切換。c.直流電源的切換。

d.交流電流、電壓回路和直流回路的切換。e.根據一次接線調整二次跳閘回路。

f.根據一次接線決定母差保護、安控裝置的運行方式。

g.設備停運，二次回路有工作（或一次設備工作影響二次回路），應將保護停用并做好二次安全措施。h.現場規程規定的二次回路需作調整的其它內容。

11.1.6.5 值班調度員只對自己發布的調度指令正確性負責，不負責審核現場操作票中所列具體操作內容、順序等的正確性。

11.1.6.6 預先下達的操作指令票只作為操作前的準備，操作單位值班人員應得到值班調度員正式發布的“操作指令”和“發令時間”后，才能進行操作。嚴禁未得到值班調度員的“操作指令”擅自按照預定聯系時間進行操作。

11.1.6.7 在填寫操作指令票、現場操作票或操作過程中，若有疑問應立即停止，待核實清楚再繼續進行；若需要改變操作方案，值班調度員應重新填寫操作指令票。11.1.7 在調度運行中，出現需要借用旁路（或母聯）開關等設備時，應做到：

11.1.7.1 借用設備的值班調度員主動征得直調該設備的值班調度員同意，進行調度關系轉移，并明確預計借用期限。

11.1.7.2 直調該設備的值班調度員，將調度關系轉移情況通知相關操作人員，由借用該設備的值班調度員下達全部操作指令。

11.1.7.3 借用該設備的值班調度員在設備使用完畢轉為備用或事先商定的方式后，歸還給直調該設備的值班調度員，恢復原調度關系。11.1.8 系統中的正常操作，應盡可能避免在下列時間進行。但故障處置或改善系統不正常運行狀況的操作，應及時進行，必要時應推遲交接班。11.1.8.1 交接班時。

11.1.8.2 操作現場有雷雨、大風等惡劣天氣時。11.1.8.3 系統發生異常及故障時。11.1.8.4 系統高峰負荷時段。

11.1.8.5 通信中斷或調度自動化設備異常影響操作時。11.1.8.6 主、備調調度權轉移時。

11.1.9 調控機構可結合直調設備實際情況編制操作規程，明確電氣設備的具體調度操作規定。

11.2 監控遠方操作原則

11.2.1 調控機構值班監控員負責完成規定范圍內的監控遠方操作。11.2.2 下列情況可由值班監控員進行開關監控遠方操作： 11.2.2.1 一次設備計劃停送電操作。11.2.2.2 故障停運線路遠方試送操作。

11.2.2.3 無功設備投切及變壓器有載調壓分接頭操作。11.2.2.4 負荷倒供、解合環等方式調整操作。

11.2.2.5 小電流接地系統查找接地時的線路試停操作。11.2.2.6 其他按調度緊急處置措施要求的開關操作。

11.2.3 輸變電設備運維單位按月向調控機構提交具備監控遠方操作條件的開關清單，期間如有變更，需及時更新并向調控機構提交更新后的清單，對不具備遠方操作條件的，應說明原因。

11.2.4 監控值班長及正值監控員有權接受調度指令，接受調度指令時應嚴格執行復誦、錄音、記錄等要求。

11.2.5 值班監控員在進行操作時，必須由兩人進行，一人監護，一人操作，監護人應具備正值以上崗位資格。

11.2.6 監控遠方操作前，值班監控員應考慮設備是否滿足遠方操作條件以及操作過程中的危險點及預控措施，按要求擬寫監控操作票，操作票包括核對相關變電站一次系統圖、檢查設備遙測遙信指示、拉合開關操作等內容。對調度指令有疑問時，應及時詢問值班調度員，核對無誤后方可進行操作。

11.2.7 涉及單一開關的操作任務或故障遠方試送可不擬寫監控操作票，涉及多個開關的操作任務，應擬寫監控操作票。遠方操作前值班監控員應與輸變電設備運維單位核實現場設備具備遠方操作條件。

11.2.8 監控遠方操作必須采取防誤措施，嚴格執行模擬預演、唱票、復誦、監護等要求，確保操作正確。若電網或現場設備發生異常及故障，可能影響操作安全時，值班監控員應中止操作并報告值班調度員，必要時通知輸變電設備運維人員。

11.2.9 監控遠方操作前后，值班監控員應檢查核對設備名稱、編號和開關、刀閘的分、合位置，監控遠方操作后的位置檢查應滿足兩個非同樣原理或非同源指示“雙確認”，若對設備狀態有疑問，應通知輸變電設備運維人員核對設備狀態。

11.2.10 監控遠方操作中，因監控系統或站端設備異常等導致操作無法執行時，值班監控員應終止操作，匯報值班調度員，通知自動化人員或輸變電設備運維人員檢查處理，并可根據情況聯系輸變電設備運維單位進行現場操作，現場操作由值班調度員直接下令至輸變電設備運維人員。

11.2.11 監控遠方操作完成后（除涉及無功、電壓調節進行的無功補償設備和變壓器調檔操作外），值班監控員應及時匯報值班調度員，同時告知輸變電設備運維單位。

11.2.12 設備檢修工作許可開工后和設備送電前，輸變電設備運維人員應及時告知值班監控員，值班監控員應在監控系統對應檢修設備上設置或拆除“檢修”牌，并做好相關記錄。11.2.13 遇有下列情況時，不允許對開關進行遠方操作： 11.2.13.1 開關未通過遙控驗收。

11.2.13.2 開關正在進行檢修（遙控傳動除外）。

11.2.13.3 開關切除故障短路電流次數或正常操作次數已達規定值。11.2.13.4 集中監控功能（系統）異常影響開關遙控操作。

11.2.13.5一、二次設備出現影響開關遙控操作的異常告警信息。11.2.13.6 未經批準的開關遠方遙控傳動試驗。

11.2.13.7 不具備遠方同期合閘操作條件的同期合閘。

11.2.13.8 輸變電設備運維單位明確開關不具備遠方操作條件。

11.2.14 調控機構應定期對開關遠方操作情況進行統計分析，并按時報送上級調控機構。12 故障處置規定 12.1 故障處置原則

12.1.1 迅速限制故障的發展，消除故障的根源，解除對電網、人身、設備安全的威脅。12.1.2 保持正常設備的運行和對重要用戶及廠、站用電的正常供電，迅速將解網部分恢復并網運行。

12.1.3 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電。12.1.4 調整系統運行方式，使其恢復正常。

12.1.5 按規定及時匯報故障及處置情況，并告知有關單位和提出故障原始報告。12.2 故障處置要求

12.2.1 電網發生故障時，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應立即將故障發生的時間、設備名稱及其狀態等概況向值班調度員匯報，經檢查后再詳細匯報如下相關內容：

12.2.1.1 保護裝置動作及通道運行情況。

12.2.1.2 設備實際位置、外部有無明顯缺陷及故障征象。12.2.1.3 故障錄波器、故障測距裝置動作情況。

12.2.2 發生以下故障時，下級調控機構值班調度員應立即向上級調控機構值班調度員匯報： 12.2.2.1 上級調控機構許可設備故障。

12.2.2.2 影響上級調控機構直調范圍內安控裝置（系統）切機、切負荷量的。12.2.2.3 影響上級調控機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的。12.2.2.4 影響上級調控機構直調發電廠開機方式或發電出力的。

12.2.2.5 影響上級調控機構直調范圍內保護及安控裝置通道正常運行的。

12.2.2.6 其它影響上級調控機構直調系統安全運行或需要上級調控機構協調、配合處理的。12.2.3 故障處置時，調度控制系統值班人員進行對系統有重大影響的操作前，應取得相應值班調度員的許可。上級調控機構值班調度員必要時可越級發布調度指令，但事后應盡快通知下級調控機構值班調度員。非故障單位應加強運行監視，不得在故障當時向調控機構和故障單位詢問故障情況或占用調度電話。12.2.4 為防止故障擴大，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應不待調度指令自行進行以下緊急操作，但事后應盡快匯報值班調度員：

12.2.4.1 將直接對人身和設備安全有威脅的設備停電。12.2.4.2 將故障停運已損壞的設備隔離。

12.2.4.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源。

12.2.4.4 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，按現場規程規定調整保護。12.2.4.5 系統故障造成頻率嚴重偏差時，調整機組出力和啟停機組協助調頻。12.2.4.6 其它在廠站現場規程中規定可以不待調度指令自行處理者。12.2.5 設備故障跳閘后，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應根據現場規程規定確認設備是否具備送電條件，并向值班調度員匯報并提出送電時的要求。12.2.6 故障處置時，無關人員應迅速離開調度室。值班調度員有權要求有關專業人員到調度室協助故障處置。相關單位應保證至少一名有資格進行調度聯系的人員堅守崗位，負責與值班調度員聯系。

12.2.7 故障處置完畢后，故障單位應整理故障報告，及時匯報有關部門。12.3 故障協同處置

12.3.1 調控機構值班調度員負責處置直調范圍的故障，故障處置期間下級調控機構值班調度員應服從上級調控機構值班調度員統一指揮。12.3.2 直調范圍內電力系統發生故障，值班調度員應按要求立即進行故障處置；若影響非直調電力系統運行時，應及時通報相關調控機構，需上級或同級調控機構配合時，應由上級調控機構協調處理。12.3.3 跨區、跨省重要送電通道故障后，省調接受國調、分中心統一指揮通過調整機組出力、控制聯絡線功率等措施，將相關斷面潮流控制在穩定限額之內，必要時采取控制受端電網負荷等措施，控制電網頻率、電壓滿足相關要求。

12.3.4 各級調控機構間應建立電網運行信息共享機制，及時通（匯）報故障告警信息及處置措施，提高故障處置協同水平。12.4 頻率異常處置

12.4.1 電網頻率的標準是50Hz，超過50±0.2Hz為異常頻率。12.4.2 四川電網與外網交流聯網運行發生頻率異常時，省調根據分中心的統一指揮進行頻率調整。

12.4.3 電網頻率降低時按下列辦法處理，注意在處理過程中保證各重要聯絡線不超過穩定限額：

12.4.3.1 電網頻率低于49.80Hz時，省調應下令所轄電廠立即增加出力、開出備用機組，必要時采取限電措施，使頻率恢復正常。

12.4.3.2 電網頻率低于49.50Hz時，省調應按限電序位表拉閘限電，使頻率恢復至49.80Hz以上。

12.4.3.3 電網頻率低于49.00Hz時，發電廠應不待調度指令采用增加發電機出力并短時發揮機組過負荷能力、開出備用水電機組等措施；有限電序位表的廠站，應不待調度指令立即按限電序位表拉閘限電。

12.4.3.4 電網頻率低于48.50Hz時，調度控制系統值班人員可不受限電序位表的限制，自行拉負載線路(饋線)。

12.4.3.5 當頻率下降到低頻減載裝置動作值而裝置未動作時，各廠站應不待調度指令手動拉開該輪次接跳的開關。低頻減載裝置動作切除和手動拉開的開關，未經值班調度員下令不應擅自送電。

12.4.3.6 當頻率降低至聯絡線低頻解列裝置或保廠用電、保重要用戶低頻解列裝置定值而裝置未動作時，各廠站應不待調度指令拉開相應開關，未經值班調度員下令，不應送電或并列。12.4.3.7 當頻率恢復至49.80Hz以上時，發電出力的改變、停電負荷恢復送電，均應得到省調值班調度員的同意。

12.4.4 電網頻率高于50.20Hz時的處理方法： 12.4.4.1 調頻廠將出力減至最低。

12.4.4.2 少用網供計劃的地調，應迅速減出力或停機，直到用到網供計劃為止。

12.4.4.3 電網頻率超過50.50Hz時，各發電廠應不待調度指令，立即減出力直至機組最低技術允許出力，各級值班調度員應發布緊急減出力或停機的指令，恢復頻率至50.20Hz以下。12.5 電壓異常處置

12.5.1 當發電廠母線電壓降低至額定電壓的90％以下時，廠站運行值班人員應不待調度指令，自行按現場規程利用機組的過負荷能力使電壓恢復至額定值的90％以上，并立即匯報值班調度員。值班調度員應采取措施（包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷）消除發電機的過負荷情況。

12.5.2 當樞紐變電站500kV母線電壓下降至480kV、220kV母線電壓下降至190kV以下時，為了避免系統發生電壓崩潰，值班調度員應立即采用拉閘限電措施，使電壓恢復至額定值的95％以上，原則上首先對電壓最低的地區實施限電。12.5.3 裝有低電壓解列裝置或低電壓減負荷裝置的廠站，當電壓低至裝置動作值而裝置未動作時，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應不待調度指令，拉開裝置所接跳的開關。

12.5.4 當運行電壓高于設備最高工作電壓時，值班監控員、廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應采取切除電容器、投入電抗器、減少無功出力、進相運行等措施盡快恢復電壓至正常范圍，并匯報值班調度員；值班調度員接到匯報后應立即進行處理，使電壓與無功出力及儲備恢復正常。

12.5.5 當500kV廠站的母線電壓超過550kV（有特殊要求的按有關規定執行）時，應立即采取措施在20分鐘之內將電壓降至合格范圍。如需拉停500kV線路配合調壓，應經調控機構分管領導批準。12.6 功率越限處置

當電網設備、輸電斷面功率超過穩定限額時，應按以下原則迅速采取措施降至限額以內: 12.6.1 增加受端發電廠出力，并提高電壓水平。

12.6.2 降低送端發電廠出力(必要時可切除部分發電機組)，并提高電壓水平。12.6.3 調整系統運行方式(包括改變系統接線等)，轉移過負荷元件的潮流。12.6.4 在受端進行限電或拉閘。

12.6.5 涉及多級調控機構調管范圍的輸電斷面，由最高一級調控機構值班調度員統一進行指揮調整。12.7 系統同步振蕩處置

12.7.1 系統同步振蕩的主要現象

12.7.1.1 發電機和線路上的功率、電流將有周期性變化，但波動較小，發電機有功出力不過零。

12.7.1.2 發電機機端和系統的電壓波動較小，無明顯的局部降低。12.7.1.3 發電機及系統的頻率變化不大，全系統頻率同步降低或升高。12.7.2 系統同步振蕩的處理方法

12.7.2.1 廠站運行值班人員在發現系統同步振蕩時，可不待調度指令，退出機組AGC、AVC，適當增加機組無功出力，并立即向值班調度員匯報。

12.7.2.2 廠站運行值班人員應立即檢查機組調速器、勵磁調節器等設備，查找振蕩源，若發電機調速系統故障或勵磁調節器故障，應立即減少機組有功出力，并消除設備故障。如短時無法消除故障，經值班調度員同意，解列該機組。

12.7.2.3 值班調度員應根據系統情況，提高送、受端電壓，適當降低送端發電出力，增加受端發電出力，限制受端負荷，直至振蕩消除。12.8 系統異步振蕩處置

12.8.1 系統異步振蕩的主要現象

12.8.1.1 系統內各發電機和聯絡線上的功率、電流將有程度不同的周期性變化。系統與失去同步發電廠（或系統）聯絡線上的電流和功率將往復擺動。12.8.1.2 母線電壓有程度不同的降低并周期性擺動，電燈忽明忽暗。系統振蕩中心電壓最低。12.8.1.3 失去同步發電機的有功出力大幅擺動并過零，定子電流、無功功率大幅擺動，定子電壓亦有降低且有擺動，發電機發出不正常的有節奏的轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。

12.8.1.4 失去同步的兩個系統（發電廠）之間出現明顯的頻率差異，送端頻率升高、受端頻率降低，且略有波動。

12.8.2 系統異步振蕩的處理方法

12.8.2.1 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，防止擴大故障范圍。

12.8.2.2 為使失去同步的電網能迅速恢復正常運行，并減少操作，在滿足下列條件的前提下可以不解列，允許局部電網短時非同步運行，而后再同步：

a.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。

b.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。

c.電網只在兩個部分之間失去同步，通過預定調節措施，能迅速恢復同步運行。

12.8.2.3 對頻率升高的發電廠，應不待調度指令，立即降低機組的有功出力，使頻率下降，直至振蕩消除，但不應使頻率低于49.5Hz，同時應保證廠用電的正常供電。

12.8.2.4 對頻率降低的發電廠，應不待調度指令，立即增加機組的有功出力至最大值，并迅速啟動備用水輪機組，使電網頻率恢復到49.5Hz以上，直至振蕩消除。

12.8.2.5 廠站運行值班人員應不待調度指令，退出機組的AGC、AVC裝置，增加發電機的無功出力，并發揮其過負荷能力，提高系統電壓；值班監控員、廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應不待調度指令，退出低壓電抗器，投入低壓電容器，提高系統電壓。但不應使500kV母線電壓超過550kV、220kV母線電壓超過242kV。

12.8.2.6 各級值班調度員應迅速在頻率升高側（送端）降低機組出力直至緊急停機，使頻率下降；在頻率降低側（受端）采取緊急增加出力、啟動備用水輪機組、故障限電等措施，使頻率升高，直至振蕩消除。12.8.2.7 在機組振蕩時，未經值班調度員許可，廠站運行值班人員不應將發電機解列（現場規程有規定者除外）；但如發現機組失磁，應不待調度指令，立即將失磁機組解列。12.8.2.8 如振蕩是因機組非同期合閘引起的，廠站運行值班人員應立即解列該機組。

12.8.2.9 因環狀電網（包括并列運行雙回線路）的解環操作或開關誤跳而引起的電網振蕩，應立即經同期合上相應的開關。

12.8.2.10 在裝有振蕩解列裝置的發電廠、變電站，應立即檢查振蕩解列裝置的動作情況，當發現裝置發出跳閘信號而未解列，且系統仍有振蕩時，應立即拉開應解列的開關。

12.8.2.11 如經采取以上所列措施后振蕩仍未消除，應按規定的解列點解列系統，防止故障的擴大，待電網恢復穩定后，再進行并列。12.9 單機異步振蕩處置

12.9.1 單機異步振蕩的主要現象

異步機組有功、無功、電流大幅擺動，可能出現過零。其余機組變化趨勢與之相反。異步機組有周期性轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。12.9.2 單機異步振蕩的處理方法

12.9.2.1 廠站運行值班人員在發現單機異步振蕩后，應不待調度指令立即退出異步機組AGC、AVC，減少異步機組的有功出力，增加勵磁電流，并匯報值班調度員。

12.9.2.2 采取減少異步機組的有功出力、增加勵磁電流等措施3分鐘后，機組仍然未進入同步狀態，廠站運行值班人員可按現場規程規定解列機組。

12.9.2.3 如果振蕩因機組非同期合閘引起，廠站運行值班人員應立即解列機組。12.10 線路故障處置

12.10.1 線路故障跳閘后，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應立即收集故障相關信息并匯報值班調度員，由值班調度員綜合考慮電網情況、跳閘線路的有關設備信息確定是否試送。若有明顯的故障現象或特征，應查明原因后再考慮是否試送。

12.10.2 試送前，值班調度員應與值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員確認具備試送條件。具備監控遠方試送操作條件的，應進行監控遠方試送。

12.10.3 試運行線路、電纜線路故障跳閘不應試送。其它線路跳閘后，值班調度員可下令對線路試送電一次。如試送不成功，需再次試送，應經本調控機構分管領導同意，有條件時可對故障線路零起升壓。

12.10.4 線路跳閘后，對電網安全運行有重大影響的或有重大社會影響的如中心城市、重要用戶、藏區電網供電線路等，值班調度員可下令對線路強送一次。12.10.5 線路故障跳閘后，送電前應考慮：

12.10.5.1 正確選擇試送端，滿足相關技術規定，使系統穩定不致遭到破壞。試送前，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試送。

12.10.5.2 線路試送開關應完好，且具有完備的繼電保護。無閉鎖重合閘功能的，應將重合閘停用。

12.10.5.3 若故障時伴隨有明顯的故障征象，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，應查明原因后再考慮能否送電。

12.10.5.4 對試送端電壓進行控制，對試送后首、末端及沿線電壓作好估算，避免引起過電壓。

12.10.5.5 線路故障跳閘后，若開關的故障切除次數已達到規定次數，廠站運行值班人員或輸變電設備運維人員應根據規定向相關調控機構提出運行建議。

12.10.5.6 當線路保護和線路高壓電抗器（串補裝置）保護同時動作跳閘時，應按線路和高壓電抗器（串補裝置）同時故障來考慮故障處置。12.10.5.7 大電流接地系統中，線路試送端的運行主變壓器應至少有一臺中性點接地。對帶有終端變壓器的220kV線路送電，終端變壓器的中性點必須接地。12.10.6 有帶電作業的線路故障跳閘后，試送電的規定如下： 12.10.6.1 值班調度員應與相關單位確認線路具備試送條件，方可按上述有關規定進行試送。帶電作業的線路跳閘后，現場人員應視設備仍然帶電并盡快聯系值班調度員，值班調度員未與工作負責人取得聯系前不得試送線路。

12.10.6.2 線路故障跳閘后，值班調度員應發布巡線指令，應明確是否為帶電巡線，同時將故障測距情況提供給線路運行維護單位。12.10.7 監控遠方試送操作要求

12.10.7.1 監控遠方試送操作應具備以下條件：

a.線路主保護正確動作、信息清晰完整，且無母線差動、開關失靈等保護動作。b.對于帶高壓電抗器、串補運行的線路，未出現反映高壓電抗器、串補故障的告警信息。c.通過工業視頻未發現故障線路間隔設備有明顯漏油、冒煙、放電等現象。d.故障線路間隔一、二次設備不存在影響正常運行的異常告警信息。

e.開關遠方操作到位判斷條件滿足兩個非同樣原理或非同源指示“雙確認”。f.集中監控功能（系統）不存在影響遠方操作的缺陷或異常信息。12.10.7.2 當遇到下列情況不允許對線路進行遠方試送：

a.監控員匯報站內設備不具備遠方試送操作條件。

b.運維單位人員匯報由于嚴重自然災害、山火等導致線路不具備恢復送電的情況。c.電纜線路故障或者故障可能發生在電纜段范圍內。d.判斷故障可能發生在站內。

e.線路有帶電作業，且明確故障后不得試送。f.相關規程規定明確要求不得試送的情況。

12.10.7.3 輸變電設備運維人員到達現場后,應立即通知調控機構,檢查確認相關一、二次設備運行狀態，并及時匯報調控機構。如果此時線路尚未恢復運行，應由現場運維人員確認具備試送條件后，調控機構進行遠方試送操作，并由現場運維人員負責設備狀態確認。12.11 發電機故障處置

12.11.1 發電機異?；蛱l后，廠站運行值班人員應立即匯報值班調度員，并按現場規程進行處置。

12.11.2 電網故障情況下，負責孤網調頻調壓的發電機未經值班調度員許可，不得擅自解列。12.11.3 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，廠站運行值班人員應不待調度指令，立即減少發電機有功，增加勵磁，使機組恢復同步運行。如果處理無效，應將機組與系統解列，檢查無異常后盡快將機組再次并入系統。

12.11.4 機組失去勵磁時而失磁保護未動，廠站運行值班人員應立即將機組解列。

12.11.5 發電機對空載長線零起升壓產生自勵磁時，廠站運行值班人員應立即降低發電機轉速，并將該線路停電。

12.12 變壓器及高壓電抗器故障處置

12.12.1 變壓器、高壓電抗器的主保護（重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護）動作跳閘，應對設備及保護進行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得試送電。

12.12.2 變壓器、高壓電抗器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可試送電一次；如有故障，在找到故障并有效隔離后，也可試送一次。12.12.3 變壓器、高壓電抗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）應對設備進行全面檢查，必要時應進行絕緣測定檢查。如未發現異?？稍囁鸵淮?。12.12.4 變壓器、高壓電抗器輕瓦斯保護動作發信，應立即進行檢查，確認設備能否運行。12.12.5 中性點接地的變壓器故障跳閘后，值班調度員應按規定調整其他運行變壓器的中性點接地方式。并列運行的變壓器故障跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況。12.13 SVC裝置故障處置

12.13.1 SVC相控電抗器故障跳閘后，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應立即檢查相關設備，匯報值班調度員。缺陷消除恢復送電時應注意滿足有關電容器和相控電抗器送電先后順序的配合要求。

12.13.2 SVC裝置發生異常影響到其動態電壓調節功能時，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應立即匯報值班調度員，值班調度員應按該SVC裝置停運控制相關斷面潮流。12.14 母線故障處置

12.14.1 當母線失壓后，值班監控員、廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應立即匯報值班調度員，同時將故障或失壓母線上的開關全部斷開，并迅速恢復受影響的廠站用電。12.14.2 當母線故障后，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應立即對停電母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理： 12.14.2.1 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。

12.14.2.2 找到故障點但不能迅速隔離的，應將該母線轉冷備用或檢修。若系雙母線接線方式中的一條母線故障，應在確認故障母線上的元件無故障后，將其倒至運行母線再恢復送電（應先拉開故障母線上的刀閘后再合上運行母線上的刀閘）。

12.14.2.3 經過檢查不能找到故障點時，可對失壓母線試送電一次。對失壓母線進行試送宜采用外來電源，試送開關應完好，并啟用完備的繼電保護。有條件者可對失壓母線進行零起升壓。

12.14.2.4 當母線保護動作跳閘，應檢查母線保護，如確認為保護誤動，應停運該誤動保護，按規定調整系統相關保護定值，恢復母線送電。

12.14.2.5 當開關失靈保護動作引起母線失壓時，應盡快隔離故障開關，恢復母線供電。12.14.3 廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應根據儀表指示、保護動作、開關信號及故障現象，判明故障情況，切不可只憑廠站用電全?；蛘彰魅６`認為變電站全站失壓。值班調度員也應與廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員核對現狀，切不可只憑母線失電而誤認為變電站全站失壓。

12.14.4 母線無壓時，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應認為線路隨時有來電的可能，未經值班調度員許可，嚴禁在設備上工作。12.15 開關故障處置

12.15.1 開關操作時或運行中發生非全相運行，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應立即拉開該開關，并立即匯報值班調度員。

12.15.2 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開此開關。

12.15.3 開關因本體或操作機構異常出現“分閘閉鎖”時，應停用開關的操作電源，并按現場規程進行處理，仍無法消除故障，可采取以下措施: 12.15.3.1 若為3/

2、4/3接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流（操作前應經調控機構分管領導同意，并應采用遠方操作方式，解環前確認環內所有開關在合閘位置）。12.15.3.2 其它接線方式用旁路開關代故障開關、用刀閘解環，解環前退出旁路開關操作電源；無法用旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其它開關倒至另一條母線后，用母聯開關斷開故障開關；無法倒母線或用旁路開關代路時，可根據情況斷開該母線上其余開關使故障開關停電。12.16 串補裝置故障處置 12.16.1 當串補裝置出現異常后，廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應根據現場運行規程判斷設備能否繼續運行。若不能繼續運行或判斷不明，應盡快匯報值班調度員將串補裝置退出運行，線路及高壓電抗器可以繼續運行。

12.16.2 串補裝置本體保護動作退出運行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得對串補裝置送電。

12.16.3 串補裝置旁路開關合閘拒動或合閘閉鎖時，允許線路帶串補裝置由運行轉檢修。此時，線路接地操作應在線路轉冷備用15分鐘后進行。

12.16.4 線路故障跳閘停運后，應將串補裝置轉冷備用狀態，并檢查線路、高壓電抗器、串補裝置的保護動作情況。線路恢復送電后，串補裝置檢查無異常，可投入運行。12.17 互感器故障處置

12.17.1 電壓互感器發生異常情況時，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應按現場規程規定切換二次回路，必要時應調整母線或線路運行方式。

12.17.2 在操作過程中發生電壓互感器諧振時，應立即破壞諧振條件。12.17.3 電流互感器不能正常運行時，原則上應立即停用相關一次設備。

12.17.4 電流互感器二次回路異常時，應停用相關保護，廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應迅速按現場規程規定處置。12.18 安控裝置動作或異常處置

12.18.1 當安控裝置動作后，值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應立即匯報值班調度員，值班調度員根據運行情況決定所切機組（負荷）是否并列（送電），但不得使任一線路或變壓器超極限運行，并嚴格按新的運行方式下的穩定限額控制潮流。

12.18.2 當安控裝置誤動時，應將誤動的安控裝置退出，恢復正常方式，并通知有關人員迅速查明原因。

12.18.3 當切機裝置拒動時，應迅速采取減出力措施，必要時可將拒切機組解列。

12.18.4 當安控裝置通道不能正常運行時，應按規定退出該通道或停運該安控裝置；停運該安控裝置時，同時退出相關聯的通道。12.19 通信聯系中斷處置

12.19.1 調控機構與主要廠站通信聯系中斷，備調通信暢通時，可將調度指揮權轉移至備調。12.19.2 調控機構、廠站運行值班單位及輸變電設備運維單位的調度通訊聯系中斷時，各相關單位應積極采取措施，盡快恢復通訊聯系。在未取得聯系前，通訊聯系中斷的調控機構、廠站運行值班單位及輸變電設備運維單位，應暫?？赡苡绊懴到y運行的設備操作。12.19.3 當廠站與調控機構通信中斷時：

12.19.3.1 調頻廠仍負責頻率及聯絡線潮流調整工作，其它各發電廠均應按規定協助調整，各發電廠或有無功補償設備的變電站應按規定的電壓曲線調整電壓。12.19.3.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變。

12.19.3.3 正在進行檢修的設備，在通信中斷期間完工，可以恢復運行時，只能待通信恢復正常后，再恢復運行。

12.19.4 當值班調度員下達操作指令后，受令方未重復指令或雖已重復指令但未經值班調度員同意執行操作前，失去通信聯系，則該操作指令不應執行；若已經值班調度員同意執行操作，可以將該操作指令全部執行完畢。值班調度員在下達了操作指令后而未接到完成操作指令的匯報前，與受令單位失去通信聯系，則應認為該操作指令正在執行中。12.19.5 通信中斷情況下，出現電力系統故障時：

12.19.5.1 廠站母線故障全停或母線失壓時，廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員應盡快將故障點隔離。

12.19.5.2 頻率異常時，各發電廠按照頻率異常處理規定執行，并注意線路輸送功率不得超過穩定限額，如超過穩定極限，應自行調整出力。

12.19.5.3 電壓異常時，各廠站應采取措施按規定調整電壓。

12.19.6 凡涉及電網安全問題或時間性沒有特殊要求的調度業務聯系，失去通信聯系后，在與值班調度員聯系前不得自行處理，緊急情況下按廠站規程規定處理。

12.19.7 通信恢復后，值班監控員、廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員應立即向值班調度員匯報通信中斷期間的處置情況。12.20 調度自動化系統主要功能失效處置

12.20.1 通知所有投入AGC控制的發電廠改為就地控制方式，按值班調度員要求調整機組出力。

12.20.2 通知所有投入AVC控制的廠站改為就地控制方式，按電壓曲線調整電壓。12.20.3 匯報上級調控機構，并按其要求調整聯絡線及重要斷面潮流。

12.20.4 通知各重要廠站、下級調控機構加強設備狀態、潮流及電壓的監視，發生異常情況及時匯報。

12.20.5 除電網異常故障處理外原則上不進行電網操作、設備試驗。12.20.6 將監控職責移交至輸變電設備運維人員。12.20.7 根據相關規定要求，必要時啟用備調。13 繼電保護和安全自動裝置管理

13.1 調控機構按照直調范圍開展繼電保護和安全自動裝置的運行管理、定值管理和專業技術管理工作。

13.2 調控機構組織或參加直調范圍新建工程、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、繼電保護和安全自動裝置配置原則等）。

13.3 調控機構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。13.4 運行管理

13.4.1 調控機構應制定繼電保護和安全自動裝置調度運行規程。運行維護單位應編寫現場運行規程，并報有關部門備案。

13.4.2 繼電保護和安全自動裝置運行狀態的變更應由值班調度員下令執行，現場具體操作按現場運行規程執行。

13.4.3 值班調度員應熟悉系統繼電保護和安全自動裝置的配置、運行規定和整定運行方案，了解動作原理和整定原則。新型繼電保護和安全自動裝置入網運行時繼保人員應向值班調度員技術交底。

13.4.4 變壓器中性點接地方式由調管該設備的調控機構確定，并報上級調控機構備案。如上級調控機構對主變中性點接地方式有明確規定，則按上級調控機構規定執行。13.4.5 調控機構應對繼電保護和安全自動裝置進行調度命名，值班調度員在下達調度指令以及現場值班員在匯報運行情況時，應嚴格按照定值單上保護裝置的調度命名編號及保護名稱執行。

13.4.6 運行中的繼電保護和安全自動裝置（含二次回路及通道、電源等）出現異常時，值班監控員、廠站運行值班人員或輸變電設備運維人員應立即向值班調度員匯報，按調度指令及現場運行規程進行處理，及時通知維護部門消缺。緊急情況下，可不待調度指令，按現場規程將繼電保護和安全自動裝置退出，并立即匯報值班調度員。13.4.7 運行中的繼電保護及安全自動裝置動作時，值班監控員、廠站運行值班人員或輸變電設備運維人員應記錄繼電保護及安全自動裝置動作情況，立即向值班調度員匯報。運維單位查明動作原因后，應及時匯報直調及監控該裝置的調控機構。13.4.8 繼電保護及安全自動裝置動作后，運維單位應立即進行處理和分析，調控機構應指導運行單位進行事故分析。13.4.9 繼電保護和安全自動裝置應按規定正常投運。一次設備不允許無主保護運行，特殊情況下停用主保護，應按相關規定處理。

13.4.10 220kV及以上設備主保護全部停運，設備宜同時停運。遇下列特殊情況設備需運行時，應做好相關安全措施，并經直調該設備調控機構分管領導批準。13.4.10.1 220kV線路失去全線速動保護。13.4.10.2 500kV斷路器失去斷路器保護。

13.4.10.3 220kV母線失去母差保護但滿足單永故障考核標準的。13.4.11 運行維護單位應有完整的繼電保護和安全自動裝置圖紙、資料，建立保護裝置檢驗、動作統計、調試、反事故措施、重大缺陷及消缺記錄等臺帳。調控機構應建立繼電保護及安全自動裝置檔案（包括圖紙資料、事故分析、反事故措施等）。

13.4.12 運行維護單位負責繼電保護統計分析及運行管理應用（模塊）中保護及安全自動裝置參數、裝置檢驗信息、裝置動作信息、裝置缺陷及其相關一次設備等數據的錄入及更新，各級調控機構負責審核運行維護單位填報數據的正確性和及時性。

13.4.13 繼電保護和安全自動裝置的動作分析和運行評價按照分級管理的原則，依據《電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程》開展。13.5 定值管理

13.5.1 繼電保護定值的整定計算應符合國家、行業、和國家電網公司相關企業標準的要求。13.5.2 繼電保護和安全自動裝置的整定計算按照直調范圍開展，上級調控機構可將部分繼電保護和安全自動裝置的整定計算授權下級調控機構或運維單位。

13.5.3 調控機構負責直調范圍內系統保護的整定，并編制年度繼電保護整定運行方案。13.5.4 發電廠負責發電機變壓器組等元件保護定值計算，發電廠發變組中性點零序電流保護定值應按照調控機構下達的限值執行，滿足電網運行要求并報調控機構備案。

13.5.5 設備運行維護單位負責整定變電站內的主變壓器、高壓電抗器及斷路器的非電量保護、（66kV、35kV、10kV）站用變壓器、低壓電抗器、低壓電容器、SVC及直流融冰裝置保護、串聯補償裝置本體保護定值，并將保護定值、整定說明、運行規定、資料和圖紙報相應調控機構備案。13.5.6 發電廠、運維單位應根據調控機構提供的系統側等值參數，對自行整定的保護裝置定值進行計算、校核及批準。

13.5.7 調控機構之間、調控機構與發電廠之間保護裝置整定范圍的分界點、整定限額、配合定值、等值阻抗網絡（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）應書面明確，共同遵守，以滿足分界點定值的整定計算要求。13.5.8 涉及整定分界面的定值整定，應按下一級電網服從上一級電網、下級調度服從上級調度、盡量考慮下級電網需要的原則處理。當整定限額、定值或等值阻抗網絡需要更改時，應事先向對方提出，經雙方協商確定。因新設備投產或調整定值影響對方定值配合的，應提前通知受影響方。

13.5.9 下級調控機構調度管理的繼電保護裝置動作的開關為上級調控機構所調度時，其保護裝置定值必須滿足上級調控機構所提出的要求。

13.5.10 調控機構應定期組織運行維護單位對直調范圍內設備的繼電保護定值進行全面核對。

13.5.11 定值整定單位應編制并下達繼電保護和安全自動裝置定值單，定值單應編號并注明編發日期，履行審批手續。

13.5.12 繼電保護和安全自動裝置定值應依據直調該設備的調控機構（含被授權單位）下達的定值單整定，調控機構、運行維護單位所執行的繼電保護和安全自動裝置定值單應一致。13.5.13 繼電保護和安全自動裝置的定值單應按調度指令啟用、更換、作廢，并由廠站運行值班人員或輸變電設備運維人員與值班調度員核對執行。定值單執行后及時返回歸檔。13.5.14 運行維護單位如遇定值偏差或其它問題無法執行定值單時，應與定值整定單位核實、協商，由整定單位確定處理方案。

13.5.15 臨時或特殊運行方式需要更改繼電保護和安全自動裝置定值時，可由定值整定單位下達臨時或特殊方式定值。緊急情況下，值班調度員可先改變運行方式，后聯系定值整定部門進行定值更改。13.6 專業技術管理

13.6.1 進入電網運行的繼電保護和安全自動裝置應通過國家或行業的設備質量檢測中心的檢測。

13.6.2 新（改、擴）建工程及技改工程應統籌考慮繼電保護和安全自動裝置的配置與選型方案。在設計審查及招評標過程中，下列裝置的配置與選型應經相應調控機構繼電保護部門審核。

13.6.2.1 線路、母線、變壓器、斷路器、高壓電抗器、串聯補償裝置等設備的繼電保護裝置。13.6.2.2 安全自動裝置。

13.6.2.3 與繼電保護和安全自動裝置有關的一次設備。13.6.3 在四川電力系統掛網試運行的保護裝置，其接入方案應經相應調控機構及運檢部門共同審批。

13.6.4 設備運行單位應根據繼電保護和安全自動裝置的運行工況、使用年限以及調控部門要求，提出年度大修技改計劃，調控機構負責審查。

13.6.5 繼電保護和安全自動裝置的軟件版本及反事故措施應統一管理，分級實施。運維單位負責反事故措施及軟件版本升級的具體實施。

13.6.6 新投運保護裝置或保護裝置電流、電壓回路有變動時，應進行帶負荷測試。13.6.7 繼電保護和安全自動裝置的狀態信息、告警信息、動作信息及故障錄波數據應滿足上送至調控機構的要求。

13.6.8 各發電廠繼電保護的配置和設計嚴格遵守和執行《繼電保護和安全自動裝置技術規程》、《電網運行準則》、《繼電保護設備標準化設計規范》等規程規范及繼電保護反事故措施要求。

13.6.9 當系統的繼電保護和安全自動裝置因安全穩定要求進行更新或改造時，相關發電廠及用戶應按調控機構的要求予以配合。

13.6.10 智能站繼電保護和安全自動裝置管理、含繼電保護功能模塊的智能電子設備，以及影響繼電保護和安全自動裝置功能的二次回路相關設備均應納入繼電保護和安全自動裝置設備管理范疇。

13.6.11 各級調控機構按照直調范圍對智能變電站全站系統配置文件（SCD）進行歸口管理，運維單位具體負責實施。

13.6.12 智能變電站繼電保護和安全自動裝置使用的智能裝置能力描述文件（ICD）應通過國家或行業的設備質量檢測中心的檢測。

13.6.13 行波測距、故障錄波裝置（含故障錄波系統子站）、二次設備在線監視與分析系統子站正常應投入運行。如需退出運行，應經值班調度員同意。

13.6.14 二次設備在線監視與分析系統及故障錄波系統子站應在投運前完成與調度端主站聯調測試，與一次系統及其保護裝置同步投運。13.7 檢驗管理

13.7.1 運行維護單位應根據《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》等要求制定繼電保護和安全自動裝置檢驗標準化作業指導書，定期對運行中的繼電保護和安全自動裝置進行檢驗。13.7.2 運行維護單位應結合一次設備的檢修，制定繼電保護和安全自動裝置年度檢驗計劃，并將年度檢驗計劃及完成情況及時報調控機構。

13.7.3 運行維護單位在進行繼電保護和安全自動裝置檢驗工作時應編制相應現場作業風險管控方案，落實風險管控措施。

13.7.4 接入電力系統運行的繼電保護和安全自動裝置所用的通道設備應按有關規程要求進行調試并定期進行檢驗，并保存完整的調試記錄和報告。13.7.5 行波測距、故障錄波、繼電保護故障信息管理系統子站等的檢驗應按照繼電保護裝置檢驗管理的要求進行。13.8 運行操作 13.8.1 線路保護

13.8.1.1 線路兩側同調度命名編號的縱聯保護應同時投退。投運前，線路兩側廠站值班人員應檢查縱聯保護通道正常。線路兩側后備保護可單獨投退。

13.8.1.2 當保護通道異常或任一側縱聯保護異常時，線路兩側的該套縱聯保護應同時停運。13.8.1.3 500kV線路電壓互感器停用或檢修時，該線路應同時停運。

13.8.1.4 對于3/2 接線或角形接線方式，當線路或主變停運而開關合環運行時，廠站運行值班人員應自行負責投入短引線差動保護或按規定進行保護調整。如主變差動保護回路無工作則可啟用主變差動保護作為該短引線的保護，但主變瓦斯保護應退出運行。13.8.1.5 500kV線路縱聯保護全部停運時，該線路應同時停運。

13.8.1.6 500kV線路任一側兩套遠方跳閘裝置或兩個遠跳通道同時停運時，該線路應同時停運。

13.8.1.7 220kV線路原則上不允許無縱聯保護運行。在特殊情況下線路必須運行時，應按有關規定調整線路后備保護時間，但不允許一個廠站有兩條及以上線路同時采用該運行方式。13.8.1.8 配置有兩套微機重合閘的線路，重合閘的啟用方式按照定值單要求執行。當其中一套保護裝置停運時，廠站運行值班人員應自行負責啟用或核實啟用另一套保護裝置上的重合閘功能。

13.8.1.9 對電氣設備和線路充電時，應投入快速保護。

13.8.1.10 線路縱聯保護弱饋功能的啟用方式應根據電網運行方式及時調整。13.8.1.11 在110kV、220kV廠站內的母線解合環操作時（角形接線除外），解合環過程中應停用環內開關零序保護。

13.8.1.12 旁路開關代線路開關要啟用縱聯保護時，應將高頻電纜（光纖通道）切換到旁路收發信機（光纖接口裝置）或將線路收發信機（光纖接口裝置）切換到旁路保護，不能切換的縱聯保護應停用。

13.8.2 母差保護和斷路器失靈保護

13.8.2.1 母差保護應適應母線運行方式，在母線運行方式發生改變時，應按現場運行規程調整母差保護運行方式。

13.8.2.2 500kV母線不允許無母差保護運行。

13.8.2.3 特殊情況下220kV母線無母差保護運行時，應按規定調整相關保護定值。

13.8.2.4 母聯兼旁路（或旁路兼母聯）開關在作母聯開關運行時，應停用該開關配置的線路保護及作為旁路運行時使用的開關失靈啟動保護。

13.8.2.5 開關退出運行時，廠站運行值班人員應自行負責退出該開關的斷路器保護（或啟動失靈回路）和重合閘；開關配置的保護回路有工作時，應斷開該開關的失靈啟動回路。13.8.2.6 雙母線分開運行時應停用母聯開關失靈保護。

13.8.2.7 雙套線路（主變）保護與雙套母差保護一一對應構成失靈回路的，按定值單要求同時啟用兩套失靈保護。對于未按照上述設計原則接線的按定值單要求啟用一套失靈保護。13.8.2.8 微機母差保護檢修、裝置異常或相關回路有工作需停用母差保護時，同一裝置中的失靈保護也應停用；因測試CT極性需退出母差保護時，失靈保護可繼續保持啟用狀態。13.8.3 變壓器和電抗器保護

13.8.3.1 500kV變壓器及電抗器不允許無差動保護運行。

13.8.3.2 220kV變壓器在運行中，其重瓦斯保護和差動保護不得同時停用。

13.8.3.3 變壓器充電時，其保護應按規定投入運行。在帶負荷測試時，為避免差動保護誤動對系統造成影響，可在帶負荷前短時退出主變差動保護（500kV變壓器退出差動保護應經省調分管領導批準）。

13.8.3.4 變壓器中性點接地保護投運方式應與中性點接地方式保持一致。當中性點接地方式發生改變時，應按現場規程調整中性點接地保護。

13.8.3.5 高（中）壓側為中性點直接接地系統的三圈變壓器，當高（中）壓側開關斷開運行時，高（中）壓側中性點應接地，并投入接地電流保護。

13.8.4 串補裝置本體保護投入（退出）運行時，除應投入（退出）相應本體保護外，廠站運行值班人員還應自行負責投退相關壓板，溝通（斷開）串補裝置本體保護跳線路本側開關及遠跳對側開關的回路，以及線路保護至串補裝置本體保護的回路。13.8.5 智能變電站設備

13.8.5.1 智能變電站運行中的合并單元、智能終端和過程層交換機出現異常時，值班監控人員、廠站運行值班人員、輸變電設備運維人員應立即向值班調度員匯報，并按調度指令及現場運行規程處理。

13.8.5.2 合并單元、過程層交換機異常時，應立即退出受影響的繼電保護和安全自動裝置。13.8.5.3 智能終端異常時，應立即退出異常裝置的出口硬壓板，同時退出受影響的繼電保護和安全自動裝置。13.9 安控裝置管理

13.9.1 本條所指安控裝置是指具有如下主要功能的安全自動裝置，其功能可由一個廠站完成，也可由兩個及以上的廠站通過通道交換信息來完成。13.9.1.1 根據電力系統故障工況決定控制措施的策略表功能。13.9.1.2 聯切機組（并網線路）和負荷功能。13.9.1.3 低頻、低壓就地切負荷功能。

13.9.1.4 高頻、高壓就地切機（并網線路）功能。13.9.1.5 設備過載聯切機組功能。13.9.1.6 失步解列功能。

13.9.2 調控機構應制定安控裝置的調度運行規程（規定），發電廠、供電公司、檢修公司、電力用戶負責根據安控裝置的調度運行規程（規定）、廠家說明書等技術資料及現場實際情況，制定安控裝置的現場運行規程。

13.9.3 調控機構負責安控裝置及有關通道的調度管理，設備及通信運維單位負責安控裝置及有關通道的運行管理及維護工作。

13.9.4 未經調控機構的批準，已投運的安控裝置不能改變其硬件結構和軟件版本。

13.9.5 各供電公司應保證安控裝置切除負荷的總量和各輪次切除負荷量符合切負荷方案的規定，不得擅自減少切除量或更改所切負荷性質。若需改變所切負荷量時，應提前報省調批準。

13.9.6 安控裝置動作切除的負荷不應通過備用電源自動投入裝置轉供。13.9.7 安控裝置動作切機后，不應將被切機組的出力自行轉到其它機組。13.9.8 安控裝置的啟停

13.9.8.1 安控裝置啟用應注意： a.確認系統的運行方式，核對安控裝置的定值。

b.根據啟停調整通知單確定安控裝置的啟用范圍及有關廠站所啟用的功能。c.檢查并確認有關廠站的安控裝置工作正常。

d.按照先啟用策略表功能、后啟用切機切負荷功能的順序啟用廠站安控裝置的有關功能。

e.啟用變電站切負荷功能時，應同時向變電站和地調下令（若變電站屬地調調度管轄，則只需向地調下令），地調按規定向變電站下達啟用切負荷壓板的指令。13.9.8.2 安控裝置停用應注意：

a.確認系統的運行方式。

b.根據啟停調整通知單確定安控裝置的停用范圍及有關廠站所停用的功能。

c.按照先停用切機切負荷功能、后停用策略表功能的順序停用廠站安控裝置的有關功能。

d.停用變電站接收遠切及低頻、低壓切負荷功能時，應同時向變電站和有關地調下令（若變電站屬地調調度管轄，則只需向地調下令），地調按規定向變電站下達停用切負荷壓板的指令。

13.9.9 安控裝置的運行

13.9.9.1 當系統運行方式變化時，值班調度員應對不適應系統運行方式的安控裝置及時進行調整。安控裝置因故停運時，應相應調整系統運行方式。13.9.9.2 廠站內運行方式變化時，運行值班人員應按照安控裝置的現場運行規程及時進行安控裝置的調整（如根據開機情況確定所切機組）。

13.9.9.3 安控裝置故障或通道故障，造成安控裝置功能全部或部分損失時，安控裝置應該全部或部分停運。其中低頻、低壓就地切負荷、高頻切機功能應盡量保留運行。

13.9.9.4 安控裝置動作后，運行值班人員應及時向值班調度員匯報，地調值班調度員還應全面收集切除開關，切負荷量等信息，向省調值班調度員匯報。調度系統值班人員應根據值班調度員命令處理，不得自行恢復跳閘開關。13.9.10 安控裝置的聯調

13.9.10.1 安控裝置的聯調應由調控機構根據系統運行情況，結合裝置檢驗計劃統一安排。13.9.10.2 調控機構應制定安控裝置的聯調方案，經批準后執行。相關單位應根據聯調方案制定相應的調試細則。

13.9.10.3 安控裝置的聯調應制定相應的組織措施和安全措施。13.10 備用電源自動投入裝置管理

13.10.1 調控機構應制定備用電源自動投入裝置（以下簡稱備自投裝置）調度運行規定，設備運行維護單位應制定現場運行規程，現場操作按現場運行規程執行。13.10.2 備自投裝置聯跳小電源功能、聯切本站負荷功能和過負荷減載功能應滿足以下要求： 13.10.2.1 備自投裝置動作，備用電源投入前，該母線并網的小電源（包括通過多個廠站、多條線路最終在該站并網的機組）必須可靠解列，防止出現非同期并列。

13.10.2.2 對備用電源轉供負荷量有要求的變電站，采取備自投裝置聯跳負荷開關措施，以保證備自投裝置動作，轉供的負荷量控制在電網穩定運行規定要求范圍以內。

13.10.2.3 備自投裝置動作，備用電源投入后，備自投裝置過負荷減載功能應滿足設備與電網穩定運行要求。

13.10.3 現場值班人員應按照值班調度員的調度指令啟停備自投裝置，并根據現場實際運行情況變化自行負責調整備自投裝置運行方式與一次設備運行相一致。14 調度自動化管理 14.1 一般原則 14.1.1 調控機構負責調管范圍內調度自動化系統的運行管理、技術管理，負責本級調度自動化主站系統的建設、技術改造和運行維護，負責調管范圍內調度自動化系統安全運行及電力二次系統安全防護工作。

14.1.2 廠站運維單位負責自動化子站系統的安全運行，負責子站設備的運行維護和檢驗，參加新建和改（擴）建子站設備的設計審查以及投運前的調試和驗收。14.1.3 省、地級調控機構應設置調度自動化專業部門，廠站運維單位應設置負責子站設備運行維護的部門或專崗。

14.1.4 調度自動化系統的功能、性能指標應滿足有關國家標準、行業標準和規范、規程的要求，滿足電力系統調度控制運行管理的需要。14.1.5 調度自動化系統的設備應符合國家標準、電力行業標準，并符合所接入調度自動化系統的技術條件。14.2 運行管理

14.2.1 調控機構按照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原則，建立電力二次系統縱深安全防護體系，并對下級調控機構和管轄廠站的安全防護工作實施管理與考核。14.2.2 按照“統一管理、分級維護”原則，省調負責省級調度數據接入網的運行管理與考核,地調負責地級調度數據接入網的運行管理與考核。14.2.3 調控機構、廠站運維單位應按照相關要求，分別負責主站系統和子站系統自動化設備的運行維護，并向相關調控機構及時提供實時數據、模型、圖形，實現“源端維護、全網共享”。

14.2.4 電網模型命名應與電網一次設備調度命名一致。電網模型、電網一次接線圖的描述和交換應遵循相關規范要求。14.2.5 運行維護要求

14.2.5.1 調度自動化系統運行維護、值班人員應經過專業培訓及考試，合格后方可上崗。脫離崗位半年以上者，上崗前應重新進行考核。

14.2.5.2 調控機構、廠站運維單位的專責人員應定期對自動化系統和設備進行巡視、檢查、測試和記錄，定期核對自動化信息的準確性，發現異常情況及時處理，做好記錄并按有關規定要求進行匯報。

14.2.5.3 廠站運維單位應建立廠站自動化設備的臺賬、運行日志、設備缺陷和測試數據等記錄。每月做好運行統計和分析，編制運行維護設備的運行月報，按時上報調控機構。

14.2.5.4 在進行調控主站系統的運行維護時，如可能會影響到自動化信息或功能，應按規定提前辦理自動化檢修票，開工前自動化值班人員應提前通知值班調度員、監控員和相關調控機構自動化值班人員。

14.2.5.5 在廠站端進行工作可能影響上下行自動化信息時，應按規定提前辦理自動化檢修票，開工前應提前通知相關調控機構自動化值班人員，自動化值班人員應通知值班調度員、監控員。

14.2.5.6 未經調控機構同意，不應在子站設備及其二次回路上工作和操作，但按規定由運行人員操作的開關、按鈕及保險器等不在此限。當自動化設備在運行中發生危及人身、電網或設備安全的情況時，現場人員應按相關規程處理，并及時向調控機構自動化值班人員匯報。14.2.6 異常和故障處理

14.2.6.1 下級調控機構主站設備異常影響送上級調控機構自動化信息時，應及時匯報上級調控機構自動化管理部門。

14.2.6.2 子站設備運維部門發現故障或接到設備故障、自動化信息異常通知后，應及時處理并向調控機構自動化值班人員如實匯報有關情況。對于超過24小時設備故障（異常）或信息錯誤，必須向調控機構提交書面報告，如實記錄故障（異常）現象、原因及處理過程、處理結果和預防措施。

14.2.6.3 因設備缺陷暫時無法根本解決的，應采取加強管理、提高巡視力度、進行人工處置等方法，改善設備運行狀況，同時申報改造項目予以解決。

14.2.6.4 廠站處理異常時如需投退AGC、AVC及一、二次設備遠方控制功能，投退操作應經值班調度員許可。如異常危及電網運行、現場設備及人員安全，廠站運行值班人員應先退出AGC、AVC及一、二次設備遠方控制功能，再及時向值班調度員匯報。14.3 AGC管理

14.3.1 200MW（新建100MW）及以上火電（不含背壓式熱電機組）和燃氣機組，40MW及以上非燈泡貫流式水電機組和抽水蓄能機組，風電場，光伏電站應具備自動發電控制（AGC）功能，參與電網閉環自動發電控制。

14.3.2 納入AGC控制的發電廠（機組）性能和指標應滿足《電網運行準則》及相關技術標準。

14.3.3 應具有AGC功能的機組商運前，由發電廠提供AGC現場試驗報告，并完成與調控機構AGC功能的閉環調試，由調控機構出具聯調報告，明確其性能和參數滿足相關技術標準要求。

14.3.4 納入AGC控制的發電廠（機組），其調節參數（調節范圍、調節速率等）由調控機構根據系統要求和機組調節能力確定并下達，未經調控機構批準不得修改。

14.3.5 發電廠（機組）AGC功能改造后，由發電廠提供機組有關現場試驗報告，并與調控機構調度自動化系統重新進行聯合調試、數據核對等工作。聯合調試合格，由調控機構以書面形式通知發電廠，其AGC功能方可投入運行。

14.3.6 發電廠（機組）遠方AGC功能的投入或退出，應經值班調度員許可。

14.3.7 具備AGC控制功能的發電廠（機組）進行自動化設備檢修時，如工作影響AGC功能的正常運行，應征得當值調度員許可，申請退出發電廠（機組）AGC遠方控制功能。14.4 AVC管理

14.4.1 AVC系統的建設、運行應按照“總體規劃、分步實施、分級分層、聯網協調運行”的原則實施。

14.4.2 并網運行機組應具備AVC功能，AVC裝置應具備與電網調控機構AVC主站實現聯合閉環控制的功能。

14.4.3 納入AVC控制的發電廠（機組）性能和指標應滿足《電網運行準則》及相關技術標準。

14.4.4 接入調控機構AVC主站的新建發電廠（機組）AVC子站，機組商運前由發電廠提供AVC現場試驗報告，并完成與調控機構AVC功能的閉環調試，由調控機構出具聯調報告，明確其性能和參數滿足相關技術標準要求。14.4.5 納入AVC控制的發電廠（機組），其調節參數由調控機構根據系統要求和機組調節能力確定并下達，未經調控機構批準不得修改。

14.4.6 發電廠（機組）AVC功能改造后，由發電廠提供機組有關現場試驗報告，并與調控機構調度自動化系統重新進行聯合調試、數據核對等工作。聯合調試合格，由調控機構以書面形式通知發電廠，其AVC功能方可投入運行。

14.4.7 發電廠（機組）遠方AVC功能的投入或退出，應經值班調度員許可。

14.4.8 具備AVC控制功能的發電廠（機組）進行自動化設備檢修時，如工作影響AVC功能的正常運行，應征得當值調度員許可，申請退出發電廠（機組）AVC遠方控制功能。

14.4.9 除用戶變電站以外的所有35kV及以上電壓等級變電站AVC子站均應接入調控機構AVC主站。

14.4.10 新建500kV變電站與省調AVC主站的接入和聯調工作以及新建220kV變電站與地調AVC系統的接入和聯調工作，應與變電站無功補償設備的投產同步完成。

14.4.11 220kV變電站在投運后的1個月內，所轄地調AVC子站需完成新投變電站與省調AVC主站的聯調測試工作。14.5 檢修管理

14.5.1 調度自動化設備檢修工作主要包括對自動化系統和設備的結構進行更改、軟硬件升級、年檢（測量裝置/回路檢驗、傳動試驗等）、消缺等內容。14.5.2 調度自動化設備檢修應實現計劃管理。自動化系統和設備的年度檢修計劃應與一次設備的檢修計劃同步編制和上報，由相應調控機構負責審核和批復。14.5.3 未經相關調控機構自動化管理部門同意，任何人不應該對該調控機構管轄的自動化設備進行維護、調試、試驗、測試、消缺等工作。14.5.4 自動化設備檢修申請管理制度

14.5.4.1 自動化設備的計劃檢修和臨時檢修，應向調控機構辦理自動化檢修票并按規定履行審核、批準、開工、延期、完工手續。

14.5.4.2 自動化檢修票應提前3個工作日（重要節日或重大保電時期應提前5個工作日），臨時檢修應提前4小時提出申請，報調控機構自動化管理部門批準后方可實施。

14.5.4.3 主站系統的故障消缺，由調控機構自動化值班人員及時通知相關業務處室，必要時應報告主管領導。

14.5.4.4 子站設備發生故障時，運維人員應立即向調控機構自動化值班人員匯報故障情況、影響范圍，提出檢修工作申請，經同意后方可進行工作。情況緊急時，可先進行處理，處理完畢后1天內將故障處理情況上報調控機構。

14.5.5 設備檢修應執行安規及安全生產工作規定，制定完善的組織措施、安全措施、技術措施并落實。

14.5.6 已開工的自動化檢修工作，當電網出現緊急情況時，調控機構自動化值班人員有權終止檢修工作。15 調度通信管理 15.1 一般原則

15.1.1 電力通信應滿足電網運行與管理的需要。四川電力通信網的調度管理應遵循統一調度、分級管理的原則。

15.1.2 四川電網通信電路及設備實行屬地化管理原則，投入運行的通信電路及設備，均由屬地管理單位實施運行維護和檢修管理。接入通信網運行的通信設備及相應的輔助設施均應納入相應的通信調度管轄范圍。

15.1.3 通信調度是電力通信網運行與故障處理的指揮和協調中心，省信通公司應設置24小時有人值班的通信調度，按通信調度管轄范圍下達通信調度指令，履行電力通信網的調度運行職責。省檢修公司和地市供電公司應建立24小時通信運維值班制度，接受省級通信調度下達的通信調度指令,履行本級電力通信網運行維護職責。發電企業和直供大用戶應按調度部門的要求建立24小時運維值班制度，接受通信調度下達的通信調度指令，履行資產和運維范圍內的通信網運行維護職責。

15.1.4 承擔通信光纜線路運行維護的單位（或部門），應接受同級和上級通信運行管理機構的業務指導和運行管理，服從通信調度指揮。

15.1.5 生產型場所通信機房運維單位應負責對電源、環境、主設備告警等信息實施24小時監視。

15.2 調度管轄范圍

15.2.1 通信調度管轄范圍參照DL/T544執行。

15.2.2 并入電力通信網運行的發電廠、用戶變電站通信設備和承載電力生產業務的電路資源，按資產歸屬關系，由資產擁有者進行運行維護，按照調度管轄范圍納入相應通信管理機構調度管理。15.3 技術要求

15.3.1 電力通信網所用通信設備應符合國際標準、國家標準、電力行業標準及相應的技術管理規定，通過國家級質量檢驗測試中心測試，并滿足所接入系統的組網要求。

15.3.2 電力通信網正常運行方式下，單一設備故障、單條光纜故障或單點設施故障，不應造成系統內任一廠站的電力調度業務的全部中斷。15.3.3 投入運行的通信設備應具備必要的監視手段，各運行維護單位應即時監視調度通信電路的運行情況。

15.3.4 省調直調發電廠、用戶變電站應配置省、地兩套傳輸網設備，分別接入省、地通信傳輸網，其余傳輸設備根據具體工程組網需要配置。

15.3.5 接入四川電力通信網設備應保證與本級通信網管統一，同步時鐘統一。15.3.6 省調核心通信站應具備四條及以上完全獨立的光纜通道，地調核心通信站應具備三條及以上完全獨立的光纜通道，縣（配）調、重要變電站、直調發電廠（含梯級電站集控中心）和通信樞紐站通信系統應具備兩條及以上完全獨立的光纜通道。省調（含備調）至直調對象應具備兩條及以上的完全獨立的通道路由。

15.3.7 傳輸同一條線路的兩套保護或有主備關系的兩套安全自動裝置使用的通道應具備完全獨立的兩條路由，采用兩套獨立的通信設備，并由兩套獨立電源供電，滿足“雙設備、雙路由、雙電源”要求。

15.3.8 省調與直調對象調度自動化實時業務信息的傳輸應具有兩路不同路由的通信通道（主/備雙通道）。

15.3.9 無人值班通信站的設置，應符合國家電網公司《電力通信網無人值班通信站管理規定》的要求，并履行相應的審批手續。

15.3.10 通信光纜或電纜應采用不同路由的電纜溝（豎井）進入通信機房和主控室；不得與一次動力電纜同溝（架）布放，并具備完善的防火阻燃和阻火分隔等各項安全措施。15.4 通信專業與相關專業的工作界面劃分

15.4.1 通信運維部門與線路運維部門和其它二次專業的維護界面劃分參照 DL/T 544 執行。15.4.2 接入-48V通信電源的其它設備，分界點為-48V直流電源接線端子或空氣開關用戶側接線端子。其中，空氣開關由用戶運行管理部門負責操作。15.5 運行管理

15.5.1 通信設備、通信業務發生告警或故障時，運維責任單位（部門）應按照調管范圍立即向所屬通信運行管理機構報告。15.5.2 涉及省調調度管轄的業務，由省信通公司負責與省調進行協調；涉及地調調度管轄的業務，由地市信通公司負責與地調進行協調。15.5.3 各運維責任單位（部門）應按照通信運行管理機構的指令安排組織開展屬地通信系統故障處置，并及時反饋故障處置進展情況，直至確認故障排除。

15.5.4 通信業務申請（包括業務新增、變更、退出）由各級通信運行管理機構負責受理、審核和通信業務運行方式編制。涉及跨級通信業務申請的，由最高級通信運行管理機構負責編制通信業務運行方式。通信業務運行方式實施前應取得方式編制運行管理機構的許可。任何單位和個人不得在沒有通信運行方式單或沒有通信調度許可的情況下擅自使用四川電力通信網的資源或改變四川電力通信網的運行方式。15.6 檢修管理

15.6.1 四川電力通信系統檢修工作應嚴格按照Q／GDW 720《電力通信檢修管理規程》及《國家電網公司通信檢修管理辦法》的要求執行。15.6.2 涉及省信通公司的調管范圍的檢修工作由省信通公司負責受理，涉及地市信通公司的調管范圍的檢修工作由地市信通公司負責受理，檢修實施單位在收到批準的通信檢修申請票后，應按照批復的檢修時間、計劃方案和要求進行開工前的準備工作。在確認具備開工條件后，向檢修工作受理單位申請開工。通信檢修工作完成后，負責檢修工作的單位在確認通信系統運行狀態已恢復且具備竣工條件后，向檢修工作受理單位申請竣工。15.6.3 影響電網調度生產業務的通信檢修工作，相應通信檢修申請票應經調控機構相關專業會簽。通信檢修申請票中應明確提出所影響的電網調度生產業務的具體內容和有關措施要求，業務名稱應采用調度命名和規范用語。

15.6.4 各級信通公司、調控機構、運檢管理機構應建立檢修計劃的月度溝通協調機制，涉及上級通信運行管理機構許可范圍的電網檢修和通信檢修均應按要求上報月度通信檢修計劃，并提前組織相關單位召開協調會，明確相關檢修工作聯系人和檢修計劃申請、開竣工工作要求，認真組織相關單位編制“三措一案”，落實安全措施，制定應急預案。

15.6.5 現場開展巡視作業、檢修作業、故障處置、方式執行工作時應嚴格按照Q／GDW 721《電力通信現場標準化作業規范》的要求實施規范化作業。16 水電調度管理

16.1 調度運行基本原則

16.1.1 按照水庫設計確定的任務、參數、指標及有關運用原則，在確保樞紐工程安全的前提下，科學合理利用水能資源，充分發揮水庫的綜合效益。16.1.2 水電廠應根據電網運行需要、水電廠特性和水庫控制要求，充分發揮在電網運行中的調峰、調頻、調壓、事故備用和黑啟動等作用。

16.1.3 水庫防汛及汛期防洪庫容運用須服從具有管轄權的政府防汛部門統一安排和指揮，當樞紐工程安全與發電或其它興利要求發生矛盾時，應首先服從樞紐工程安全；以發電為主的并網水電廠，要兼顧各綜合利用部門的用水需求；各綜合利用部門用水要求有矛盾時，由政府能源主管部門裁定。

16.1.4 水庫正常調度運行中，除沖沙、檢修、泄洪、庫區施工等特殊情況外，水庫最低運行水位不得低于死水位。

16.1.5 應按照國家節能發電調度政策和水電站特性，結合水文預報及負荷預計成果，科學、合理安排水庫聯合運行方式，發揮各水庫調節性能，提高全網水能利用率，減少棄水。16.1.6 相關調控機構及水電廠應建立水電調度管理專職機構，合理配備專業技術人員，嚴格執行水庫調度的相關規程、標準、制度。16.2 水庫運用參數及資料

16.2.1 水電廠應具備齊全的水庫運用參數和指標等設計資料，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，報調控機構作為水電調度的依據。水庫運用參數和指標未經批準不得任意改變。

16.2.2 水庫調度運用的主要參數及指標應包括水庫調節性能、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、利用小時、控制泄量等。

16.2.3 有季及以上調節能力的水庫電廠，應根據設計確定的開發目標、參數及指標，繪制水庫調度圖，并及時提交調控機構。16.2.4 正常情況下，水電廠應每隔5～10年對水庫運用參數和指標進行復核，定期開展流域水文、氣象、水庫運行歷史資料的整編，并將有關部門審批后的復核結果和整編成果報相關調控機構。

16.2.5 新建水電廠應在首臺機組并網90日前向調控機構上報水庫調度基礎參數、電站設計報告、電站設計運行說明書、流域氣象水文歷史數據、水庫綜合利用和初期蓄放水控制等資料。水庫調度參數、指標及基本資料發生變化時，直調水電站應在7日內向調控機構匯報。16.3 水文氣象預報

16.3.1 調控機構和水電廠應加強流域水文氣象預報管理工作，結合水庫調度運行實際工作需要，及時收集流域天氣實況和預報信息，跟蹤監視流域氣象、水情變化。

16.3.2 水電廠應按照相關預報規范要求，根據水庫流域情況、氣象預報單位的預報結果、水庫調度運行的需要，組織開展日、周、月、季、年、汛前、汛末、枯水期等特定時段的水文氣象預報和評價工作。

16.3.3 在應用水文氣象預報成果時，應充分考慮到預報偏差可能帶來的影響，所編制的水庫調度方案或水電計劃應留有安全余地，必要時應對水情預測偏差可能帶來的風險提出不同應對方案。

16.3.4 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。在實際調度過程中，應及時收集氣象預報成果，并組織開展短期氣象預報。16.4 發電調度

16.4.1 調控機構及水電廠應編制年度、季度及月、周、日水庫運行控制和發電計劃方案。根據實際運行需要，編制迎峰度夏、迎峰度冬、檢修施工等特殊運行方式下的水庫控制和發電計劃方案。

16.4.2 年度水庫運行控制和發電計劃方案宜采用70%～75%頻率的來水編制，同時選用其它典型頻率來水對比分析；季度及月、周、日水庫運行控制和發電計劃方案應在前期發電計劃的基礎上，參考水文氣象預報及電網運行情況編制。16.4.3 水庫實際調度運行中，應充分利用水文氣象預報成果，動態調整和優化各階段水庫運行控制和發電計劃方案。實際來水與前期預測情況偏差較大時，水電廠應及時匯報調控機構，調控機構應結合電網運行實際情況及時進行計劃方案調整。

16.4.4 季調節及以上性能水庫發電調度應采用水庫調度圖與水文預報相結合的方法進行，充分發揮各水庫調節性能；日、周調節水庫應充分利用短期水文氣象預報成果，在允許范圍內采取提前加大出力、攔蓄洪尾等措施提高水能利用率；無調節性能水庫或徑流式水電按來水發電。并網水電廠應加強短期水文預報，提高申報建議計劃精度。16.4.5 梯級水庫群調度運行要在滿足電網運行需求的基礎上，以梯級綜合利用效益最佳為準則，由調控機構根據各水庫地理位置和特性，統一制定合理的梯級水庫群的調度規則和水庫蓄放水次序，科學協調各水庫發電運行。當流域水情發生重大變化時，上游水電廠應及時向下游水電廠通報相關水情信息。

16.4.6 反調節水庫電廠應按有關部門批準的設計要求保證最小下泄流量，加強與上游電廠的配合聯系，合理控制水庫水位。

16.4.7 運行過程中遇有綜合用水、施工、通航、檢修等臨時特殊控制要求時，水電廠應提前3日與調控機構溝通，并提交書面申請和相關材料，必要時應編制專題分析報告。當發生重大突發事件影響到水庫調度運行時，水電廠應立即向調控機構報告并提供相關依據。16.5 洪水調度

16.5.1 汛期承擔下游防洪任務的水電廠，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指揮調度；不承擔下游防洪任務的水電廠，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。

16.5.2 水電廠應根據水庫設計防洪標準和洪水調度原則，結合樞紐工程實際情況，編制年度洪水調度方案，并按相關程序進行報批。16.5.3 汛末在確保水庫防洪安全的前提下，水電廠應根據設計規定，參照歷年水文氣象規律及當年水情形勢，科學把握蓄水時機，擬訂合理的蓄水方案。

16.5.4 對于洪峰或洪量頻率小于等于10%的洪水，以及對電網、電廠運行造成重大影響的洪水，水電廠應開展防洪調度專題總結分析。16.6 調度信息管理

16.6.1 調度信息主要包括：水庫流域和壩址實時水雨情信息、閘門啟閉信息、日常水務計算結果、水庫調度指令信息、地區和流域氣象及水文實況及預報成果、水庫發電運用計劃建議等。

16.6.2 水電廠每日6：30前向調控機構報送前一天氣象水情實況及發電運行情況；每日9:00前報送次日氣象水文預報結果、水庫發電計劃和有關需求建議。16.6.3 水電廠每月19日前、每季度末5個工作日內、每年9月底前向調控機構報送下月度、季度、年度水庫運用計劃。

16.6.4 水電廠每年3月底前應將已批準或申報的年度洪水調度方案報調控機構備案，9月10日前上報汛末水庫蓄水方案,11月10日前報送枯期水庫運用方案。

16.6.5 水電廠每月前2個工作日內、每年1月10日前向調控機構報送月度、年度水庫運行總結。

16.6.6 日常運行中，當并網水電廠獲悉影響本電站或相關電站正常發電運行的重要氣象、水文、地質、基建施工、防洪、綜合利用等信息時，應立即向調控機構及上、下游相關電廠通報。

16.6.7 直調水電裝機容量大于200MW的地市級調控機構應定時向省級調控機構報送其調度管轄水電廠水情及發電運行情況。16.7 水調技術支持系統應用管理

16.7.1 水電廠水情自動測報系統及水調自動化系統應實現水庫流域實時水情自動收集，為提高水電廠經濟運行水平和保證水庫上下游防洪安全服務。16.7.2 裝機容量在100MW及以上的水電廠、流域集控中心應建設水調自動化系統子站并與調控機構主站聯網，按規定向調控機構水調自動化系統傳輸氣象水情數據、水庫調度信息、水庫調度資料和運行控制方案等信息，并確保傳送信息的完整性、準確度和可靠性。16.7.3 水調自動化系統主要功能應包括數據采集及處理、安全監視、數據庫管理、人機聯系、水庫調度應用、數據通信等。

16.7.4 調控機構和并網水電廠應加強水情自動測報及水調自動化系統運行維護工作，確保系統穩定、可靠運行，并按要求做好安全防護工作，系統接入、改造、升級必須報調控機構審查或備案。

16.7.5 水電廠水調自動化系統出現故障時，電廠應立即安排人員進行處理，同時向調控機構通報。系統恢復正常后，各水電廠應立即向調控機構補傳故障期間缺失的數據。16.7.6 水電廠水調自動化系統接入調控機構主站以及改造、升級等工作實施前應報調控機構備案；系統檢修、相關網絡設備維護等可能影響數據接收時，應事先征得調控機構許可，并做好相關預案。17 新能源調度管理 17.1 基本資料

17.1.1 風電場、光伏電站應具備完整的風（光）資源和發電利用設計資料，掌握氣象環境、場址地形和發電設備的基本情況，報調控機構作為新能源發電調度的依據。設計資料未經批準不得任意改變。

17.1.2 風電、光伏發電調度運行的主要參數及指標應包括：場址的多年平均氣象觀測資料、地形及粗糙度，發電設備的位置坐標、發電功率特性、光伏組件衰耗特性，電站設計年及各月利用小時數等。風電場、光伏電站應作好現場觀測、試驗，維護整編數據信息，確保資料完備和有效。

17.1.3 風電場、光伏電站建成投入運行后，因氣象環境、場址地形、發電設備等發生變化，不能按設計指標運行時，應由運行管理、設計等有關單位對新能源發電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。17.1.4 風電場、光伏發電站應向調控機構報送相關涉網信息，主要包括風電機組、光伏組件、逆變器和動態無功補償裝置的仿真模型、控制參數、電氣量保護定值及軟件版本號等，相關參數、定值調整或軟件升級，應經調控機構許可并備案。17.1.5 風電場、光伏電站應按有關標準和規定要求通過發電功率預測系統，向調控機構提供新能源發電調度信息，主要包括：發電功率預測結果、發電設備可用容量、氣象觀測信息、樣板機運行信息、單機有功功率、無功功率和運行狀態（運行、待風或停運狀態）、場內發電受阻原因和發電量等。17.2 并網管理 17.2.1 風電場、光伏電站應按照相關要求，向調控機構提交完備的技術資料和并網檢測試驗方案。

17.2.2 并網前風電場、光伏電站應向調控機構提供本站所有機型的風機（逆變器）的型式試驗報告。

17.2.3 風電場、光伏電站應在并網后6個月內完成電能質量、有功/無功功率調節能力、低電壓穿越能力等并網技術標準要求的現場并網檢測，并提交檢測報告，檢測不合格的，須解網整改。有條件的單位還應盡快完成電網適應性檢測和電氣模型驗證。17.2.4 風電場、光伏電站輸變電一次設備及二次設備配置應當符合電網的技術要求，二次系統應當符

合《電力二次系統安全防護規定》和其它有關規定。17.2.5 風電場、光伏電站內匯集線系統應采用經電阻或消弧線圈接地方式，并配置相應保護快速切除匯集線路的單相故障。匯集線系統中的母線應配置母差保護。17.2.6 17.2.7 風電場、光伏電站的監控系統建設應滿足相應技術規范的要求，具備安全、穩定、可靠向調度端上傳信息的性能要求。17.3 運行管理

17.3.1 風電場、光伏電站應按照有關標準和規定要求，開展中長期（年、季、月）、短期、超短期發電功率預測，預測精度應滿足相關標準要求。17.3.2 調控機構應開展調度端新能源中長期及短期、超短期發電功率預測，并按照有關標準和規定要求，對風電場、光伏電站發電功率預測結果和發電功率預測系統數據報送情況進行評價考核。

17.3.3 風電場、光伏電站應根據發電功率測結果，每月19日前、每季度末5個工作日內、每年9月底前向調控機構報送下月度、季度、年度發電計劃建議；每日9:00前向調控機構上報次日96點發電計劃建議。

17.3.4 風電場、光伏電站應每15分鐘自動向調控機構上報未來15分鐘--4小時的超短期發電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15分鐘。17.3.5 調控機構應根據風電場、光伏發電站報送的發電計劃建議，綜合考慮電網運行情況和預報誤差編制下達風電場、光伏發電站發電計劃。17.3.6 風電場、光伏電站應參與電網無功平衡及電壓調整，保證并網點電壓滿足電網調度機構下達的電壓控制曲線．當風電場內無功補償設備因故退出運行時，風電場應立即向電網調度機構匯報，并按指令控制風電場運行狀態。

17.3.7 風電場、光伏電站應嚴格按照調控機構下達的調度指令參與電力系統運行控制，當電網需要時，應按調度指令調整出力或停運，參與電網調頻、調峰、調壓及系統穩定控制。17.3.8 當光伏電站多臺光伏逆變器同時或相繼故障解列停運后，未經調控機構許可不得自行恢復設備并網運行，光伏電站應做好事故信息記錄并及時上報調控機構。

17.3.9 風電機組故障脫網后，未經調控機構許可不得自行恢復并網運行。發生故障后，風電場應及時向調控機構報告故障及相關保護動作情況，及時收集、整理、保存相關資料，積極配合調查。

17.3.10 風電場、光伏電站應按照電網設備檢修有關規定將年度、月度、日前設備檢修計劃建議報調控機構，統一納入調度設備停電計劃管理。

17.3.11 調控機構應根據相關標準、規范和相關單位的反事故措施，結合電網實際情況，定期開展風電場、光伏電站的并網運行特性評價，評價結果可用于編制優先調度序列。

17.3.12 調控機構及風電場、光伏電站應建立新能源調度管理專職機構，合理配備專業技術人員，嚴格執行新能源調度的相關規程、標準、制度。18 設備監控管理 18.1 一般規定

18.1.1 調控機構按監控范圍開展變電設備運行集中監控、輸變電設備狀態在線監測與分析業務。

18.1.2 設備監控管理主要包括變電站設備實時監控、設備監控信息管理、集中監控許可管理、集中監控缺陷管理和監控運行分析評價等內容。

18.1.3 值班監控員接受相關調控機構值班調度員的調度指令，并對其執行調度指令的正確性負責。

18.1.4 輸變電設備運維人員在進行監控運行業務聯系時，應服從值班監控員的指揮和協調。18.2 設備監控管理

18.2.1 設備監控信息管理

18.2.1.1 調控機構負責設備監控信息歸口管理，組織制定設備監控信息技術規范和管理規定，參與涉及變電站設備監控信息的設計審查并提出專業意見，負責設備監控信息表的審核和發布。

18.2.1.2 電科院配合調控機構制定設備監控信息有關規范。

18.2.1.3 運維檢修單位負責落實已投運變電站設備監控信息相關管理和技術要求，配合調控機構做好設備監控信息表管理工作，負責變電站已投產設備監控信息表編制。

18.2.1.4 建設管理部門負責落實新建（改、擴建）變電站建設階段的設備監控信息相關管理和技術要求，負責協調設計單位依據《變電站典型信息表》要求編制設備監控信息表。18.2.1.5 設計單位負責設計變電站設備監控信息并出具設備監控信息表。

18.2.2 調控機構負責監控范圍變電站設備監控信息接入（變更）及驗收工作；運維檢修單位配合做好相關工作，保證遙測、遙信、遙控、遙調信息的正確性；建設管理部門負責新建（改、擴建）變電站設備監控信息調試管理，確保監控信息與設計圖紙（設備監控信息表）保持一致。

18.2.3 新建變電站納入調控機構實施集中監控應執行自查、申請、現場檢查、評估、批復、交接的許可管理流程，改、擴建變電站納入調控機構實施集中監控可參照新建變電站許可管理流程執行。調控機構按監控范圍實施變電站集中監控許可管理，并組織驗收和評估工作。變電站納入調控機構集中監控前，一二次設備及通信運維檢修單位按相應職責對變電站是否滿足集中監控條件進行現場檢查自查，歸納總結形成自查報告，自查合格后附帶相關資料向調控機構提交變電站集中監控許可申請，并配合調控機構開展集中監控許可相關工作。調控機構根據上送資料、現場檢查、業務移交準備工作等情況進行分析評估，并形成集中監控評估報告，作為許可變電站集中監控的依據。評估報告應包括以下內容： 18.2.3.1 變電站現場檢查情況（含通信系統檢查情況）。18.2.3.2 變電站試運行情況。18.2.3.3 調控機構監控業務移交準備工作情況。

18.2.3.4 需在報告中體現的其它情況（如遺留問題及缺陷等）。18.2.3.5 評估意見（明確是否具備集中監控條件）。18.2.4 集中監控缺陷管理

18.2.4.1 運維檢修管理部門和運維檢修單位負責及時消除輸變配設備集中監控缺陷。18.2.4.2 信通公司負責及時消除通信通道類設備集中監控缺陷。

18.2.4.3 調控機構負責集中監控缺陷發起及缺陷分類，負責集中監控缺陷消缺驗收，負責主站監控系統設備缺陷的消缺處理，負責督導運維檢修管理部門和運維檢修單位消缺并跟蹤、考核及歸檔，負責對監控范圍集中監控缺陷情況進行統計分析，建立缺陷檔案。18.2.4.4 集中監控缺陷按緊急程度分為危急缺陷、嚴重缺陷、一般缺陷三類。

a.危急缺陷在4小時內處理，最長不超過24小時，其中直接影響電網、系統和設備安全的缺陷要求立即處理。

b.嚴重缺陷在1周內處理，最長不超過1個月。

c.一般缺陷在三個月內消除，需要停電處理的在下次計劃檢修完工前消除，最長不超過1個檢修周期。

18.2.5 調控機構定期組織召開監控運行分析例會，對監控范圍設備監控信息、運行數據、管理指標進行統計歸納，并逐級向上級調控機構報送。調控機構按月、季度和年度開展監控運行評價工作，對監控范圍設備監控運行情況進行總結和分析評價，并按規定將報表和總結報送上級調控機構。18.3 監控運行管理 18.3.1 運行監視

18.3.1.1 調控機構負責監控范圍內變電站設備監控信息、輸變電設備狀態在線監測告警信息的集中監視。

a.負責通過監控系統監視變電站運行工況。

b.負責監視變電站設備事故、異常、越限及變位信息。c.負責監視輸變電設備狀態在線監測系統告警信號。d.負責監視變電站消防、安防系統告警總信號。e.負責通過工業視頻系統開展變電站場景輔助巡視。

18.3.1.2 設備集中監視分為全面監視、正常監視和特殊監視。

18.3.1.3 全面監視是指值班監控員對所有監控變電站進行全面的巡視檢查，500kV及以上變電站每值至少兩次，220kV及以下變電站每值至少一次。

18.3.1.4 正常監視是指值班監控員對變電站設備事故、異常、越限、變位信息及輸變電設備狀態在線監測告警信息進行不間斷監視。

18.3.1.5 特殊監視是指在某些特殊情況下，值班監控員對變電站設備采取的加強監視措施，如增加監視頻度、定期查閱相關數據、對相關設備或變電站進行固定畫面監視等，并做好事故預想及各項應急準備工作。遇有下列情況，應對變電站相關區域或設備開展特殊監視：

a.設備有嚴重或危急缺陷，需加強監視時。b.新設備試運行期間。

c.設備重載或接近穩定限額運行時。d.遇特殊惡劣天氣時。

e.重點時期及有重要保電任務時。f.電網處于特殊運行方式時。g.其他有特殊監視要求時。

18.3.1.6 監控系統發出告警信息時，值班監控員應及時確認和處置，不得遺漏告警信息。18.3.1.7 運維站(班)應建立24小時有人值班機制，保證電網異常、設備故障時的應急響應，接到通知后應立即開展設備核查，規定時間內反饋檢查和處理情況，不得遲報、漏報、瞞報和謊報。

18.3.1.8 輸變電設備運維人員發現設備異常和缺陷情況，應按照有關規定處理，如異常或缺陷影響集中監控或電網安全運行，應及時匯報值班監控員和調度員。18.3.1.9 監控職責移交和收回

a.值班監控員無法對變電站實施正常監視時，應通知輸變電設備運維單位，將監控職責移交至輸變電設備運維人員。對于有人值守變電站，應將其監控職責移交至站端；對于無人值守變電站，應將其監控職責移交至該站所屬運維站。

b.監控職責臨時移交時，值班監控員應與輸變電設備運維單位明確移交范圍、時間、移交前運行方式等內容，輸變電設備運維人員不得無故拒絕執行監控職責移交工作，應嚴格執行調控機構指令，迅速采取加強現場運維的措施，同時匯報運維管理部門。

c.輸變電設備運維人員到達現場后或撤離前應告知值班監控員。監控職責移交完成后，值班監控

員應將移交情況向相關調度進行匯報。

d.因變電站站端自動化設備、調控機構監控系統、變電站與調控機構通信通道異常等其他原因造成

整站或某一電壓等級設備所有遙測或遙信信息無法正常監視，并在5分鐘內無法恢復時，調控機構應移

交全站監控職責，站端恢復有人值守。

e.發生下列情況時應移交對應設備的監控職責：

a)對一個及以上間隔所有或部分重要遙信信息無法正常監視，且無法通過其對應的遙測數據明確設備狀態，并在5分鐘內無法恢復時，站端恢復有人值守；

b)對一個及以上間隔所有或部分重要遙測信息無法正常監視，且無直接替代的遙測信息進行正常監視，并在5分鐘內無法恢復時，站端恢復有人值守；

c)變電站站端自動化設備、調控機構監控系統、變電站與調控機構通信通道異常等其他原因造成值班監控員對部分重要監控數據無法正常監視時，站端恢復有人值守；

d)對單一設備某個遙信信息無法正常監視，且無法通過其對應的遙測數據明確設備狀態，并在5分鐘內無法恢復時，輸變電設備運維單位根據情況恢復站端有人值守或采取加強現場運維的措施；

e)非操作或檢修狀態下，同一設備的信號頻繁發出，一小時內達10次以上，或一小時內雖達不到10次，但一天內發出50次以上，且嚴重干擾集中監控工作，值班監控員屏蔽相應信號時，輸變電設備運維單位根據情況恢復站端有人值守或采取加強現場運維的措施。

f.監控員確認監控功能恢復正常后，應及時與輸變電設備運維單位核對變電站運行方式、監控信息和監控職責移交期間故障處理等情況，收回監控職責，做好相關記錄，并匯報值班調度員。

18.3.1.10 工作匯報要求

a.開展變電設備、通信設備、自動化設備檢修工作，出現可能導致監控系統發出告警信息的情形，工作人員應在工作開始前和結束后匯報值班監控員。

b.發生地震、火災、惡劣天氣等突發事件，輸變電設備運維人員趕赴現場后須盡快將站內相關情況匯報值班監控員，如現場突發事件對電網運行構成威脅需相關調度采取控制措施時，應立即匯報值班調度員和監控員。

c.現場巡視中發現影響電網和設備安全運行的事故和異常情況，輸變電設備運維人員須及時匯報值班監控員，如現場異常情況對電網運行構成威脅需相關調度采取控制措施時，應立即匯報值班調度員。18.3.2 監控信息處置

18.3.2.1 調控機構負責對監控系統發出的事故、異常、越限、變位信息進行分析和處置，輸變電設備運維單位負責告知類信息的分析和處置。

18.3.2.2 監控信息處置以“分類處置、閉環管理”為原則，分為信息收集、實時處置、分析處理三個階段。

a.信息收集。值班監控員發現告警信息后，應迅速確認，根據情況對以下相關信息進行收集，必要時應通知運維單位協助收集：

a)告警發生時間及相關實時數據。b)保護及安全自動裝置動作信息。c)開關變位信息。

d)關鍵斷面潮流、頻率、母線電壓的變化等信息。e)監控畫面推圖信息。f)現場影音資料（必要時）。g)現場天氣情況（必要時）。b.信息處置

a)值班監控員收集到事故或異常信息后應初步分析評估其危急程度及影響范圍，按規定匯報值班調度員，通知輸變電設備運維單位檢查處理。輸變電設備運維單位應及時組織現場檢查，并向值班監控員匯報現場檢查結果及相關處理措施，如異常處理涉及電網方式改變，輸變電設備運維單位應直接向值班調度員匯報，同時告知值班監控員。處置過程中，值班監控員應對相關設備運行工況加強監視，跟蹤處理情況。處置結束后，值班監控員應與輸變電設備運維人員核對設備運行狀態，并做好相關記錄。

b)值班監控員收集到輸變電設備越限信息后，應匯報值班調度員，并根據情況通知輸變電設備運維單位檢查處理。對于變電站母線電壓越限信息，值班監控員應按照電壓曲線及控制要求，采取措施調壓，如無法將電壓調整至合格范圍內，應及時匯報值班調度員。

c)值班監控員收集到變位信息后，應確認設備變位是否正常。如變位信息異常，應根據情況參照事故或異常信息進行處置。

c.分析處理。值班監控員無法完成閉環處置的監控信息，應及時報告設備監控管理專業人員，由設備監控管理專業人員協調運檢部門和輸變電設備運維單位進行處理，并跟蹤處理情況。

18.3.2.3 經輸變電設備運維人員判斷告警信息為誤發或不影響設備正常運行的，輸變電設備運維單位可結合工作計劃安排人員現場檢查和處理。

18.3.2.4 對于判定為設備或監控系統缺陷引起的事故或異常信息，應及時啟動集中監控缺陷處置流程。

18.3.2.5 對于嚴重影響其他設備正常監視，已登記缺陷且無需實時監視的頻發事故、異常信號，可采取抑制或封鎖措施，并做好相關記錄，待缺陷消除后恢復正常監視。18.3.3 缺陷處置

18.3.3.1 值班監控員負責對監控系統告警信息進行分析判斷，發現缺陷及時通知輸變電設備運維單位，跟蹤缺陷處置情況，并做好相關記錄，必要時通知設備監控管理專業人員。18.3.3.2 缺陷管理分為缺陷發起、缺陷處理和消缺驗收三個階段。

a.缺陷發起：值班監控員對告警信息進行初步判斷，認定為缺陷后啟動缺陷管理程序，報告值班監控長，經確認后通知相應設備運維單位處理。如缺陷可能會導致設備退出運行或電網運行方式改變時，值班監控員應立即匯報值班調度員。

b.缺陷處理：值班監控員收到輸變電設備運維單位核準的缺陷定性后，應及時更新缺陷管理記錄，對輸變電設備運維單位提出的消缺工作需求予以配合。

c.消缺驗收：值班監控員接到消缺單位缺陷消除的報告后，應與輸變電設備運維單位核對監控信息，確認相關異常情況恢復正常，完成缺陷管理記錄。

18.3.3.3 輸變電設備運維單位應按缺陷管理要求在規定時間內消除監控缺陷；因故無法在規定時間內消除的，應說明原因并提交消缺計劃，明確消缺時間。18.3.4 運行監視管理

18.3.4.1 值班監控員應對監控運行情況進行分析總結，并按年、月、周、日對監控運行情況、自動化系統運行等情況進行統計分析，并向相關專業提出運行改進意見。

18.3.4.2 值班監控員應每周對抑制及封鎖信號進行清理，確保運行記錄、抑制及封鎖記錄、缺陷記錄和監控畫面的一致性。

18.3.4.3 值班監控員應對運維單位故障響應及時率、消缺及時性、信息匯報等實時運行情況進行記錄，對造成工作延誤、影響電網安全的情況進行考核。19 備用調度管理

19.1 備用調度管理內容包括：備調場所及技術支持系統管理、備調人員管理、備調演練及啟用管理。

19.2 備調場所及技術支持系統管理

19.2.1 備調場所設施及技術支持系統配備應滿足調度實時運行值班和日前調度業務開展需求，并與主調同步運行。

19.2.2 主、備調系統應實現電網模型一致、信息自動同步。

19.2.3 主、備調調度電話應滿足呼叫信息同步更新和共享的需求。19.2.4 主、備調電網運行資料應保持一致。

19.2.5 備調場所設施及技術支持系統的日常維護由所在地單位負責管理。19.3 備調人員管理

19.3.1 備調應按規定為主調配置相應的調度員（以下簡稱備調調度員）。

19.3.2 備調調度員應具備主調值班資格,并統一納入主調調度員持證上崗管理。

19.3.3 備調調度員應定期赴主調參加業務培訓，參與主調調控值班，熟悉系統運行方式、運行規定和工作要求。

19.3.4 主調調度員及相關專業人員應定期赴備調同步值守，開展部分主調業務。19.4 備調演練

19.4.1 調控機構應定期開展主、備調應急轉換演練及系統切換測試。

19.4.2 調控機構應針對可能發生的突發事件及危險源制定備調應急預案，并滾動修編。19.4.3 調控機構值班運行人員應定期使用備調系統開展電網正常運行監視。

19.4.4 調控機構每年應至少組織一次涉及主、備調調度（監控）指揮權切換的綜合演練，調控機構相關專業均應參加演練。19.5 備調啟用

19.5.1 因環境、場所、設備等原因影響主調調控業務正常開展時，應按相關規定及時啟用備調。

19.5.2 調度指揮權轉移前后，值班調度員應及時匯報上級調控機構，并根據需要通知相關調控機構及廠站。

附件：術語和定義 1.電力系統 由發電、供電（輸電、變電、配電）、用電設施以及為保障其正常運行所需的繼電保護和安全自動裝置、計量裝置、調度自動化、電力通信等二次設施構成的統一整體。2.電力系統運行

在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.電力調度控制機構

負責組織、指揮、指導和協調電網運行和負責電力市場運營的機構。4.電力調度控制

電力調度控制機構（簡稱調控機構）為保障電力系統安全、優質、經濟運行，促進資源的優化配置和環境保護，對電力系統運行進行的組織、指揮、指導和協調。5.電網企業

擁有、經營和運行電網的電力企業。6.發電企業

并入電網運行（擁有單個或數個發電廠）的發電公司。7.電力用戶

通過電網消費電能的單位或個人。8.電力調度控制系統

包括各級調控機構、廠站運行值班單位和輸變電設備運維單位。其中廠站運行值班單位指發電廠、梯級電站集控中心、變電站（含開關站、用戶站）等運行值班單位。9.電力調度控制管理

指調控機構為確保電力系統安全、優質、經濟運行，依據有關規定對電力系統生產運行、電力調度控制系統及其人員業務活動所進行的管理。一般包括調度控制管理、設備監控管理、系統運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電及新能源管理、調度控制系統人員培訓管理等。10.調度控制系統值班人員

包括各級調控機構的值班調度員、監控員和廠站運行值班人員、輸變電設備運維人員。11.調度許可

下級調控機構在進行許可設備運行狀態變更前征得本級值班調度員許可。12.授權調度

根據電網運行需要將調管范圍內指定設備授權下級調控機構直調，其調度安全責任主體為被授權調控機構。13.調度關系轉移

經兩調控機構協商一致，決定將一方直接調度的某些設備的調度指揮權，暫由另一方代替行使。轉移期間，設備由接受調度關系轉移的一方調度全權負責，直至轉移關系結束。14.調度指令

值班調度員對其下級調控機構值班調度員、相關調控機構值班監控員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員發布有關運行和操作的指令。15.操作指令

值班調度員發布的有關操作的調度指令。16.單項操作令

值班調度員發布的單一一項操作的指令。17.逐項操作令

值班調度員發布的按順序逐項執行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步驟和內容按順序逐項進行操作。18.綜合操作令 值班調度員發布的不涉及其它廠站配合的綜合操作任務的操作指令。其具體的操作步驟和內容，均由接受指令的調度控制系統值班人員按規程自行擬訂。19.負荷備用容量

為平衡負荷預測誤差和瞬時負荷波動而預留的備用容量。20.事故備用容量

為防止系統中發輸變電設備故障造成電力偏差而預留的備用容量。21.檢修備用容量

為完成發輸變電設備檢修任務而預留的備用容量。22.計劃檢修

為檢查、試驗、維護、檢修電力設備，調控機構根據國家及有關行業標準，參照設備技術參數、運行經驗及供應商的建議，所預先安排的設備檢修。23.臨時檢修

計劃檢修以外的所有檢修。24.臨時運行方式

發電廠或電網接線方式與正常運行方式（包括正常檢修方式）有重大變化時，發電廠或電網相應的運行方式。25.黑啟動

當某電力系統因故障全部停運后，通過該系統中具有自啟動能力機組的啟動，或通過外來電源供給，帶動系統內其它機組，逐步恢復系統運行的過程。26.強送

設備故障跳閘后，未經處理即行送電。27.試送

設備故障跳閘后，經檢查處理后的送電。28.帶電作業

對帶電或停電未做安全措施的設備進行作業。29.安全自動裝置

防止電力系統失去穩定性和避免電力系統發生大面積停電事故的自動保護裝置，如輸電線路自動重合閘裝置、電力系統穩定控制裝置、電力系統自動解列裝置、按頻率降低自動減負荷裝置和按電壓降低自動減負荷裝置等。30.水調自動化系統

由水電廠內采集水文、氣象和水庫運行信息的子站、調控機構內對水庫運行進行監視、預報、調度和管理的主站及相應的數據傳輸通道構成的系統。31.調度自動化系統

由采集電網和發電廠運行信息及完成控制功能的子站、調控機構內具有分析、應用、管理、控制功能的主站和相應的數據傳輸通道構成的為電力調度控制管理服務的系統。32.自動化主站系統

在調控機構內運行的各類調度自動化設備和應用系統。33.自動化子站系統

在發電廠、梯級電站集控中心、變電站現場運行的各類自動化設備和應用系統。34.電力通信網

由各種傳輸、交換、終端等通信設備組成的電力系統專用通信網絡，包括基礎網（光纖、數字微波、電力線載波、接入系統等）、支撐網（信令網、同步網、網管網等）和業務網（數據通信網絡、交換系統、電視電話會議系統等）。

第二篇：四川電力系統調度管理規程

四川電力系統調度管理規程

1前言.............................................................................................................................................范圍......................................................................................................................1 2 規范性引用文件............................................................................................1 3 術語和定義...............................................................................................................2 4 總則...........................................................................................................................5 5 調度系統.....................................................................................................................5 6 調度機構的任務和職權...............................................................................................5 7 調度管轄范圍..........................................................................................................6 8 調度規則........................................................................................................................7 9 調度指令..............................................................................................................8 10 運行調整與控制.........................................................................................9 11 系統操作..........................................................................................................................10 12 事故處理.................................................................................................................................15 13 調度事故匯報........................................................................................................................20 14 新設備投運及設備異動...........................................................................................................21 15 運行方式制定.........................................................................................................22 16 發電、供電調度計劃與考核.............................................................................................23 17 檢修管理..............................................................................................................................24 18 系統穩定.........................................................................................................................27 19 繼電保護及安全自動裝置....................................................................................................28 20 調度自動化...........................................................................................................................33 21 電力通信......................................................................................................................35 22 水庫調度......................................................................................................................37 23 無人值班廠站的調度管理...............................................................................................38 附錄 A 停修申請書格式...........................................................................................40 附錄 B 四川電力系統新設備投入系統運行申請書格式...................................................42 附錄 C 四川電力系統設備異動執行報告格式..................................................................47 I

前 言

為加強四川電力系統調度管理，保障系統安全、優質、經濟運行，依照《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》等法律、法規和相關規程、規定，制定本規程。本規程附錄內容的變動，以新發布的文件為準。本規程由四川省電力公司提出。

本規程由四川省電力公司調度中心歸口并負責解釋。

本規程起草單位：四川省電力公司調度中心、四川省電力公司通信自動化中心。II

四川電力系統調度管理規程 1 范圍

本規程規定了四川電力系統調度管理工作的基礎性原則。

本規程適用于四川電力系統內發電、供電（輸電、變電、配電）、用電及其它活動中與電力調度

有關的行為。2 規范性引用文件

下列文件中的條款通過本規程的引用而成為本規程的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有 的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本規程。然而，鼓勵根據本規程達成協議的各方

研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規程。中華人民共和國主席令第 60 號 中華人民共和國電力法 國務院令第 115 號 電網調度管理條例 國務院令第 432 號 電力監管條例

國家電力監管委員會第 5 號令 電力二次系統安全防護規定 國家電力監管委員會第 22 號令 電網運行規則（試行）GB 17621-1998 大中型水電站水庫調度規范 GB/T 14285 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GF-2003-0512 并網調度協議（示范文本）SD 131 電力系統技術導則（試行）

SD 325-1989 電力系統電壓和無功電力技術導則 DL 755 電力系統安全穩定導則

DL/T 516 電力調度自動化系統運行管理規程 DL/T 544 電力系統通信管理規程

DL/T 559 220-500kV 電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 584 3-110kV 電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 684 大型發電機變壓器組繼電保護整定計算導則 DL/T 723 電力系統安全穩定控制技術導則 DL/T 961 電網調度規范用語

DL/T 995 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程 DL/T 1040 電網運行準則

Q/GDW 114-2004 國家電力調度數據網骨干網運行管理規定 國辦發〔2007〕53 號 節能發電調度辦法（試行）電監安全[2006]34 號 電力二次系統安全防護總體方案

能源電（1988）18 號《電力系統電壓和無功電力管理條例》 國電調[2001]532 號 國家電力公司電力通信統計管理辦法 國電調[2002]149 號 全國互聯電網調度管理規程（試行）

國家電網生[2004]203 號 國家電網公司電力系統電壓質量和無功電力管理規定

國家電網生（2004）203 號《國家電網公司電力系統電壓質量和無功電力管理規定》 國家電網生（2004）435 號《國家電網公司電力系統無功補償設備配置技術原則》 國家電網總[2003]407 號 安全生產工作規定

國通運[2004]158 號 國家電網公司一級骨干通信電路故障處理規定 國家電網安監[2005]83 號 國家電網公司電力安全工作規程（變電站和發電廠電氣部分）（試行）

國家電網安監[2005]83 號 國家電網公司電力安全工作規程（電力線路部分）（試行）1

國家電網安監[2005]145 號 國家電網公司電力生產事故調查規程 電監市場[2006]42 號 發電廠并網運行管理規定

國家電網調[2006]170 號 國家電網公司電網安全穩定管理工作規定 國調中心調水[2007]11 號 水庫調度工作規范(試行)國調中心調水[2008]57 號 水庫調度工作匯報制度 華中電網調[2007]441 號 華中電力系統調度管理規程 3 術語和定義

下列術語和定義適用于本規程。3.1 電力系統

由發電、供電（輸電、變電、配電）、用電設施和為保證這些設施正常運行所需的繼電保護和安

全自動裝置、計量裝置、電力通信設施、自動化設施、電力市場技術支持系統等構成的整體。3.2 電力系統運行

在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.3 電力調度機構

負責組織、指揮、指導和協調電網運行和負責電力市場運營的機構。3.4 電力調度

電力調度機構（以下均簡稱為調度機構）為保障電力系統安全、優質、經濟運行和電力市場規范

運營，促進資源的優化配置和環境保護，對電力系統運行進行的組織、指揮、指導和協調。3.5 電網企業

擁有、經營和運行電網的電力企業。3.6 發電企業

并入電網運行（擁有單個或數個發電廠）的發電公司，或擁有發電廠的電力企業。3.7 電力用戶

通過電網消費電能的單位或個人。3.8 電力調度系統 包括各級調度機構和有關運行值班單位。運行值班單位指發電廠、變電站（含開關站、用戶站，下同）、監控中心（含變電站監控中心、集控站、梯級電站集控中心，下同）等的運行值班單位。3.9 電力調度管理

指調度機構為確保電力系統安全、優質、經濟運行，依據有關規定對電力系統生產運行、電力調

度系統及其人員職務活動所進行的管理。一般包括調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自

動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理等。3.10

調度系統值班人員

包括各級調度機構的值班調度員和有關運行值班單位的運行值班人員。2

3.11

調度同意

值班調度員對調度管轄范圍內的調度系統值班人員提出的工作申請及要求等予以同意。3.12

調度許可

設備由下級調度機構調度管轄，但在進行該設備有關操作前，下級調度機構值班調度員應向上級

調度機構值班調度員申請，征得同意。3.13

委托調度

一方委托他方對其調度管轄的設備進行運行和操作指揮的調度方式。3.14

調度關系轉移

經兩調度機構協商一致，決定將一方調度管轄的某些設備的調度職權，由另一方代替或暫時代替

行使。轉移期間，設備由接受調度關系轉移的一方全權負責，直至轉移關系結束。3.15

調度指令

值班調度員對調度管轄范圍內的調度系統值班人員發布的旨在貫徹某種調度意圖的各種指令的 總稱。3.16

操作指令

值班調度員發布的有關操作的調度指令。3.17

單項操作令

值班調度員發布的單一一項操作的指令。3.18

逐項操作令

值班調度員發布的按順序逐項執行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步驟和內容按順序逐 項進行操作。3.19

綜合操作令

值班調度員發布的不涉及其它廠站配合的綜合操作任務的操作指令。其具體的操作步驟和內容，均由運行值班人員按規程自行擬訂。3.20

負荷備用容量

為平衡負荷預計誤差和瞬時負荷波動而預留的備用容量。3.21

事故備用容量

為防止系統中發輸變電設備故障造成電力短缺而預留的備用容量。3.22

檢修備用容量

為完成發輸變電設備檢修任務而預留的備用容量。3.23

狀態檢修

企業以安全、可靠性、環境、成本為基礎，通過狀態評價、風險評估，狀態決策，達到運行安全

可靠、檢修成本合理的一種檢修策略。3

3.24

計劃檢修

為檢查、試驗、維護、檢修電力設備，電網調度機構根據國家及有關行業標準，參照設備技術參

數、運行經驗及供應商的建議，所預先安排的設備檢修。3.25

非計劃檢修

計劃檢修以外的所有檢修。3.26

特殊運行方式

發電廠或電網接線方式與正常運行方式（包括正常檢修方式）有重大變化時，發電廠或電網相應 的運行方式。3.27

黑啟動

當某電力系統因故障全部停運后，通過該系統中具有自啟動能力機組的啟動，或通過外來電源供

給，帶動系統內其它機組，逐步恢復系統運行的過程。3.28

安全自動裝置

在電力系統中發生故障或異常運行時，起控制作用的自動裝置。如自動重合閘、備用電源和備用

設備自動投入、自動切負荷、自動低頻（低壓）減載、發電廠事故自動減出力、事故切機、電氣制動、水輪發電機自動起動、調相改發電、抽蓄水改發電、自動解列及自動調節勵磁等。3.29

水調自動化系統

由水電廠內采集水文、氣象和水庫運行信息的子站、調度機構內對水庫運行進行監視、預報、調

度和管理的主站及相應的數據傳輸通道構成的系統。3.30

調度自動化系統

由采集電網和發電廠運行信息及完成控制功能的子站、調度機構內具有分析、應用、管理功能的

主站和相應的數據傳輸通道構成的為電力調度管理服務的系統。3.31

自動化主站系統

在調度機構內運行的各類調度自動化設備和應用系統。3.32

自動化子站系統

在發電廠、變電站、監控中心現場運行的各類自動化設備和應用系統。3.33

調度自動化管理部門

電網企業內負責本級電網調度自動化專業職能管理和運行管理的部門。3.34

調度自動化子站設備維護部門

電網企業、發電企業、電力用戶中負責自動化子站系統運行維護的部門。3.35

電力通信網

由各種傳輸、交換、終端等通信設備組成的電力系統專用通信網絡，包括基礎網（光纖、數字微波、電力線載波、接入系統等）、支撐網（信令網、同步網、網管網等）和業務網（數據通信網絡、交換系統、電視電話會議系統等）。43.36

電力通信管理部門

電網企業內歸口負責組織、指揮、指導、協調電力通信運行和管理工作的部門。4 總則

4.1 四川電力調度堅持“安全第一、預防為主、綜合治理”的安全生產方針。四川電力系統內各級電

網企業及其調度機構、發電企業、電力用戶有責任共同維護電力系統的安全穩定運行。4.2 四川電力系統實行統一調度，分級管理的原則。4.3 任何單位和個人均不得非法干預電力調度。4.4 本規程是四川電力系統調度管理的基本規程，適用于電力調度運行各相關專業的工作。四川電力

系統內各級調度機構和發電、供電、用電等單位應根據本規程制定本單位的調度規程或現場規程、規定，所頒發的有關規程、規定，均不得與本規程相抵觸。

4.5 四川電力系統內的各級調度機構以及發電、供電、用電單位的運行、管理人員均應遵守本規程。

非電力調度系統人員凡進行涉及四川電力調度運行的有關活動時，也必須遵守本規程。5 調度系統

5.1 四川電力調度系統包括四川電力系統內各級調度機構和發電廠、變電站、監控中心等的運行值班 單位。

5.2 四川電力系統設置三級調度機構，即：

──省級電力調度機構，以下簡稱省調；

──省轄市級電力調度機構，以下簡稱地調；

──縣級電力調度機構，以下簡稱縣調。

5.3 需直接與調度機構進行調度業務聯系的發電廠、變電站、監控中心運行值班人員，應參加由相應

調度機構組織的有關調度規程及電力系統知識的考試，取得《調度系統運行值班合格證書》。同時接受

多級調度機構調度管轄的廠站和監控中心，由最高一級調度機構負責組織考試和頒證工作。5.4 有權接受調度指令的人員應為下級調度機構值班調度員、監控中心值長或正值、發電廠值長或電

氣班長、變電站值班長或正值。

5.5 有調度聯系的單位之間應按規定相互報送有權進行調度聯系的人員名單。6 調度機構的任務和職權 6.1 調度機構的任務

6.1.1 按照電力系統運行客觀規律和有關規定保證電力系統連續、穩定、正常運行，使電能質量指標

符合國家規定的標準。

6.1.2 優化配置資源，充分發揮電力系統的發輸變電設備能力，最大限度地滿足用戶的用電需要。

6.1.3 依據國家法律、法規，按照相關合同或者協議，維護各方的合法權益。6.2 省調的職責和權限

6.2.1 接受國調、網調的調度管理。

6.2.2 負責四川電力系統的調度運行、調度計劃與考核、繼電保護、調度自動化、電力通信、水電廠

水庫調度等專業管理和技術監督。

6.2.3 負責指揮所轄電力系統的運行、操作和事故處理，參與電網事故調查分析。6.2.4 負責組織制定和執行所轄電力系統的運行方式。

6.2.5 負責組織制定和執行所轄電力系統發電、供電調度計劃并實施考核。6.2.6 負責四川電力系統的安全穩定運行管理。6.2.7 負責組織制定和執行所轄電力系統的繼電保護方案。6.2.8 負責所轄水電廠水庫發電調度工作，制定水庫調度方案。5

6.2.9 負責所轄電力通信和調度自動化設備的運行管理。6.2.10 受理并批復新建或改建管轄設備投入運行申請，制定新設備啟動調試調度方案并組織實施。

6.2.11 參與四川電力系統的規劃、工程設計審查及設備選型。6.2.12 負責簽訂所轄發電廠并網調度協議。

6.2.13 會同有關部門制定所轄電力系統緊急拉閘限電序位表和避峰預案。6.2.14 負責組織實施四川電力市場交易，參與華中區域電力市場電力交易。6.2.15 行使國調、網調授予的其它職責。6.3 地調的職責和權限

6.3.1 接受省調的調度管理。

6.3.2 負責所轄電力系統調度運行、調度計劃與考核、繼電保護、調度自動化、電力通信、水電廠水

庫調度等專業管理和技術監督。

6.3.3 負責指揮所轄電力系統的運行、操作和事故處理。

6.3.4 負責組織制定和執行所轄電力系統的運行方式，執行省調下達的運行方式。

6.3.5 負責組織制定和執行所轄電力系統的發電、供電調度計劃并實施考核，執行省調下達的發電、供電調度計劃。

6.3.6 在省調的統一領導下，負責所轄電力系統的安全穩定運行管理。6.3.7 負責組織制定和執行所轄電力系統的繼電保護方案。6.3.8 負責所轄水電廠水庫發電調度工作，制定水庫調度方案。6.3.9 負責所轄電力通信和調度自動化設備的運行管理。

6.3.10 會同有關部門制定所轄電力系統緊急拉閘限電序位表和避峰預案。

6.3.11 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，制定新設備啟動調試調度方案并組織實施。

6.3.12 參與所轄電力系統的規劃、工程設計審查和設備選型。6.3.13 負責簽訂所轄發電廠并網調度協議。

6.3.14 行使省調和本電業局（公司）授予的其它職權。6.4 縣調的職責和權限由管轄的地調規定 7 調度管轄范圍

7.1 省調調度管轄設備范圍

7.1.1 四川 500kV 系統（含 500kV 站內無功補償設備）。

7.1.2 四川電力系統內 220kV 主網架和地區電力系統間 220kV 聯絡線。7.1.3 四川電力系統內裝機容量 10MW 及以上的發電廠及其送出系統。7.1.4 國調、網調委托調度管轄的設備。7.2 地調調度管轄設備范圍

7.2.1 本地區除省調調度管轄外的 220kV 系統。7.2.2 本地區 110kV 及以下系統。

7.2.3 本地區裝機容量 10MW 以下發電廠及其送出系統。7.2.4 本地區與其它地區間的 110kV 聯絡線（由相關地調協商調度）。7.2.5 省調委托調度管轄的設備。

7.3 縣調調度管轄設備范圍由地調另行規定

7.4 各發電廠、變電站的廠（站）用電系統由各廠（站）自行管轄（有明確規定的除外）。7.5 委托與許可

7.5.1 屬上級調度機構調度管轄的設備，根據系統運行的需要，可以委托有條件的下級調度機構代為 調度管轄。

7.5.2 省調調度許可的范圍包括：

7.5.2.1 屬地調調度管轄的 220kV 設備。6

7.5.2.2 省調委托地調調度管轄設備。

7.5.2.3 地調合解不同廠站間電磁環網，且環網內包含省調調度管轄設備。

7.5.2.4 其它運行狀態改變對省調調度管轄系統影響較大的設備（含安控裝置所切設備）。7.6 調度自動化設備調度管轄范圍補充規定

7.6.1 自動化主站系統設備由該級調度自動化管理部門調度管轄（屬上級調度自動化管理部門調度管 轄的除外）。

7.6.2 多級調度機構調度的廠站和監控中心中，多級調度機構共用的調度自動化設備由最高一級調度

自動化管理部門調度管轄。

7.6.3 調度自動化系統數據傳輸通道由相關電力通信管理部門調度管轄。7.7 電力通信調度管轄范圍補充規定

7.7.1 省公司通信自動化中心負責省級電力通信網的調度管理，電業局（公司）電力通信管理部門負

責本地區電力通信網的調度管理。

7.7.2 省公司使用的地區電力通信網通道的運行方式改變、檢修等，應經省公司通信自動化中心許可。

7.7.3 電業局（公司）電力通信管理部門按屬地化原則負責本地區內電力通信設備的運行維護管理。

7.7.4 并網發電廠、用戶變電站的通信站、設備，按資產歸屬關系，由資產擁有者進行運行、維護管 理。8 調度規則

8.1 各級調度機構在電力調度業務活動中是上、下級關系，下級調度機構應服從上級調度機構的調度。

8.2 調度機構調度管轄范圍內的發電廠、變電站、監控中心等的運行值班單位，應服從該調度機構的 調度。

8.3 未經調度機構值班調度員指令，任何人不得操作該調度機構調度管轄范圍內的設備。電力系統運

行遇有危及人身、設備安全的情況時，有關運行值班單位的值班人員應按照現場規程自行處理，并立即

匯報值班調度員。

8.4 調度許可設備在操作前應經上級調度機構值班調度員許可，操作完畢后應及時匯報。當發生緊急 情況時，允許下級調度機構的值班調度員不經許可直接操作，但應及時向上級調度機構值班調度員匯報。

8.5 調度機構調度管轄設備運行狀態的改變，對下級調度機構調度管轄的設備有影響時，操作前、后

應及時通知下級調度機構值班調度員。

8.6 屬廠站管轄設備的操作，如影響到調度機構調度管轄設備運行的，操作前應經調度機構值班調度 員許可。

8.7 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，值班調度員可直接（或者通過下級調度機構值班調度 員）越級向下級調度機構管轄的發電廠、變電站、監控中心等的運行值班單位發布調度指令，并告知相

應調度機構。此時，下級調度機構值班調度員不得發布與之相抵觸的調度指令。8.8 調度機構應執行經政府批準的緊急拉閘限電序位表和避峰預案。8.9 省調調度許可設備的許可規則如下：

8.9.1 省調調度許可設備改變運行狀態，或進行雖不改變運行狀態但對省調調度管轄設備運行有影響 的工作，相關地調應向省調履行許可手續。

8.9.2 地調申請調度許可時，應同時提出對省調調度管轄設備的影響及相應的要求。

8.9.3 省調進行調度許可時，應將對省調調度管轄設備的影響及省調采取的措施告知地調，對地調調

度管轄設備的影響由地調自行考慮。

8.10 非省調調度許可設備，如進行下列工作，地調應參照省調調度許可設備履行許可手續，并在操作

前得到省調值班調度員的許可。

8.10.1 影響省調調度管轄安全自動裝置（系統）切機、切負荷量的工作。8.10.2 影響省調控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的工作。8.10.3 影響省調直調發電廠開機方式或發電出力的工作。7

8.10.4 影響省調調度管轄保護裝置定值的工作。

8.11 調度自動化、電力通信設備的調度許可規則如下： 8.11.1 自動化主站系統設備的操作，如影響上級調度自動化管理部門調度管轄的調度自動化系統運行

或信息完整準確，操作前應得到上級調度自動化管理部門的許可。

8.11.2 電力通信管理部門調度管轄的電力通信設備的狀態或方式的改變，如影響上級電力通信管理部

門調度管轄的電力通信設備的運行方式或傳輸質量，操作前應得到上級電力通信管理部門的許可。

8.11.3 調度自動化、電力通信設備的下列操作，操作前應得到值班調度員的許可。8.11.3.1 影響一次設備正常運行的。8.11.3.2 影響保護裝置正常運行的。8.11.3.3 影響安全自動裝置正常運行的。8.11.3.4 影響調度通信、調度自動化數據的。8.11.3.5 影響自動發電控制（AGC）、自動電壓控制（AVC）功能實施的。8.11.3.6 影響電力調度業務正常進行的其它操作。9 調度指令

9.1 各級調度機構值班調度員是電力系統運行、操作和事故處理的指揮員，應按照規定發布調度指令，并對其發布的調度指令的正確性負責。接受調度指令的調度系統值班人員必須執行調度指令，并對指令

執行的正確性負責。調度系統值班人員不得無故不執行（包括不完全執行）或延遲執行上級值班調度員 的調度指令。調度系統值班人員發布或者執行調度指令，受法律保護，并承擔相應的責任。任何單位和

個人不得非法干預調度系統值班人員發布或執行調度指令。

9.2 進行調度業務聯系時，必須準確、簡明、嚴肅，正確使用調度規范用語，互報單位、姓名。嚴格

執行下令、復誦、監護、錄音、記錄、匯報和調度圖板使用等制度。調度系統值班人員在接受調度指令

時，應主動復誦指令下達時間和內容并與發令人核對無誤后才能執行。指令執行完畢后，應立即向值班

調度員匯報執行情況和完成時間，接受匯報的值班調度員應復誦匯報內容，以“執行完成時間”確認指

令已執行完畢，并及時更改調度圖板。值班調度員在發布調度指令、接受匯報和更改調度圖板時，均應

進行監護，并做好錄音和記錄。

9.3 接受調度指令的調度系統值班人員認為所接受的調度指令不正確或執行調度指令將危及人身、設

備及系統安全的，應當立即向發布調度指令的值班調度員提出意見，由其決定該指令的執行或者撤銷。

發布該指令的值班調度員決定執行時，接受調度指令的值班人員應當執行該指令。

9.4 上級領導發布的有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度員。非調度機構負

責人，不得直接要求值班調度員發布調度指令。

9.5 發供用電單位和調度機構負責人發布的指示，如涉及上級調度機構值班調度員的權限時，必須經

上級調度機構值班調度員的許可后才能執行，現場事故處理規程內已有規定者除外。9.6 調度系統值班人員接到與上級值班調度員發布的調度指令相矛盾的其它指示時，應立即匯報上級

值班調度員。如上級值班調度員重申他的調度指令，調度系統值班人員應立即執行。若調度系統值班人

員不執行或延遲執行調度指令，則未執行調度指令的調度系統值班人員以及不允許執行或允許不執行調

度指令的領導人均應負責。

9.7 對于不按調度指令用電者，值班調度員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電

力系統安全的需要，下令暫時部分或全部停止向其供電。對于不按調度指令發電者，值班調度員應予以

警告；經警告拒不改正的，值班調度員可以根據電力系統安全的需要，經請示調度機構負責人同意后，下令暫時停止其部分或全部機組并網運行。對于不滿足并網條件的發電企業、地方電網，調度機構可以

拒絕其并網運行。擅自并網的，可下令其解列。

9.8 在特殊情況下，為保證電能質量和電力系統安全穩定運行，值班調度員下令限電，接受限電指令 的調度系統值班人員應迅速地按指令進行限電，并如實匯報限電情況，對不執行指令或達不到要求限電

數量者按違反調度紀律處理。8

9.9 當發生不執行調度指令、違反調度紀律的行為時，相關調度機構應立即組織調查，提交相關部門，依據相關法律、法規和規定處理。10 運行調整與控制

10.1 頻率及川渝聯絡線潮流

10.1.1 電力系統標準頻率是 50Hz，其偏差不應超過±0.2Hz。在正常情況下，系統頻率按 50±0.1Hz 控制。系統內所有發電廠均應監視頻率。各調度機構、發電廠均有義務維持電力系統標準頻率。

10.1.2 四川電網與華中主網并列運行時，系統的頻率調整和川渝聯絡線潮流的控制方式按國調、網調

下達的有關聯網運行規定執行。

10.1.3 四川（川渝）電網與華中主網解列運行時，系統的頻率由四川省調值班調度員統一指揮（重慶市調負責調整川渝聯絡線潮流）。10.1.4 地區電網與四川主網解列運行時，其頻率的調整和控制，由省調指定相關地調或發電廠負責。

10.1.5 發電廠必須按照值班調度員下達的調度指令運行，根據調度指令開停機爐、調整出力、維持備 用容量，不允許以任何借口不執行或者拖延執行調度指令。當發電廠因故不能使其出力與調度指令相符

時，應立即匯報值班調度員。

10.1.6 省調值班調度員可根據系統運行需要指定發電廠調整系統頻率或聯絡線潮流。當發電廠出力或

送出線路輸送容量達規定限值時，應立即匯報值班調度員。

10.1.7 值班調度員有權根據系統運行情況調整本調度機構下達的日發電、供電調度計劃，相關調度系 統值班人員應按發布的調整指令執行。

10.1.8 并網運行的機組應投入一次調頻功能，未經值班調度員許可不應退出。機組的一次調頻參數應

符合調度機構的有關規定。

10.1.9 省調值班調度員可根據系統需要對 AGC 投退、控制模式以及 AGC 可調容量進行調整。

10.1.10 在系統發電能力不足時，各單位應嚴格按計劃用電。調度機構可以對超計劃使用電力或電量 的單位實施限電，由此產生的后果由超計劃使用電力或電量的單位負責。

10.1.11 各級調度機構應會同有關部門制定拉閘限電序位表，報本級政府主管部門批準后執行。如果

自報送之日起，三十日內沒有批復，調度機構即可按上報的序位表執行。10.2 無功電壓

10.2.1 電力系統中的無功功率應實行分層、分區、就地平衡的原則，避免長距離輸送。10.2.2 無功電壓的調度管理按調度管轄范圍分級負責，其中并入 110kV 及以下系統的發電廠無功電壓

調度管理由地調統一負責，各級調度機構應做好所轄電力系統的無功功率平衡工作。

10.2.3 四川電力系統 220kV 及以上母線均列為電壓監測考核點，按調度管轄范圍由相應調度機構統

計，由上一級調度機構考核。110kV 及以下電壓監測考核點由相應調度機構按有關規定進行設置與統計，由上級主管部門進行考核。

10.2.4 并入四川電力系統的各發電廠機組應具備《電力系統電壓和無功電力技術導則》規定的進相與

遲相運行能力，經調度機構認可的進相運行試驗及安全校核后，由相應的調度機構下達機組的低勵限制 值。

10.2.5 并入四川電力系統的大用戶，應按《電力系統無功補償設備配置原則》的有關要求，配足無功 補償設備，并根據調度機構下達的電壓曲線要求及時進行補償設備的投切，保證將高壓母線電壓控制在

曲線規定的范圍之內。

10.2.6 各級電力系統的電壓曲線，由相應調度機構按豐、枯季節制定下達執行并報上一級調度機構備

案。電壓曲線的制定，應符合《電力系統電壓和無功電力技術導則》、《電力系統電壓和無功電力管理

條例》和《電壓質量和無功電力管理規定》的有關要求。10.2.7 無功電壓的正常運行與調整

10.2.7.1 各發電廠的運行值班人員，應按照調度機構下達的電壓曲線要求監視和調整電壓，將運行電

壓控制在允許的偏差范圍之內。原則上應采用逆調壓方法調整母線運行電壓。9

高峰負荷時，應按發電機 P－Q 曲線的規定限額，增加發電機無功出力，使母線電壓在電壓曲

線的偏上限區域運行，必要時可采用降低有功出力增加無功出力的措施；

b)低谷負荷時，應降低發電機無功出力，具有進相能力的機組應按需采用進相運行方式，使母

線電壓在電壓曲線的偏下限區域運行；

c)平段負荷時，應合理調節機組無功出力，使母線電壓運行在電壓曲線的中間值；

d)當發電機無功出力調整達到極限后，如母線電壓仍不能滿足電壓曲線的要求，應及時匯報值

班調度員。

10.2.7.2 各變電站、監控中心的運行值班人員，應認真監視并及時調整運行電壓，做好調整記錄，當

運行電壓超出電壓曲線規定范圍時及時匯報值班調度員。

10.2.7.3 裝有無功補償設備的變電站，應根據運行電壓情況及時投切無功補償設備，原則上應采用逆

調壓方法進行。

a)高峰負荷電壓偏低運行時，應投入無功補償電容器，切除無功補償電抗器，提高母線運行電

壓；

b)低谷負荷電壓偏高運行時，應切除無功補償電容器，投入無功補償電抗器，降低母線運行電

壓；

c)當無功補償設備已全部投入或切除后，電壓仍不能滿足要求時，可自行調整有載調壓變壓器

電壓分接頭運行檔位，如電壓還不能滿足要求，應及時匯報值班調度員；

d)各變電站裝設的電壓無功自動控制裝置（VQC），由管轄該裝置的調度機構下達運行定值，裝

置的投、退應匯報值班調度員。10.2.7.4 各廠站變壓器分接頭檔位的運行調整

a)無載調壓變壓器的電壓分接頭，由調度機構從保證電壓質量和降低電能損耗的要求出發，規

定其運行檔位，未經調度機構同意，不得自行改變；

b)裝有有載調壓變壓器的各廠站，必須在充分發揮本廠站無功調整設備（發電機、補償電容器、補償電抗器、靜止補償器等）的調整能力的基礎上，才能利用主變壓器分接頭調壓，并做好

調整記錄；當變電站 220kV 母線電壓低于 205kV、500kV 母線電壓低于 490kV 時，調整主變分

接頭應經省調值班調度員許可。

10.2.7.5 各級值班調度員應監視電壓監測點和考核點的電壓，積極采取措施，確保電壓在合格范圍內。

10.2.7.6 在進行發電廠和變電站無功電壓調整時，值班調度員應充分發揮變電站無功補償設備的調壓 作用，原則上盡可能使發電機組留有一定的無功備用容量，以提高發電機組的動態電壓支撐作用。10.2.7.7 裝有高壓電抗器的線路原則上不允許無高壓電抗器運行。

10.2.7.8 在正常運行方式時，500kV 各廠站母線電壓最高不應超過 550kV（有特殊要求的按有關規定 執行），最低電壓不應影響系統同步穩定、電壓穩定、廠用電的正常使用及下一級電壓的調節。

10.2.7.9 向 500kV 空載線路充電，在暫態過程衰減后，線路末端電壓不應超過 575kV，持續時間不應 大于 20 分鐘。

10.2.8 電壓調整主要有以下措施：

10.2.8.1 調整發電機、靜止無功補償裝置無功出力。10.2.8.2 投切電容器、電抗器。

10.2.8.3 調整有載調壓變壓器分接頭。10.2.8.4 改變電力系統運行方式。

10.2.8.5 在不影響系統穩定水平的前提下，按預先安排斷開輕載線路或投入備用線路。10.2.8.6 對運行電壓低的局部地區限制用電負荷。11 系統操作 a)10

11.1 系統操作應按調度管轄范圍進行。省調調度管轄設備，其操作應由省調值班調度員下達指令后方

可執行，省調調度許可范圍內的設備，在操作前必須得到省調值班調度員的許可。省調調度管轄設備方 式變更，對下級調度管轄的系統有影響時，省調值班調度員應在操作前通知有關的下級調度值班調度員。

11.2 操作前應認真考慮以下問題：

11.2.1 運行方式改變后系統的穩定性和合理性，有、無功功率平衡及必要的備用容量，防止事故的對 策。

11.2.2 操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化，避免發生潮流超過穩定極限、設備過負荷、電壓超過正常允許范圍等情況，必要時可先進行分析計算。

11.2.3 繼電保護、安全自動裝置運行方式是否合理，變壓器中性點接地方式、變壓器分接頭位置、無

功補償裝置投入是否正確。

11.2.4 操作對安控、通信、自動化、計量、水庫調度等方面的影響。

11.2.5 開關和刀閘的操作是否符合規定，嚴防非同期并列、帶地線送電、帶負荷拉合刀閘及 500kV 系統用刀閘帶電拉合 GIS 設備短引線等誤操作。

11.2.6 新建、擴建、改建設備的投運，或檢修后可能引起相序、相位或二次接線錯誤的設備復電時，應查明相序、相位及相關二次接線正確。11.2.7 注意設備缺陷可能給操作帶來的影響。

11.2.8 對調度管轄范圍以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。11.3 操作指令分單項、逐項、綜合三種。

11.3.1 只對一個單位，只有一項操作內容的操作，如發電廠開停機爐、投退 PSS 等，值班調度員可以

發布單項指令，由接受調度指令的調度系統值班人員操作，發、受令雙方均應作好記錄并錄音。

11.3.2 涉及兩個及以上單位或前后順序需要緊密配合的操作，如線路停送電等，應下達逐項操作指令，操作時值班調度員應事先按操作原則擬定操作指令票，再逐項下達操作指令。接受調度指令的調度系統

值班人員應嚴格按值班調度員的指令逐項執行，未經發令人許可，不得越項進行操作。11.3.3 只涉及一個單位、一個綜合任務的操作，如主變停送電等，值班調度員可以下達綜合指令，明

確操作任務或要求。具體操作項目、順序由接受調度指令的調度系統值班人員自行負責，操作完畢后向

值班調度員匯報。11.4 操作指令票制度

11.4.1 除下列情況，系統操作應填寫操作指令票。11.4.1.1 事故及緊急異常處理。

11.4.1.2 發電廠開停機爐、加減出力。11.4.1.3 拉閘限電。

11.4.1.4 單獨投退繼電保護（包括重合閘）。11.4.1.5 投退低壓電抗器、低壓電容器。

11.4.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次調頻功能。11.4.2 填寫操作指令票應以停修申請書、安全自動裝置啟停調整通知單、繼電保護定值通知單、啟動

投產方案、電力系統運行規定和日計劃等為依據。對于臨時的操作任務，值班調度員可以根據系統運行

狀態（必要時商有關專業人員），按照有關操作規定及要求填寫操作指令票。11.4.3 填寫操作指令票前，值班調度員應與操作相關單位值班人員仔細核對有關一、二次設備狀態（包

括開關、刀閘、中性點方式、保護、安全自動裝置、安全措施等）。11.4.4 填寫操作指令票時應做到任務明確、字體工整、無涂改，正確使用設備雙重（或三重）命名和

調度術語。操作指令票必須經過擬票、審票、下令、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成，擬票人、審核人、下令人、監護人必須簽字。

11.4.5 調度系統值班人員應根據操作指令或預先下達的操作指令票，結合現場實際情況，按照現場有

關規程、規定填寫具體的現場操作票，保證現場一、二次設備符合操作要求和相應的運行方式。現場操

作票應考慮以下主要內容： 11

11.4.5.1 一次設備停電后才能退出繼電保護，一次設備送電時應先投入繼電保護。11.4.5.2 廠用變、站用變電源的切換。11.4.5.3 直流電源的切換。

11.4.5.4 交流電流、電壓回路和直流回路的切換。11.4.5.5 根據一次接線調整二次跳閘回路。

11.4.5.6 根據一次接線決定母差保護的運行方式。

11.4.5.7 開關、主變停運，二次回路有工作（或一次設備工作影響二次回路），需將保護停用或電流

互感器短接退出。

11.4.5.8 現場規程規定的二次回路需作調整的其它內容。11.4.6 值班調度員只對自己發布的調度指令正確性負責，不負責審核接受調度指令的調度系統值班人

員所填寫的現場操作票中所列具體操作內容、順序等的正確性。11.4.7 預先下達的操作指令票只作為操作前的準備，操作單位值班人員必須得到值班調度員正式發布 的“操作指令”和“發令時間”后，才能進行操作。嚴禁未得到值班調度員的“操作指令”擅自按照“預

定聯系時間”進行操作。

11.4.8 在填寫操作指令票、現場操作票或操作過程中，若有疑問應立即停止，待核實清楚再繼續進行；

若需要改變操作方案，值班調度員應重新填寫操作指令票。

11.5 在調度運行中，出現需要借用旁路（或母聯）開關的情況時，應做到：

11.5.1 借用旁路（或母聯）開關的值班調度員主動征得管轄該開關的值班調度員同意，進行調度關系

轉移，并明確預計借用期限。

11.5.2 管轄旁路（或母聯）開關的值班調度員，將調度關系轉移情況通知開關操作單位值班人員，由

借用該開關的值班調度員下達全部操作指令。

11.5.3 借用開關的值班調度員在該開關使用完畢轉為備用或事先商定的方式后，歸還給管轄該開關的

值班調度員，恢復原調度關系。

11.6 系統中的正常操作，應盡可能避免在下列時間進行。但事故處理或改善系統不正常運行狀況的操

作，應及時進行，必要時應推遲交接班。11.6.1 交接班時。

11.6.2 雷雨、大風等惡劣天氣時。11.6.3 系統發生異常及事故時。11.6.4 系統高峰負荷時段。

11.6.5 通信中斷或調度自動化設備異常影響操作時。11.7 系統解并列操作規定

11.7.1 并列操作時，要求相序、相位相同，頻率偏差在 0.3Hz 以內。機組與系統并列，并列點兩側電

壓幅值差在 1％以內；系統與系統并列，并列點兩側電壓幅值差在 10％以內。事故時，允許 220kV 系統

在電壓幅值差不大于 20％、500kV 系統在電壓幅值差不大于 10％，頻率差不大于 0.5Hz 的情況下進行

并列，并列頻率不得低于 49Hz。所有并列操作必須使用同期裝置。

11.7.2 解列操作前，應先將解列點有功功率調整至接近于零，無功功率調整至最小，使解列后的兩個

系統頻率、電壓均在允許范圍內。11.8 合解環路的操作規定

11.8.1 合環操作必須相位相同，保證合環后各環節潮流的變化不超過繼電保護、安全自動裝置、系統

穩定和設備容量等方面的限額。合環前應將合環點兩端電壓幅值差調整至最小，220kV 環路一般允許合

在 20％，最大不超過 30％；合 500kV 環路（包括 500kV/220kV 電磁環路）一般不超過 10％，最大不超

過 20％。合環時合環角差 220kV 一般不超過 30 度，500kV（包括 500kV/220kV 電磁環路）一般不超過 度。合環操作宜經同期裝置檢定，如果沒有同期裝置或需要解除同期閉鎖合環，需經省調分管領導 批準。12

11.8.2 解環操作應先檢查解環點的有、無功潮流，確保解環后系統各部分電壓在規定范圍內，各環節 的潮流變化不超過繼電保護、安全自動裝置、系統穩定和設備容量等方面的限額。11.8.3 用刀閘合解站內 220kV 環路時，應退出環內開關操作電源。

11.8.4 500kV/220kV 電磁環網解環后，不允許在 500kV 與 110kV 及以下系統間構成電磁環網。如需轉

供負荷，必須采用停電倒換方式。11.9 線路停送電操作規定 11.9.1 一般規定

11.9.1.1 線路充電時充電側開關應啟用完備的繼電保護。重合閘無法自動閉鎖的，現場自行負責將重

合閘停用，充電正常后自行恢復啟用。

11.9.1.2 投入或切除空載線路時，勿使系統電壓發生過大的波動，勿使空載線路末端電壓升高至允許

值以上，勿使發電機產生自勵磁。

11.9.1.3 應考慮潮流變化，勿使運行線路過負荷或相關控制輸電斷面輸送功率超過穩定限額。

11.9.1.4 充電端的運行主變壓器應至少有一臺中性點接地。11.9.1.5 注意線路上是否有“T”接負荷。

11.9.1.6 如一側為發電廠，一側為變電站，一般從變電站側停送電，發電廠側解合環（解并列）；如

果兩側均為變電站或發電廠，一般從短路容量大的一側停送電，短路容量小的一側解合環（解并列）；

有特殊規定或經領導批準的除外。

11.9.1.7 任何情況下嚴禁“約時”停電和送電。11.9.2 500kV 線路停送電還應注意：

11.9.2.1 對帶有高抗的線路送電時，線路高抗及其保護應可靠投入，若高抗停運線路送電應經過省公

司分管領導批準。

11.9.2.2 應充分考慮線路充電功率對系統電壓的影響。線路充電前應降低充電端電壓，充電后末端電

壓超過 575kV 時，應設法降低電壓，如 20 分鐘內不能降至 575kV 以下，應拉開線路充電側開關。

11.9.2.3 在未經試驗和批準的情況下，不得對末端帶有變壓器的線路進行停送電。

11.9.2.4 線路停電后廠站應將該線路遠跳裝置退出，開關停運后應將該開關啟動遠跳的壓板退出。

11.10 變壓器操作規定

11.10.1 變壓器并列運行的條件 11.10.1.1 接線組別相同。

11.10.1.2 電壓比相差不超過 5％。11.10.1.3 短路電壓差不超過 5％。

當上列條件不能完全滿足時，應經過計算或試驗，如肯定任何一臺變壓器都不會過負荷時，允許 并列運行。

11.10.2 變壓器投入時，一般先合電源側開關，停用時，一般先停負荷側開關；500kV 變壓器停送電，宜從 500kV 側停電或充電，必要時也可以從 220kV 側停電或充電。

11.10.3 變壓器充電時，應啟用完備的繼電保護，考慮變壓器充電勵磁涌流對繼電保護的影響，并檢

查調整充電側母線電壓及變壓器分接頭位置，防止充電后各側電壓超過規定值。

11.10.4 并列運行的兩臺變壓器，其中性點接地刀閘須由一臺倒換至另一臺時，應先合上另一臺中性

點接地刀閘，再拉開原來的中性點接地刀閘。

11.10.5 中性點直接接地系統中投入或退出變壓器時，應先將該變壓器中性點接地。調度要求中性點

不接地運行的變壓器，在投入系統后應拉開中性點接地刀閘，運行中變壓器中性點接地方式應符合繼電 保護規定。

11.11 500kV 高壓電抗器操作規定

11.11.1 高壓電抗器送電前，高壓電抗器保護、遠方跳閘保護裝置應正常投入。11.11.2 拉合線路高壓電抗器刀閘應在線路檢修狀態下進行。

11.11.3 高壓電抗器停運或高壓電抗器保護檢修，應退出高壓電抗器保護及啟動遠跳回路壓板。13

11.12 500kV 串聯補償裝置操作規定

11.12.1 操作 500kV 串聯補償裝置（以下簡稱串補裝置）刀閘、旁路刀閘時，必須在串補裝置旁路開

關合閘的狀態下進行。11.12.2 嚴禁用 500kV 串補裝置刀閘、旁路刀閘拉、合線路負荷電流。

11.12.3 嚴禁在 500kV 串補裝置旁路刀閘分閘的情況下，用刀閘對串補裝置充電。

11.12.4 正常情況下，帶串補裝置線路停電前，應先將串補裝置轉為冷備用或檢修狀態，再進行線路

停電操作；帶串補裝置線路送電前，要求串補裝置必須處于冷備用狀態，線路送電正常帶負荷后，再將

串補裝置轉運行。11.13 母線操作規定

11.13.1 母線操作時，廠站應根據現場規程及時調整母差保護運行方式。11.13.2 母線停送電操作時，應注意防止電壓互感器低壓側向母線反充電。

11.13.3 在中性點直接接地系統中，變壓器向母線充電時，被充電母線側變壓器中性點應可靠接地，操作完畢恢復正常運行方式后，變壓器中性點的接地方式應符合繼電保護規定。

11.13.4 用母聯開關向母線充電時，廠站運行值班人員在充電前應投入母聯開關充電保護，充電正常

后退出充電保護。

11.13.5 雙母線接線方式的廠站，運行元件由一組母線倒至另一組母線時，應先退出母聯開關的操作 電源。

11.13.6 當雙母線接線的兩組母線電壓互感器只有一組運行時，應將兩組母線硬聯運行（可退出母聯

開關操作電源或用刀閘硬聯兩組母線）或者將所有運行元件倒至運行電壓互感器所在的母線。

11.14 開關操作規定

11.14.1 開關合閘前，廠站運行值班人員應確認相關設備的繼電保護已按規定投入。開關合閘后，應

檢查確認三相均已接通，三相電流平衡。

11.14.2 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作的，應進行三相同時操作，不得

進行分相操作。

11.14.3 3/2(含 4/3 接線，下同)接線方式的廠站，設備送電時，宜先合母線側開關，后合中間開關，停電時宜先拉開中間開關，后拉開母線側開關。

11.14.4 操作旁路開關代路時，應按規定相應調整繼電保護和安全自動裝置。11.15 刀閘操作規定

11.15.1 允許用刀閘進行下列帶電操作：

11.15.1.1 系統無接地故障時，拉、合電壓互感器。11.15.1.2 無雷電時，拉、合避雷器。

11.15.1.3 拉、合 220kV 及以下空載母線，原則上不進行 500kV 刀閘拉、合母線操作。11.15.1.4 拉、合變壓器中性點接地刀閘。如中性點上有消弧線圈，應在系統沒有接地故障時進行。

11.15.1.5 拉、合經開關或刀閘閉合的旁路電流（在拉、合經開關閉合的旁路電流時，應先將開關操 作電源退出）。11.15.1.6 拉、合 3/2 接線方式的母線環流（應采用遠方操作方式，解環前應確認環內所有開關在合 閘位置）。

11.15.2 嚴禁帶電用刀閘拉、合空載變壓器、空載線路、并聯電抗器及 500kV GIS 設備短引線。

11.16 零起升壓操作規定

11.16.1 對線路零起升壓，應保證零升系統各點的電壓不超過允許值，避免產生發電機自勵磁和設備

過電壓，必要時可降低發電機轉速。

11.16.2 零起升壓時，擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，發電機的強行勵磁、自動

電壓校正器、復式勵磁等裝置應停用，發電機保護應完備可靠投入，并退出聯跳其它非零起升壓回路開 關壓板。

11.16.3 升壓線路保護應完備可靠投入，并退出聯跳其它非零起升壓回路開關的壓板和重合閘。14

11.16.4 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，該主變壓器保護應完備并可靠投入，并退出聯跳其

它非零起升壓回路開關的壓板，主變壓器中性點應接地。

11.16.5 雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應采取措施防止誤動作，母聯開關應保持冷

備用，防止開關誤合造成非同期并列。12 事故處理 12.1 一般原則

12.1.1 各級調度機構值班調度員是電力系統事故（含異常，下同）處理的指揮者，按調度管轄范圍劃

分事故處理權限和責任，并在事故發生和處理過程中及時互通情況、協調配合。12.1.2 事故處理時，調度系統值班人員應遵循以下原則：

12.1.2.1 迅速限制事故的發展，消除事故的根源，解除對電網、人身、設備安全的威脅。12.1.2.2 保持正常設備的運行和對重要用戶及廠、站用電的正常供電，迅速將解網部分恢復并網運行。

12.1.2.3 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電。12.1.2.4 調整系統運行方式，使其恢復正常。

12.1.2.5 及時將事故及處理情況向有關領導匯報，并告知有關單位和提出事故原始報告。12.1.3 發生事故時，運行值班人員應立即向值班調度員簡要匯報事故情況以及相關設備的狀態和潮流

情況，經檢查后再詳細匯報如下內容： 12.1.3.1 保護裝置動作及通道運行情況。12.1.3.2 設備外部有無明顯缺陷及事故象征。12.1.3.3 故障錄波器、故障測距裝置動作情況。12.1.4 事故處理時，調度系統值班人員應迅速正確地執行上級值班調度員的調度指令，凡對系統有重 大影響的操作須取得上級值班調度員的指令或許可。上級值班調度員必要時可越級發布調度指令，但事

后應盡快通知有關下級值班調度員。非事故單位應加強運行監視，不得在事故當時向調度機構和事故單

位詢問事故情況或占用調度電話。

12.1.5 發生以下事故時，下級值班調度員應立即向上級值班調度員匯報。12.1.5.1 上級調度機構調度許可設備故障。

12.1.5.2 影響上級調度機構調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的。12.1.5.3 影響上級調度機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的。12.1.5.4 影響上級調度機構直調發電廠開機方式或發電出力的。

12.1.5.5 其它影響上級調度機構調度管轄系統安全運行或需要上級調度機構協調、配合處理的。

12.1.6 為防止事故擴大，調度系統運行值班人員應不待調度指令自行進行以下緊急操作，但事后須盡

快匯報值班調度員。

12.1.6.1 將直接對人身和設備安全有威脅的設備停電。12.1.6.2 將故障停運已損壞的設備隔離。

12.1.6.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源。

12.1.6.4 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，廠站運行值班人員迅速按現場規程規定調整保 護。

12.1.6.5 系統事故造成頻率嚴重偏差時，各發電廠調整機組出力和啟停機組協助調頻。12.1.6.6 其它在廠站現場規程中規定可以不待調度指令自行處理者。

12.1.7 設備出現故障跳閘后，設備能否送電，廠站值班人員應根據現場規程規定，向值班調度員匯報 并提出要求。

12.1.8 事故處理時，無關人員應迅速離開調度室。值班調度員有權要求有關專業人員到調度室協助事 故處理。

12.1.9 事故處理時，現場應保證至少一名有資格進行調度聯系的人員堅守崗位，負責與值班調度員聯 系。15

12.1.10 事故處理時，各單位負責人對本單位調度系統值班人員發布的指示不應與上級值班調度員的

調度指令相抵觸。

12.1.11 事故處理完畢后，事故單位應整理事故報告，及時匯報有關部門。12.2 線路事故處理

12.2.1 試運行線路、電纜線路故障跳閘不應強送。其它線路跳閘后，值班調度員可下令對線路強送電

一次。如強送不成功，需再次強送，應經本調度機構分管領導同意，有條件時可對故障線路零起升壓。

12.2.2 線路發生故障后，值班調度員應及時通知有關部門進行事故巡線，巡線有結果后應及時匯報值

班調度員。事故巡線時，若未得到值班調度員“XX 線路停電巡線”指令，則應始終認為該線路帶電。

12.2.3 線路故障跳閘后，強送前應考慮：

12.2.3.1 正確選擇強送端，使系統穩定不致遭到破壞。在強送前，要檢查重要線路的輸送功率在規定 的限額之內，必要時應降低有關線路的輸送功率或采取提高系統穩定的措施，盡量避免用發電廠或重要

變電站側開關強送。

12.2.3.2 強送的開關應完好，且啟用完備的繼電保護。無閉鎖重合閘裝置的，應將重合閘停用。

12.2.3.3 若事故時伴隨有明顯的事故象征，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，應查明原因后再考慮能否 強送。

12.2.3.4 強送前應調整強送端電壓，使強送后首端和末端電壓不超過允許值。

12.2.3.5 若開關遮斷次數已達規定值，由現場運行值班人員根據規定，向值班調度員提出要求。

12.2.3.6 當線路保護和線路高抗（串補裝置）保護同時動作跳閘時，應按線路和高抗（串補裝置）同

時故障來考慮事故處理。

12.2.3.7 線路有帶電作業，明確要求停用線路重合閘、故障跳閘后不得強送者，在未查明原因且工作

人員撤離現場之前不得強送。

12.2.3.8 強送端的運行主變壓器應至少有一臺中性點接地。對帶有終端變壓器的 220kV 線路強送電，終端變壓器的中性點必須接地。12.3 發電機事故處理

12.3.1 發電機異常或跳閘后，發電廠運行值班人員應立即匯報值班調度員，并按現場規程進行處理。

12.3.2 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應不待調度指令，立即減少發電機有功，增

加勵磁，使機組恢復同步運行。如果處理無效，應將機組與系統解列，檢查無異常后盡快將機組再次并 入系統。

12.3.3 機組失去勵磁時而失磁保護未動，發電廠運行值班人員應立即將機組解列。12.3.4 發電機對空載長線零起升壓產生自勵磁時，應立即降低發電機轉速，并將該線路停電。12.4 變壓器事故處理

12.4.1 變壓器的主保護（重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護）動作跳閘，應對變壓器及保護進

行全面檢查，未查明原因并消除故障前，不得對變壓器強送電。

12.4.2 變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對

變壓器試送電一次；如有故障，在找到故障并有效隔離后，也可試送一次。

12.4.3 變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象（如電壓電流突變、系統有沖擊、弧光、聲響等）應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查。如未發現異?？稍囁鸵淮巍?/p>

12.4.4 變壓器輕瓦斯保護動作發信，應立即進行檢查，確認變壓器能否運行。12.4.5 并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調

整變壓器中性點接地方式。12.5 高壓電抗器事故處理

12.5.1 高壓電抗器的全部主保護動作跳閘，在未查明原因和消除故障之前，不能進行強送電。12.5.2 高壓電抗器單一主保護動作跳閘，在檢查電抗器外部無明顯故障、檢查瓦斯氣體和故障錄波器

動作情況，證明電抗器內部無明顯故障者，經運行單位分管領導同意后，可以試送一次，有條件時可進 行零起升壓。16

12.5.3 高壓電抗器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可試送一次。

12.6 串補裝置事故處理

12.6.1 當串補裝置出現異常后，廠站運行值班人員應根據現場運行規程判斷串補裝置能否繼續運行。

若不能繼續運行或判斷不明時，盡快匯報省調值班調度員，省調值班調度員應立即將串補裝置退出運行，轉檢修狀態后檢查、處理，線路及高抗可以繼續運行。12.6.2 串補裝置旁路開關合閘拒動或合閘閉鎖時，允許線路帶串補裝置由運行轉檢修。此時，線路接

地操作應在線路轉冷備用 15 分鐘后進行。

12.6.3 串補裝置本體保護動作，串補裝置退出運行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得對串補 裝置送電。

12.6.4 線路故障，線路兩側三相跳閘后，應將串補裝置轉冷備用狀態，并立即檢查線路、高抗、串補

裝置的保護動作情況。線路送電正常，且串補裝置檢查無異常后，串補裝置才能投入運行。12.7 母線事故處理 12.7.1 當母線失壓后，廠站運行值班人員應立即匯報值班調度員，同時將失壓母線上的開關全部斷開，并迅速恢復受影響的廠站用電。12.7.2 當母線故障后，廠站運行值班人員應立即對故障母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理。

12.7.2.1 找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對失壓母線恢復送電。

12.7.2.2 找到故障點但不能迅速隔離的，應將該母線轉冷備用或檢修。若系雙母線接線方式中的一條 母線故障，應在確認故障母線上的元件無故障后，將其倒至運行母線再恢復送電（注意：一定要先拉開

故障母線上的刀閘后再合上運行母線上的刀閘）。

12.7.2.3 經過檢查不能找到故障點時，可對失壓母線試送電一次。對失壓母線進行試送宜采用外來電

源，試送開關應完好，并啟用完備的繼電保護。有條件者可對失壓母線進行零起升壓。12.7.2.4 當母線保護動作跳閘，應檢查母線保護，如確認為保護誤動，應停運該誤動保護，按規定調

整系統相關保護定值，恢復母線送電。

12.7.2.5 當開關失靈保護動作引起母線失壓時，應盡快隔離已失靈開關，恢復母線供電。12.7.3 廠站運行值班人員應根據儀表指示、保護動作、開關信號及事故現象，判明事故情況，切不可

只憑廠站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。值班調度員也應與廠站值班人員核對現狀，切

不可只憑母線失電而誤認為變電站全站失壓。12.7.4 母線無壓時，廠站運行值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經值班調度員許可，嚴禁在

設備上工作。

12.8 開關故障處理

12.8.1 開關操作時，發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合不成功應盡快采取措施將該開關拉開；當開關運行中兩相斷開時，應立即將該 開關拉開。

12.8.2 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“分閘閉鎖”時，值班調度員可根據情

況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開此開關。

12.8.3 開關因本體或操作機構異常出現“分閘閉鎖”時，應停用開關的操作電源，并按現場規程進行

處理，仍無法消除故障，可采取以下措施。

12.8.3.1 若為 3/2 接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流，解環前應確認環內所有開

關在合閘位置。

12.8.3.2 其它接線方式用旁路開關代故障開關、用刀閘解環，解環前退出旁路開關操作電源；無法用

旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其它開關倒至另一條母線后，用母聯開關斷開故障開

關；無法倒母線或用旁路開關代路時，可根據情況斷開該母線上其余開關使故障開關停電。12.9 系統頻率異常及事故處理 17

12.9.1 華中電力系統頻率異常由網調負責處理，省調服從網調的指揮，執行《華中電力系統調度管理

規程》的有關規定。12.9.2 當四川電力系統與華中電力系統解列運行，系統頻率降低至 49.8Hz 以下且無備用容量時，調

度系統值班人員應按下述原則進行處理，并注意在處理過程中保證各重要聯絡線不超過穩定限額。

12.9.2.1 當頻率降低至 49.8Hz 以下時，省調值班調度員應命令各地調值班調度員按要求的數量進行

拉閘限電，必要時省調值班調度員可直接按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于 49.8Hz 持

續時間不超過 30 分鐘。

12.9.2.2 當頻率降低至 49.5Hz 以下時，省調值班調度員可立即按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于 49.5Hz 持續時間不超過 15 分鐘。

12.9.2.3 當頻率降低至 48.5Hz 以下時，各廠站運行值班人員應不待調度命令按“拉閘限電序位表”

進行拉閘限電，省調和地調值班調度員可不受“拉閘限電序位表”的限制，直接拉停變壓器或整個變電

站，使頻率迅速恢復至 49.5Hz 以上。

12.9.2.4 當頻率降低至低周減載裝置整定值以下，各廠站運行值班人員應檢查所裝的低周減載裝置的

動作情況，切斷相應頻率未動作的開關，并匯報上級值班調度員。

12.9.2.5 當頻率恢復至 49.8Hz 及以上時，發電出力的改變、停電負荷恢復送電，均應得到省調值班

調度員的同意。

12.9.3 當四川電力系統與華中電力系統解列運行且系統頻率高于 50.2Hz 時，調頻廠應首先降低出力，使頻率恢復到 50.2Hz 以下，如已降低至最小技術出力而頻率仍高于 50.2Hz 時應立即匯報省調，省調值

班調度員應采取措施，降低系統中其余發電廠的出力，必要時可緊急解列部份發電機組。12.10 系統電壓異常及事故處理

12.10.1 當發電廠母線電壓降低至額定電壓的 90％以下時，發電廠運行值班人員應不待調度指令，自

行按現場規程利用機組的過負荷能力使電壓恢復至額定值的 90％以上，并立即匯報值班調度員采取措

施（包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷），以消除發電機的過負荷情況。

12.10.2 當樞紐變電站 500kV 母線電壓下降至 470kV、220kV 母線電壓下降至 190kV 以下時，為了避免

系統發生電壓崩潰，值班調度員須立即采用拉閘限電措施，使電壓恢復至額定值的 95％以上，原則是

首先對電壓最低的地區實施限電。

12.10.3 裝有低電壓解列裝置或低電壓減負荷裝置的廠站，當電壓低至裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令，手動拉開裝置所接跳的開關。

12.10.4 當運行電壓高于設備最高工作電壓時，發電廠應立即采取減少無功出力、進相運行等措施盡 快恢復電壓至正常范圍，并匯報值班調度員；裝有無功補償設備的變電站值班人員應立即切除電容器，投入電抗器，并匯報值班調度員；值班調度員接到匯報后應立即進行處理，使電壓與無功出力及儲備恢 復正常。

12.10.5 當 500kV 廠、站的母線電壓超過 550kV（有特殊要求的按有關規定執行）時，應立即匯報值

班調度員，值班調度員應立即采取降低機組無功出力、切除補償電容器、投入補償電抗器、切除空載線

路、調整變壓器分接頭或經請示領導后停運 500kV 線路等措施，在 20 分鐘之內將電壓降至合格范圍。

12.11 系統異步振蕩事故處理 12.11.1 系統異步振蕩的主要現象

12.11.1.1 系統內各發電機和聯絡線上的功率、電流將有程度不同的周期性變化。系統與失去同步發

電廠（或系統）聯絡線上的電流和功率將往復擺動。

12.11.1.2 母線電壓有程度不同的降低并周期性擺動，電燈忽明忽暗。系統振蕩中心電壓最低。

12.11.1.3 失去同步發電機的有功出力大幅擺動并過零，定子電流、無功功率大幅擺動，定子電壓亦

有降低且有擺動，發電機發出不正常的有節奏的轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。

12.11.1.4 失去同步的兩個系統（發電廠）之間出現明顯的頻率差異，送端頻率升高、受端頻率降低，且略有波動。

12.11.2 系統異步振蕩的處理方法 18

12.11.2.1 對頻率升高的發電廠，應不待調度指令，立即降低機組的有功出力，使頻率下降，直至振

蕩消除，但不應使頻率低于 49.5Hz，同時應保證廠用電的正常供電。

12.11.2.2 對頻率降低的發電廠，應不待調度指令，立即增加機組的有功出力至最大值，并迅速啟動

備用水輪機組，使電網頻率恢復到 49.5Hz 以上，直至振蕩消除。

12.11.2.3 發電廠運行值班人員應不待調度指令，退出機組的 AGC、裝置，AVC增加發電機的無功出力，并發揮其過負荷能力，提高系統電壓；變電站運行值班人員應不待調度指令，退出低壓電抗器，投入低

壓電容器，提高系統電壓。但不應使 500kV 母線電壓超過 550kV、220kV 母線電壓超過 242kV。

12.11.2.4 各級值班調度員應迅速在頻率升高側（送端）降低機組出力直至緊急停機，使頻率下降；

在頻率降低側（受端）采取緊急增加出力、啟動備用水輪機組、事故限電等措施，使頻率升高，直至振 蕩消除。

12.11.2.5 未經值班調度員許可，發電廠運行值班人員不應將發電機解列（現場規程有規定者除外）；

但如發現機組失磁，應不待調度指令，立即將失磁機組解列。

12.11.2.6 如振蕩是因機組非同期合閘引起的，發電廠運行值班人員應立即解列該機組。12.11.2.7 因環狀電網（包括并列運行雙回線路）的解環操作或開關誤跳而引起的電網振蕩，應立即

經同期合上相應的開關。

12.11.2.8 在裝有振蕩解列裝置的發電廠、變電站，應立即檢查振蕩解列裝置的動作情況，當發現裝

置發出跳閘信號而未解列，且系統仍有振蕩時，應立即拉開應解列的開關。

12.11.2.9 如經采取以上所列措施后振蕩仍未消除，應按規定的解列點解列系統，防止事故的擴大，待電網恢復穩定后，再進行并列。12.12 系統同步振蕩事故處理 12.12.1 系統同步振蕩的主要現象

12.12.1.1 發電機和線路上的功率、電流將有周期性變化，但波動較小，發電機有功出力不過零。

12.12.1.2 發電機機端和系統的電壓波動較小，無明顯的局部降低。12.12.1.3 發電機及系統的頻率變化不大，全系統頻率同步降低或升高。12.12.2 系統同步振蕩的處理方法

12.12.2.1 發電廠運行值班人員在發現系統同步振蕩時，可不待調度指令，退出機組 AGC、AVC，適當

增加機組無功出力，并立即向值班調度員匯報。

12.12.2.2 發電廠運行值班人員應立即檢查機組調速器、勵磁調節器等設備，查找振蕩源，若發電機

調速系統故障或勵磁調節器故障，應立即減少機組有功出力，并消除設備故障。如短時無法消除故障，經值班調度員同意，解列該機組。

12.12.2.3 值班調度員應根據系統情況，提高送、受端電壓，適當降低送端發電出力，增加受端發電

出力，限制受端負荷，直至振蕩消除。12.13 單機異步振蕩事故處理 12.13.1 單機異步振蕩的主要現象

異步機組有功、無功、電流大幅擺動，可能出現過零。其余機組變化趨勢與之相反。異步機組有

周期性轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。12.13.2 單機異步振蕩的處理方法

12.13.2.1 發電廠運行值班人員在發現單機異步振蕩后，應不待調度指令立即退出異步機組 AGC、AVC，減少異步機組的有功出力，增加勵磁電流，并匯報值班調度員。

12.13.2.2 采取減少異步機組的有功出力、增加勵磁電流等措施 3 分鐘后，機組仍然未進入同步狀態，發電廠運行值班人員應立即匯報調度值班人員，根據調度指令將失步發電機與系統解列，并做好保廠用 電措施。

12.13.2.3 如果振蕩因機組非同期合閘引起，發電廠運行值班人員應立即解列機組。12.14 系統低頻振蕩事故處理 12.14.1 系統低頻振蕩的主要現象 19

低頻振蕩常出現在弱聯系、遠距離、重負荷輸電線路上以及弱聯系的兩個或兩個以上地區的串聯

系統中，振蕩頻率在 0.2～2.5Hz 范圍內，具有與同步振蕩類似現象。12.14.2 系統低頻振蕩的處理方法

12.14.2.1 應根據振蕩頻率、振蕩分布等信息正確判斷低頻振蕩源。12.14.2.2 降低振蕩源機組有功，減輕重負荷線路潮流，直至振蕩平息。12.14.2.3 提高振蕩區域系統電壓。

12.14.2.4 若有運行機組未投入 PSS 裝置的，令其立即投入。12.15 通信聯系中斷的事故處理

12.15.1 調度機構、監控中心、發電廠、變電站與上級調度機構的專用通信中斷時，各單位應積極主

動采取措施，利用行政通信、郵電通信、經與上級調度機構通信正常的單位中轉、修復通信設備等方式，盡快與上級調度機構進行聯系。如不能盡快恢復，上級調度機構可通過有關下級調度機構的通信聯系轉 達調度業務。

12.15.2 當廠站與調度機構通信中斷時：

12.15.2.1 擔任系統頻率和聯絡線潮流調整任務的發電廠，仍負責調整工作，其它各發電廠均應按規

定協助調整，各發電廠或有無功補償設備的變電站應按規定的電壓曲線調整電壓。12.15.2.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變。

12.15.2.3 正在進行檢修的設備，在通信中斷期間完工，可以恢復運行時，只能待通信恢復正常后，再恢復運行。

12.15.3 當值班調度員下達操作指令后，受令方未重復指令或雖已重復指令但未經值班調度員同意執

行操作前，失去通信聯系，則該操作指令不應執行；若已經值班調度員同意執行操作，可以將該操作指

令全部執行完畢。值班調度員在下達了操作指令后而未接到完成操作指令的匯報前，與受令單位失去通

信聯系，則應認為該操作指令正在執行中。

12.15.4 通信中斷情況下，出現電力系統故障時：

12.15.4.1 廠站母線故障全?；蚰妇€失壓時，應盡快將故障點隔離。

12.15.4.2 當電力系統頻率異常時，各發電廠按照頻率異常處理規定執行，并注意線路輸送功率不得

超過穩定限額，如超過穩定極限，應自行調整出力。

12.15.4.3 當電力系統電壓異常時，各廠站應及時調整電壓，視電壓情況投切無功補償設備。12.15.5 凡涉及調度管轄系統安全問題或時間性沒有特殊要求的調度業務聯系，失去通信聯系后，在

與值班調度員聯系前不得自行處理，緊急情況下按廠站規程規定處理。

12.15.6 在失去通信聯系期間，各單位要做好有關記錄，通信恢復后盡快向值班調度員補報通信中斷

期間應匯報事項。

12.16 省調調度自動化系統全?；蛑饕δ苁r的事故處理

12.16.1 通知所有投入 AGC 控制的發電廠改為就地控制方式，按值班調度員要求調整機組出力。

12.16.2 通知所有投入 AVC 控制的廠站改為就地控制方式，按電壓曲線調整電壓。12.16.3 匯報網調，按照網調要求進行川渝聯絡線調整。

12.16.4 通知各重要廠站加強設備狀態及線路潮流的監視，發生異常情況及時匯報省調。12.16.5 通知相關地調加強本地區重要控制輸電斷面潮流的監視，發生異常情況及時匯報省調。

12.16.6 調度自動化系統全?；蛑饕δ苁陂g，不宜進行系統操作。13 調度事故匯報

13.1 當電力系統運行設備發生異?；蛘呤鹿蕰r，相關調度系統值班人員應立即向管轄該設備的調度機

構值班調度員匯報。

13.2 發生下列重大事件時，地調值班調度員應立即向省調值班調度員匯報事件的簡要情況，并盡快將

重大事件詳細情況的電子郵件（或傳真）發送至省調。20

13.2.1 電網事故：電網非正常解列、系統振蕩、切機、切負荷、大面積停電及其它一般及以上電網事

故，由于電網事故造成網內重要用戶停、限電，造成較大社會影響等。

13.2.2 廠站事故：110 千伏及以上發電廠、變電站發生母線、主變故障停電，110 千伏及以上主要設 備損壞。

13.2.3 人身傷亡事故：各生產運行單位在管轄范圍內調度運行過程中發生的人身傷亡事故。13.2.4 自然災害事故：水災、火災、風災、地震、冰凍及外力破壞等對電力生產造成重大威脅和影響。

13.2.5 人員責任事故：地、縣級調度機構、110 千伏及以上廠站發生誤調度、誤操作等惡性人員責任 事故。

13.2.6 調度紀律事件：調度系統值班人員違反調度紀律和規程、規定的事件。13.3 事故匯報的主要內容（必要時應附圖說明）： 13.3.1 事件發生的時間、地點、背景情況。

13.3.2 事件經過、保護及安全自動裝置動作情況。13.3.3 重要設備損壞情況、對重要用戶的影響。13.3.4 事故處理恢復情況等。

13.4 在發生嚴重電力系統事故或受自然災害影響，恢復系統正常方式需要較長時間時，相關調度機構 值班調度員應根據系統恢復情況及時向上級調度機構值班調度員匯報。14 新設備投運及設備異動 14.1 新設備投運前期工作

14.1.1 擬并網的發電廠、地方電網、220kV 用戶變電站應在并網調試 90 天前與省調簽訂《四川電網 并網調度協議》。簽訂《四川電網并網調度協議》的條件如下：

a)發電廠（網）已經與省電力公司簽訂《購售電合同》；

b)220kV 用戶變電站已經與屬地電業局（公司）簽訂《高壓供用電合同》；

c)發電廠（網）以及 220kV 用戶變電站已于計劃并網的 90 日前向省調提供電網調度運行潮流、穩定計算和繼電保護整定計算所需的技術資料與圖紙（包括水庫部分）；

d)發電廠（網）以及 220kV 用戶變電站正常生產運行的條件均符合電力行業的有關規程和規定。

14.1.2 擬并網的發電廠、地方電網、新建的輸變電工程應在首次并網日的 6 個月前，向省調提交有關 參數（設備實測參數應在首次并網日的 10 日前提供，并網調試過程中實測的參數應在并網后 30 日內提 供）、圖紙以及說明書等并網資料。

14.1.3 省調在新設備啟動調試 60 天前確定調度管轄范圍和設備命名編號。劃歸地調調度管轄的 220kV 新建變電站及 220kV 線路的命名由省調負責。

14.1.4 擬并網的發電廠、地方電網、新建的輸變電工程應在首次并網日的 30 日前，向省調提交新設

備投入申請書（格式見附錄 B）。14.1.5 新設備投運應具備下列條件：

14.1.5.1 設備驗收工作已結束，質量符合安全運行要求，有關運行單位向省調已提出新設備投運申請 并經批準。

14.1.5.2 申請并網發電機組經過并網安全性評價，影響電網穩定的發電機勵磁調節器（包括 PSS 功 能）、調速器、安全自動裝置、以及涉及電網安全運行的繼電保護等技術性能參數達到有關國家及行業

標準要求，其技術規范滿足所接入電網的要求。

14.1.5.3 所需資料已齊全，參數測量工作已結束，并報送有關單位（如需要在投運過程中測量參數者，應在投運申請中說明）。

14.1.5.4 投產設備已調試合格，按調度規定完成現場設備和調度圖板命名編號，繼電保護和安全自動

裝置已按給定的定值整定。

14.1.5.5 已與省調簽定并網調度協議。

14.1.5.6 調度通信、自動化設備投產手續完備，安裝調試完畢。21

14.1.5.7 完成計劃檢修、水庫調度、市場報價、經營結算等相關專業人員業務培訓。14.1.5.8 完成運行值班人員上崗資格培訓及考試，運行值班人員取得《調度系統運行值班合格證書》。

14.1.5.9 生產準備工作已就緒（包括廠站規程和制度已完備、運行人員對設備和啟動試驗方案及相應

調度方案的熟悉等）。

14.1.5.10 相關廠、站及設備具備啟動帶電條件。14.1.5.11 啟動試驗方案和相應調度方案已獲批準。14.1.5.12 啟動委員會同意投產。14.2 新設備啟動投運

14.2.1 新設備啟動前調度機構應制定調度啟動方案。下級調度機構管轄范圍內新設備加入系統運行，可能對上級調度機構管轄系統安全產生較大影響時，調度機構應將相關資料報送上級調度機構，經上級

調度機構許可后，方可進行啟動投運操作。

14.2.2 新設備在啟動時應根據調試計劃完成規定的所有試驗，調度機構根據電網情況為并網調試安排

所需的運行方式。

14.2.3 新設備應按調度啟動方案規定程序進行啟動，如臨時更改啟動程序，應經啟委會同意；若啟動

過程中發生電網事故或重大運行方式變化，值班調度員可中止新設備啟動投運操作，待系統恢復正常后，再繼續進行。

14.2.4 新設備只有得到值班調度員的命令或征得其許可后方能投入系統運行。值班調度員必須得到啟

動委員會的許可后才能進行啟動。

14.2.5 新設備啟動工作全部結束，由啟委會同意新設備試運行。14.2.6 新設備試運行結束、設備運行正常具備正式運行條件，由啟委會同意新設備正式進入商業運行。

14.2.7 新建發電機組應完成一次調頻、PSS、調峰、機組性能、進相、勵磁系統、調速系統參數實測

等系統試驗，并將試驗報告和相關參數報省調審核，有關功能正常投運后，才能進入商業運行。

14.2.8 新設備并入電網正式運行后，需定期按要求向省調報送各開關月電量數據和母線電量平衡報

表、日生產統計數據等各類報表。14.3 設備異動管理

14.3.1 凡涉及變更原接線方式、更換整體主設備、調度名稱更改等情況時，設備運行單位應填寫《系

統設備異動執行報告》（格式見附錄 C），將改變前、后的接線圖及變更設備資料隨同設備停修申請書 一起報送省調。

14.3.2 省調調度管轄范圍內設備的繼電保護、安全自動裝置、故障錄波器以及通信、自動化等設備的

停運、試驗、檢修或其它改進工作應與一次設備同樣按規定辦理申請手續。14.3.3 凡設備異動后需在復電階段進行核相、沖擊合閘、帶負荷測試檢驗和涉網試驗的，應在異動報

告中注明，必要時應向省調報送有關資料、試驗方案等。15 運行方式制定

15.1 各級調度機構應按年、月、日制定所轄電力系統運行方式；節日、重要保電期間，應制定保電方

案；系統重大檢修或運行方式發生重大變化時，應制定系統特殊運行方式。15.2 運行方式的制定

15.2.1 運行方式是保證系統正常運行的大綱，應分為上一年運行情況分析和本運行方式

兩部分。運行方式應經相關電網企業分管領導批準后執行。

15.2.2 為了制定好下的運行方式，計劃、生產、營銷、基建等有關部門和發電廠應于每年 9 月 1 日前將下的有關資料提供給調度機構。

15.2.3 每年 12 月底前，完成年方式的編寫工作，經調度機構分管領導審核后,由電網企業分管領導召

集有關部門召開運行方式協調會議，編寫會議紀要，明確電網規劃、建設、運行等改進意見的落實 計劃。

15.3 月度運行計劃的制定 22

每月 20 日前，調度機構應制定次月系統運行計劃，經調度機構分管領導、電網企業相關部門會簽

后，報電網企業分管領導批準后下達。15.4 日調度計劃的制定

每日 17 點前，調度機構應完成次日調度計劃的制定，經調度機構相關部門會簽后，由調度機構分

管領導批準后下達。

15.5 保電方案和系統特殊運行方式的制定

15.5.1 保電方案和系統特殊運行方式應在保電任務和系統特殊運行方式開始前 2 個工作日前完成。

15.5.2 重大保電方案或對安全運行有重大影響的特殊運行方式，應經電網企業分管領導批準后執行，并報上級調度機構備案。對系統整體安全運行影響較小的，應經調度機構分管領導批準后執行。發電、供電調度計劃與考核

16.1 各級調度機構應進行、月、日和超短期負荷預測，以及用電負荷的分析工作。16.2 各級調度機構應當編制和下達發電、供電調度計劃。發電、供電調度計劃必須經過系統安全穩定

校核。調度機構負責對發電、供電調度計劃的執行情況進行考核。

16.3 發電、供電調度計劃的編制，應當根據系統發供電能力、電力交易計劃和負荷預測結果，依據政

府下達的有關調控目標，綜合考慮社會用電需求、節能環保、檢修計劃和電力系統的設備能力等因素，并保留必要的備用容量。

16.4 省調可根據系統發供電平衡情況，負責組織實施跨省臨時電力電量交易。

16.5 在滿足發供電平衡的同時，各級調度機構應按規定安排足夠的備用容量。備用容量包括負荷備用

容量、事故備用容量和檢修備用容量，安排時應考慮輸電網絡的送（受）電能力。四川電力系統備用容

量采用如下標準：

16.5.1 負荷備用由旋轉備用提供，容量應不低于最大發電負荷的 2％。

16.5.2 事故備用由可供短時調用的備用提供，容量應不低于最大發電負荷的 10％，且不低于系統中

最大單機容量或可能失去的最大受電功率。

16.5.3 檢修備用容量應結合系統負荷特點、水火電比例、設備質量和檢修水平等情況確定，一般為最

大發電負荷的 8～15％。

16.5.4 除上述備用外，低谷時段還應留有適當的調峰備用容量。

16.6 值班調度員可以按照有關規定，根據電力系統運行情況調整當日發電、供電調度計劃。16.7 當電網供電能力不能滿足用電需求時，為保證系統安全運行，省調應按政府下達的分電比例對地

區供電調度計劃進行調整。各電業局（公司）應嚴格按照供電調度計劃控制用電負荷。16.8 發電廠（網）的考核

16.8.1 調度機構應依據相關規定負責對所轄發電廠（網）的運行考核。

16.8.2 對各發電廠（網）進行電量考核的依據是調度機構下達給各發電廠（網）的日發電調度計劃曲

線（包括修改后的臨時調整曲線）。16.8.3 各發電廠（網）以四川電力系統電能量自動采集計量系統采集的數據作為實際上網電量，考核

辦法按相關規定執行。

16.9 電業局（公司）的考核結算

16.9.1 省調負責對各電業局（公司）的考核結算。

16.9.2 各電業局（公司）以四川電力系統電能量自動采集計量系統采集的數據（在關口采集系統未完

善的情況下，以現行各電業局（公司）上報的并經省調核實的實際網供電量）作為實際網供電量，考核

辦法按相關規定執行。

16.9.3 在電力電量能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷預測的準確率，考核依據是電業局

（公司）上報的日負荷預測曲線。

16.9.4 在電力電量不能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷控制力度，考核依據是省調下達

給各電業局（公司）的計劃用電曲線（包括修改后的臨時調整曲線）。23

16.10 省調負責考核關口的設置和管理。16.10.1 考核關口的設置原則上應與省調下達的發電、供電調度計劃口徑一致。發電廠（網）的關口

一般設置在并網線路發電廠（網）側（火電機組按節能調度的有關規定執行），電業局（公司）的關口

一般設置在電業局（公司）間聯絡線潮流送端和發電廠并網線路的變電站側。16.10.2 各發電廠（網）、電業局（公司）每年應在第一季度的最后一周向省調上報各自的關口變化

情況，并作相應說明。

16.10.3 關口的臨時變化應立即上報省調。17 檢修管理

17.1 檢修計劃管理

17.1.1 省調調度管轄設備的檢修、試驗必須納入設備檢修計劃。

17.1.2 四川電力系統內由國調、網調調度管轄、調度許可的設備檢修，按國調、網調的相關規定執行。

17.1.3 檢修計劃分、季度、月度及周計劃。

17.1.3.1 計劃：每年 10 月 25 日前，設備運行單位應將下一省調調度管轄設備的檢修計劃（含

基建停電配合項目）報送省調。省調會同各相關單位綜合協調、統一平衡后下文執行。17.1.3.2 季度計劃：每季度第二個月月底前，設備運行單位應根據檢修計劃確定的項目，結合實

際準備情況，將下一季度的設備檢修計劃匯總、協調后報送省調。省調會同各相關單位綜合協調、統一

平衡后下文執行。

17.1.3.3 月度計劃：省調根據調度管轄設備的、季度計劃，結合實際執行情況和電力系統運行情

況，制定次月月度檢修計劃并隨月調度計劃下文執行。

17.1.3.4 周計劃：每周五省調將根據月度檢修計劃、檢修實際執行情況和電力系統當時運行情況，制

定下一周電力系統檢修計劃，并在周運行方式中發布。

17.1.4 四川電力系統內由國調、網調調度管轄、調度許可設備的檢修計劃，由設備運行單位按以上方

式報送省調。省調再按相關規定報送上級調度機構批準后執行。17.2 檢修計劃安排原則

檢修計劃的制定，應在電網企業和發電企業提出的設備檢修預安排計劃基礎上，考慮設備健康水平

和運行能力，充分協商，統籌兼顧。電力設備的檢修應服從調度機構的統一安排，并遵循下級調度機構

服從上級調度機構檢修安排的原則。調度機構制定檢修計劃時應注意以下事項： 17.2.1 設備檢修的工期與間隔應符合有關檢修規程的規定。實行狀態檢修設備的巡視、檢查、試驗、檢修應符合國家電網公司《輸變電設備狀態檢修試驗規程》。17.2.2 水電機組計劃檢修宜在枯水期進行，火電機組、重要輸變電設備計劃檢修宜避開系統大負荷用 電期。17.2.3 設備檢修應做到相互配合，即發電和輸變電、主機和輔機、一次和二次設備的檢修在檢修工期

和停電范圍等方面應統籌考慮，結合基建和技改項目，統一安排，避免重復停電。17.2.4 重要保電期間，不宜安排影響保電任務的基建項目的啟動投產和大型改造項目的停電施工。

17.2.5 設備檢修應綜合考慮電力系統安全和負荷平衡、廠站用電安全等。

17.2.6 實行狀態檢修設備的巡視、檢查、試驗、檢修需設備停電進行的應納入檢修計劃。17.3 計劃檢修和非計劃檢修 17.3.1 計劃檢修管理

17.3.1.1 計劃檢修嚴格按省調批準的檢修計劃執行。未列入檢修計劃的，省調有權推遲或不予安排。

17.3.1.2 計劃檢修確定后，原則上不予改變工期，如因系統原因引起的變動，省調將重新安排時間執 行。

17.3.1.3 對系統運行方式影響較大的設備檢修，應制定特殊運行方式。17.3.2 非計劃檢修管理 24

17.3.2.1 省調調度管轄設備的非計劃檢修，由設備運行單位提前一周向省調提出申請。省調將根據系

統情況，決定是否同意安排，并告知申請單位。

17.3.2.2 設備異常、事故等緊急情況下，設備運行單位可直接向省調值班調度員申請設備停運檢修，并按規定補辦相關手續。

17.3.2.3 值班調度員有權批準下列非計劃檢修：

a)設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修；

b)在當值時間內可以完工的與已批準的計劃檢修相配合的檢修；

c)在當值時間內可以完工且對系統運行不會造成較大影響的檢修。17.4 停修申請書管理

17.4.1 設備運行單位應根據檢修設備的類型，填寫設備停修申請書（格式見附錄 A）。其中發電設備

（含鍋爐、發電機、汽輪機、水輪機等）應填寫機爐設備停修申請書，其它電氣設備（含母差失靈保護、安控裝置等）應填寫電氣設備停修申請書。

17.4.2 設備運行單位應在檢修工作開工前至少 1 個工作日的 11 時 30 分前向省調申報設備停修申請

書，省調應于開工時間前 1 個工作日 18 時前批復。17.4.3 非計劃檢修即使在設備停運或工作已開始后，如當日內不能完工，設備運行單位也應及時向省

調補辦設備停修申請書。

17.4.4 設備運行單位填報停修申請書時，應同時填寫設備停運后對其它運行設備、繼電保護、廠用電、發電廠出力、潮流、安控等的影響，并注明送電時的要求等。17.4.5 設備停修申請書由檢修、維護單位向設備運行單位申請，再由設備運行單位向省調申請，經省

調批準后執行。

17.4.6 檢修工作內容必須同停修申請書申報內容一致。

17.4.7 省調調度管轄設備的停修申請書應經省調相關專業部門會簽，并經領導批準后批復申請單位。

17.4.8 如在申請開工時間七日后仍未獲批復，該停修申請書作廢，省調應將未批準原因通知申報單位。

仍需檢修的，在系統允許的時間，重新辦理設備停修申請書。

17.4.9 已批準的設備停修申請書應按下列規定辦理開工和完工手續： 17.4.9.1 設備停修申請書應得到省調值班調度員調度指令后方可開工。

17.4.9.2 設備停修申請書若因特殊原因無法按時開工的，應及時向省調匯報，在批準開工時間三日后

仍未開工的，該停修申請書作廢。

17.4.9.3 設備停修申請書應在批準的工期內完工。如不能按期完工，應在批準的檢修工期結束前 48 小時提出延期申請；檢修工期不足 48 小時的，應在批準的檢修工期結束前 6 小時提出延期申請。

17.4.9.4 已開工的設備停修申請書，如需增加檢修內容，在停電范圍、檢修工期、安全措施和送電要

求不變，且在當值內能完成的情況下，征得省調值班調度員同意后方可進行。否則應重新申報。

17.4.9.5 當系統出現緊急情況時，省調值班調度員有權終止已開工的檢修工作。17.4.10 設備檢修工期計算

17.4.10.1 發電設備檢修時間的計算是以設備停運或退出備用時開始，到設備按調度要求轉為運行或

備用時止，設備停運和轉運行或備用所進行的一切操作（包括起動、試驗以及投運后的試運行時間）均

計算在檢修時間內。

17.4.10.2 輸變電設備的檢修時間以設備停運并做好安全措施后、值班調度員下達開工令時起，到值

班調度員接到檢修工作全部結束、現場安全措施全部拆除、可以恢復送電的匯報時止。17.4.11 凡在省調調度管轄的設備上進行重大試驗（如：大型機組甩負荷、機組失磁試驗、系統性試

驗、電容器投切試驗、AGC 試驗、PSS 試驗、進相試驗。一次調頻試驗等），設備運行單位應在試驗前 日向省調提出申請和試驗方案，經省調同意后方能進行。其中需運行設備停運并在其上開展工作的，應辦理停修申請書。

17.4.12 凡基建施工需要省調調度管轄設備停電、退出備用、降低出力或改變運行方式的，應由施工

單位向設備運行單位提出申請，再由設備運行單位按規定向省調提出申請。25

17.5 許可設備檢修管理 17.5.1 省調許可設備檢修時，地調應提前一周向省調報送停電計劃，經省調許可后方可安排。17.5.2 省調許可設備檢修開工前一個工作日，地調應向省調匯報檢修開完工具體時間、方式安排和控 制要求。

17.5.3 省調應在許可設備檢修期間的日計劃任務書中記錄許可設備檢修情況和控制要求。17.5.4 省調許可設備停電前，地調應征得省調值班調度員同意，工作完畢送電后及時匯報。17.6 帶電作業管理

17.6.1 在省調調度管轄的設備上進行帶電作業時，設備運行單位應提前 1 個工作日向省調提出帶電作

業申請，并明確是否有控制負荷、停用重合閘、事故跳閘可否強送電等要求。

17.6.2 省調應根據系統運行情況，決定是否受理帶電作業申請。若同意，則批復帶電作業時間和要求，并在日計劃任務書中注明。

17.6.3 省調值班調度員有權批準在當日完工的帶電作業。17.7 安全措施管理

17.7.1 值班調度員在許可輸電線路和其它設備上進行檢修工作或恢復送電時，應遵守《電業安全工作

規程》中的有關規定，嚴禁“約時”停、送電，嚴禁“約時”掛、拆接地線和“約時”開始、結束檢修

工作；電氣設備停電檢修，必須使所有電源側有明顯的斷開點，線路停電檢修時，應拉開各側開關、刀

閘，合上各側接地刀閘，才能下達允許開工令；確認檢修工作全部結束，現場安全措施全部拆除，檢修

人員全部離開現場后，才能開始對線路復電。17.7.2 輸電線路的停電檢修，該線路各端的安全措施由值班調度員負責命令廠、站運行值班人員執行，線路工作現場的安全措施，在允許開工后由檢修工作班自理，工作結束后應自行拆除，再辦理完工手續。

17.7.3 發電廠、變電站內部電氣設備停電檢修的安全措施由設備所在單位自行負責(不包括線路停電 的安全措施)，工作結束后應自行拆除，開關、刀閘設備均應處于拉開位置，再辦理完工手續。

17.8 電力通信、調度自動化設備檢驗檢修管理

17.8.1 通信、自動化系統和設備的檢驗檢修，按“誰維護誰申報”的原則，由設備運行維護單位根據

調度管轄范圍逐級申報，以對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門的批復為準。17.8.2 通信、自動化系統和設備的檢修分為計劃檢修、臨時檢修和故障檢修。計劃檢修是指納入、季度、月度和周計劃，并按期執行的檢修、維護、試驗等工作；臨時檢修是指對其運行中出現的異?；?/p>

缺陷進行處理的工作；故障檢修是指對其運行中出現影響系統正常運行的故障進行處理的工作。

17.8.3 通信、自動化系統和設備的檢修、檢驗計劃應與一次設備的檢修計劃一同制定和上報，對 其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門負責進行審核和批復。與一次設備相關的自動化子站

設備的檢驗時間應盡可能結合一次設備的檢修進行。

17.8.4 通信、自動化系統和設備的計劃檢修由設備運行維護單位至少在 4 個工作日前提出書面申請，報對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門批準后方可實施。

17.8.5 通信、自動化系統和設備的臨時檢修應至少在 1 個工作日前填寫通信、自動化系統設備停運申 請單，報對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員，經批準后方可實施。17.8.6 影響一次設備及保護、安控裝置正常運行的通信、自動化系統和設備的檢驗檢修，其運行維護

單位還應同時向相關調度機構辦理停修申請書并履行相關手續。17.8.7 影響通信、自動化系統和設備運行的一次設備檢修工作，其運行維護單位除履行一次設備檢修

所規定的手續外，還應向相關電力通信、調度自動化管理部門辦理申請并履行相關手續。17.8.8 通信、自動化系統和設備發生故障后，運行維護人員應立即與對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員取得聯系，匯報故障情況、影響范圍，提出檢修工作申請，在得到同意后

方可進行工作。情況緊急時，可先進行處理，處理完畢后應盡快匯報。17.8.9 通信、自動化系統和設備檢修工作開始前，運行維護人員應與對其有調度管轄權的電力通信、調度自動化管理部門值班人員聯系，得到同意后方可工作。設備恢復運行后，應及時匯報，取得認可后 方可離開現場。26

17.8.10 一次設備退出運行或處于備用、檢修狀態時，其通信、自動化設備（含 AGC 執行裝置）均不

得停電或退出運行，有特殊情況需停電或退出運行時，需提前 4 個工作日辦理設備停運申請。

17.8.11 自動化主站系統的故障檢修，由調度自動化管理部門值班人員及時通知本單位相關部門并辦

理有關手續后方可進行，必要時應匯報主管領導；如影響到相關調度機構傳送的自動化信息時，應及時

通知相關調度自動化管理部門值班人員。

17.8.12 通信系統和設備的故障搶修應遵循先電力調度、保護、安控業務，后其它業務；先國網、華

中網、省網，后地區網；先主干，后支線；先搶通，后修復的原則。在緊急情況下，若需改變以上順序，應事先征得省調通信調度的同意。

17.8.13 廠站一次設備檢修時，如影響自動化系統的正常運行，應將相應的遙信信號退出運行，但不

得隨意將相應的變送器退出運行。一次設備檢修完成后，應檢查相應的自動化設備或裝置恢復正常及輸

入輸出回路的正確性，同時應通知調度自動化管理部門值班人員，經確認無誤后方可投入運行。

17.8.14 通信電路、設備檢修時，應采取組織臨時迂回通道等措施，避免中斷通信業務。17.8.15 復用保護、安控通信電路的設備運行檢修管理，按照復用保護、安控的相關規程執行。

17.8.16 通信電路發生故障中斷時，應立即投入備用電路，必要時采取臨時應急措施首先恢復調度通

信電路，再進行故障搶修和分析。

17.8.17 通信設備發生故障引起通信電路中斷，應及時通知相關用戶，說明故障影響的范圍、應急措

施，同時向相關電力通信管理部門匯報。

17.8.18 在電路、設備搶修時采取的臨時措施，故障消除后應及時拆除，恢復正常運行方式。18 系統穩定 18.1 一般原則

18.1.1 四川電力系統穩定管理工作按照統一管理、分級負責、機網協調的原則進行。18.1.2 系統穩定管理職責

18.1.2.1 省調負責全網安全穩定專業管理。負責所轄電網安全穩定計算分析和安全穩定方面的機網協

調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施。

18.1.2.2 地調負責所轄電網的穩定管理。負責所轄電網（包括與主網解列運行方式）安全穩定計算分

析和安全穩定方面的機網協調，制定并組織實施電網安全穩定控制措施，配合實施省調安全穩定控制措 施。

18.1.2.3 發電廠負責本廠的安全穩定管理，組織落實調度機構有關電網安全穩定的要求和控制措施，制定保發電廠和發電設備的安全措施，包括失去系統電源的保廠用電措施和機組黑啟動方案，配合進行

電網黑啟動或黑啟動試驗。發電廠在設計、建設、投產、運行以及設備改造或更新等階段均應進行涉網

安全的機網協調工作，定期開展并網安全自評價工作，達到電網穩定運行必備條件。18.1.2.4 電力用戶負責用戶變電站的安全管理，組織落實調度機構有關電網安全穩定的要求和控制措 施。

18.1.2.5 并網地方電網負責本網的安全穩定管理，組織落實上級調度機構有關電網安全穩定的要求和

控制措施，制定保本網的安全措施，包括與主網解列后的孤網運行和黑啟動等措施。

18.1.3 各級調度機構應定期制定電網穩定運行規定，并給出正常方式和檢修方式穩定限額。涉及到上

級調度機構管轄設備的部分應經上級調度機構審核。

18.1.4 調度機構應對運行方式以及周、日調度計劃和特殊運行方式等進行安全穩定校核。

18.2 系統穩定監控職責 18.2.1 值班調度員應按照穩定規定的要求，對電力系統實施監視和控制，負責保持調度管轄設備在穩

定限額內運行。出現超穩定限額運行情況時，應立即采取措施予以消除。18.2.2 發電廠、變電站及監控中心運行值班人員負責監控廠、站內設備在系統穩定限額和設備安全限

額內運行，當發現超限額運行時，應立即匯報值班調度員并做好記錄。27

18.2.3 當電力系統出現特殊運行方式時，調度機構應專題計算穩定限額，并在停修申請書批復時將特

殊運行方式的穩定限額逐級下達給監控單位執行。18.3 系統穩定運行規定

18.3.1 為保證電力系統正常運行的穩定性和頻率、電壓水平，系統應有足夠的穩定儲備。18.3.2 正常情況下，電力系統不應超安全穩定限額運行。因特殊原因需超穩定限額運行時，省調調度

管轄設備應經省公司分管領導批準；地調調度管轄設備應經電業局（公司）分管領導批準；上級調度機

構委托調度管理或許可的設備還應得到上級調度機構的批準或許可。上述情形均應預先做好事故預案和

穩定破壞時的處理措施。

18.3.3 在負荷調整和倒閘操作時，應按要求提前調整線路潮流，不得引起電力系統穩定破壞和安全自 動裝置動作。

18.3.4 系統設備異常故障時，應及時進行安全穩定校核，需要采取安全控制措施的應立即通知值班調 度員執行。

18.3.5 220kV 及以上系統設備無快速保護運行時，省調應進行安全穩定校驗計算并采取相應的措施。

如需按單永故障校核標準控制功率時，應經省調分管領導批準；如不滿足單永故障校核標準，應經省公

司分管領導批準。

18.3.6 影響 220kV 及以上電力系統正常運行的系統性試驗，試驗單位應提前 60 日向省調提出書面申

請，提交試驗方案和計算報告，共同研究試驗操作方案、系統安全措施，經省公司分管領導批準后執行。

18.3.7 發電廠涉網安全穩定運行要求 18.3.7.1 發電機組勵磁系統（含 PSS）、調速器等涉網安全穩定自動裝置的技術性能參數應達到有關

國家標準、行業標準和涉網安全穩定機網協調的要求，并按調度機構要求進行參數實測、建模和 PSS、一次調頻、進相等試驗。上述設備經技術改造或更新后，應重做相關試驗，并提前 90 日向調度機構報

送有關資料，若設備技術性能發生改變，發電廠還應重新進行并網安全性自評價。

18.3.7.2 影響系統安全穩定的發電機勵磁調節器和調速器等應投入要求的自動控制模式，未經值班調

度員許可，不得退出運行。涉及系統穩定的機組 PSS 參數、低勵限制定值、調差系數和一次調頻定值等

應嚴格按調度機構下達的定值整定，不得擅自啟停功能和更改定值。18.3.7.3 發電機勵磁調節器應投入自動電壓閉環控制模式，不得采用無功恒定或其它控制模式。機組 的計算機監控系統也應投入電壓閉環控制模式，除手動或 AVC 調節的短時間外，不允許采用無功恒定或 其它控制模式。

18.3.7.4 涉及系統安全穩定的發電廠機組定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激

磁、失步、失磁保護及主變零序電流、零序電壓等保護的配置和整定應滿足有關規程規定和涉網安全穩

定機網協調要求。繼電保護及安全自動裝置 19.1 運行管理

19.1.1 各級調度機構應制定繼電保護及安全自動裝置調度運行規程。運行維護單位應編寫現場運行規

程，并報有關部門備案。

19.1.2 繼電保護及安全自動裝置的投退和定值更改必須按相關規定或調度指令執行，現場具體操作按

現場運行規程執行。

19.1.3 值班調度員應熟悉系統繼電保護及安全自動裝置的配置、運行規定和整定運行方案，了解動作

原理和整定原則?，F場值班人員應熟悉本站（廠）所配置的繼電保護及安全自動裝置，熟悉繼電保護及

安全自動裝置的現場運行規程。新型繼電保護及安全自動裝置入網運行時繼保人員應向值班調度員和現

場值班人員技術交底。

19.1.4 省調負責制定 220kV 及以上變壓器中性點接地方式，地調負責制定管轄范圍內的 110kV 變壓器

中性點接地方式。改變變壓器中性點接地方式時，應經相關調度機構批準。28

19.1.5 調度機構應對繼電保護及安全自動裝置進行調度命名，若設備配置了兩套及以上的繼電保護及

安全自動裝置，還應對各套裝置進行調度編號。

19.1.6 運行中的繼電保護及安全自動裝置（含二次回路及通道、電源等）出現異常時，運行值班人員

應立即向值班調度員匯報，按調度指令及現場運行規程進行處理，及時通知維護部門消缺。緊急情況下，可不待調度指令，按現場規程將繼電保護及安全自動裝置退出，并立即匯報值班調度員。19.1.7 繼電保護及安全自動裝置動作后，運行值班人員應立即向值班調度員匯報裝置動作情況，并作 好記錄，裝置動作信號記錄完畢后方可復歸。同時還應收集整理裝置動作報告、故障錄波裝置錄波圖及

行波測距裝置結果等報調度機構。

19.1.8 繼電保護及安全自動裝置動作后，運行單位應立即進行處理和分析，調度機構應指導運行單位

進行事故分析。

19.1.9 繼電保護裝置應按規定投入，不允許一次設備無保護運行。

19.1.10 220kV 及以上設備主保護全部停運，設備宜同時停運。遇下列特殊情況設備需運行時，屬省

調調度管轄的應經省調分管領導批準，屬省調許可設備的應經電業局（公司）分管領導批準、省調同意。

a)220kV 線路失去全線速動保護；

b)500kV 斷路器失去斷路器保護；

c)220kV 母線失去母差保護但滿足單永故障考核標準的。

19.1.11 調度機構應制定微機保護裝置軟件版本管理辦法，統一管理調度管轄范圍內微機保護裝置的 軟件版本。

19.1.12 運行維護單位應有完整的繼電保護及安全自動裝置圖紙、資料，建立保護裝置檢驗、動作統

計、調試、反事故措施、重大缺陷及消缺記錄等臺帳。調度機構應建立繼電保護及安全自動裝置檔案（包

括圖紙資料、動作統計、保護異常、事故分析、反事故措施等）。

19.1.13 調度機構負責調度管轄范圍內的繼電保護及安全自動裝置動作統計、分析和評價，發電廠負

責本廠設備的繼電保護及安全自動裝置動作統計、分析和評價。各地調和發電廠應按月報送省調。

19.1.14 省調、地調應建立調度管轄范圍內的保護及故障信息管理系統主站，相關廠站應建立保護及

故障信息管理系統子站。各子站的信息采集屏由設備所屬的發電廠、電業局（公司）負責運行維護。該

系統的檢驗管理同繼電保護裝置。19.2 繼電保護定值管理

19.2.1 繼電保護定值的整定計算應符合《220-500kV 電網繼電保護裝置運行整定規程》、《大型發電

機變壓器組繼電保護整定計算導則》、《3-110kV 電網繼電保護裝置運行整定規程》的規定。19.2.2 調度機構負責制定調度管轄范圍內系統保護裝置整定運行方案、保護裝置整定計算及定值

管理規定，并負責調度管轄范圍內系統保護的整定。19.2.3 發電廠內發電機、變壓器等設備的保護定值由發電廠自行負責整定（特殊情況按規定執行）。

發電機組的定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激磁、失步、失磁保護及主變零序

電流、零序電壓的配置方案和整定方案及定值應滿足有關規定并報調度機構審核。19.2.4 變電站內的站用變壓器、低壓電抗器、低壓電容器保護定值由設備運行單位負責整定，并負責

將保護定值、整定說明、運行規定、資料和圖紙報相應調度機構備案。19.2.5 主變壓器、高壓電抗器的非電量保護和串聯補償裝置本體保護由設備運行單位負責整定。

19.2.6 調度機構之間、調度機構與發電廠之間保護裝置整定范圍的分界點、整定限額、配合定值、等

值阻抗網絡（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）應書面明確，共同遵守，以滿足分界點定值的整定

計算要求。分界點的整定應遵循局部服從全局、下一級電壓系統服從上一級電壓系統、局部問題自行消

化的原則，并兼顧局部或下一級電壓系統的要求。當整定限額、定值或等值阻抗網絡需要更改時，應事

先向對方提出，經雙方協商確定。因新設備投產或調整定值影響對方定值配合的，應提前通知受影響方。

19.2.7 下級調度機構調度管理的繼電保護裝置動作的開關為上級調度機構所調度時，其保護裝置定值

必須滿足上級調度機構所提出的要求。

19.2.8 調度機構應定期組織運行單位對管轄范圍內設備的繼電保護定值進行全面核對。29

19.3 定值單管理

19.3.1 定值整定單位應編制并下達繼電保護和安全自動裝置定值單。19.3.2 繼電保護和安全自動裝置定值單應編號并注明編發日期，履行審批手續。定值單的啟用、更換、作廢應按調度指令執行。19.3.3 調度機構、運行值班單位、運行維護單位所執行的繼電保護和安全自動裝置定值單應一致。

19.3.4 繼電保護和安全自動裝置應依據定值單整定，并按照調度指令啟用。

19.3.5 運行維護單位如遇定值偏差或其它問題無法執行定值單時，應與定值整定單位核實、協商，由

整定單位確定處理方案。

19.3.6 臨時或特殊運行方式需要更改繼電保護和安全自動裝置定值時，可由定值整定單位下達臨時或

特殊方式定值。緊急情況下，值班調度員可先改變運行方式，后聯系定值整定部門進行定值更改。

19.3.7 繼電保護和安全自動裝置定值單不應涂改，如需改動，應下發新的定值單。19.3.8 繼電保護和安全自動裝置執行新定值單前，運行值班人員應與值班調度員核對定值單編號。

19.4 裝置管理

19.4.1 繼電保護和安全自動裝置應符合《繼電保護和安全自動裝置技術規程》的規定及電力系統反事

故措施的要求，并通過國家級質量檢驗測試中心的測試。

19.4.2 調度機構應制定繼電保護和安全自動裝置配置與選型原則。

19.4.3 新（改、擴）建工程及技改工程應統籌考慮繼電保護和安全自動裝置的配置與選型方案。在設

計審查及招評標過程中，下列裝置的配置與選型應經相應調度機構繼電保護部門審核。19.4.3.1 變電站的線路、母線、變壓器、斷路器、高壓電抗器、串聯補償裝置等設備的繼電保護裝置。

19.4.3.2 并網發電廠的發電機、變壓器、線路、母線、高壓電抗器、斷路器等設備的繼電保護裝置。

19.4.3.3 安全自動裝置。

19.4.3.4 與繼電保護和安全自動裝置有關的一次設備。

19.4.4 在四川電力系統首次使用的 220kV 及以上設備保護裝置，應通過省調組織的入網動模試驗。凡

在四川電力系統掛網試運行的保護裝置，其接入方案應經相應調度機構及生技部門共同審批。

19.4.5 設備運行單位應根據繼電保護和安全自動裝置的運行情況及使用年限，提出更新改造計

劃，調度機構應參與審核。

19.4.6 調度機構負責制定繼電保護和安全自動裝置的反事故措施，規劃、設計、基建及運行維護單位 負責實施。

19.4.7 繼電保護和安全自動裝置發生不正確動作后，調度機構應組織或參與調查分析，形成事故分析

報告，并督促相關單位落實整改措施。

19.4.8 新投運或更換繼電保護和安全自動裝置，應向調度機構辦理新設備投運申請或異動報告，并按

規定提前報送資料。新投運保護裝置或保護電流、電壓回路有變動時，應進行帶負荷測試。19.4.9 當系統的繼電保護和安全自動裝置因安全穩定要求進行更新或改造時，相關發電廠應按調度機

構的要求予以配合。

19.4.10 行波測距、故障錄波、繼電保護及故障信息管理系統子站裝置等應投入運行，退出時，應經

調度機構批準?；üこ讨袘c一次設備同步投運。19.5 檢驗管理

19.5.1 運行中的繼電保護和安全自動裝置應按《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》、《四川電

網繼電保護及安全自動裝置檢驗工作管理規定》等要求進行檢驗。

19.5.2 運行維護單位應根據檢驗規程制定繼電保護和安全自動裝置檢驗標準化作業指導書，定期進行

繼電保護和安全自動裝置的檢驗。

19.5.3 運行維護單位應結合一次設備的檢修，制定繼電保護和安全自動裝置檢驗計劃，并將

檢驗完成情況及時報調度機構。繼電保護和安全自動裝置的定期檢驗應配合一次設備的檢修同時進行。

19.5.4 接入電力系統運行的繼電保護和安全自動裝置所用的通道設備應按有關規程要求進行調試并

定期進行檢驗，并保存完整的調試記錄和報告。30

19.5.5 行波測距、故障錄波、繼電保護及故障信息管理系統子站裝置等的檢驗應按照繼電保護裝置檢

驗管理的要求進行。

19.6 220kV 及以上系統繼電保護裝置運行操作規定 19.6.1 線路保護

19.6.1.1 在正常運行情況下，線路兩側同調度命名編號的縱聯保護應同時投運。投運前，線路兩側廠

站值班人員應測試縱聯保護通道正確。

19.6.1.2 當保護通道異?；蛉我粋瓤v聯保護異常時，線路兩側的該套縱聯保護應同時停運。19.6.1.3 線路兩端的同一調度命名編號的微機縱聯保護軟件版本應相同。19.6.1.4 500kV 線路電壓互感器停用或檢修時，該線路應同時停運。19.6.1.5 500kV 線路停運、而開關合環運行時，應投入短引線差動保護。19.6.1.6 500kV 線路縱聯保護全部停運時，該線路應同時停運。

19.6.1.7 500kV 線路任一側兩套遠方跳閘裝置或兩個遠跳通道同時停運時，該線路應同時停運。

19.6.1.8 220kV 線路原則上不允許無縱聯保護運行。在特殊情況下線路必須運行時，應按有關規定調

整線路后備保護時間，但不允許一個廠站有兩條及以上線路同時采用該運行方式。

19.6.1.9 配置有兩套微機重合閘的線路，正常運行情況下只啟用一套重合閘，另一套重合閘備用，備

用重合閘的重合方式應與運行重合閘相同。

19.6.1.10 在任何情況下，線路輸送功率不應超過距離 III 段阻抗值整定允許的功率。19.6.1.11 對電氣設備和線路充電時，應投入快速保護。

19.6.1.12 在 110kV、220kV 廠站內的母線解合環操作時（角形接線除外），解合環過程中應停用環內 開關零序保護。

19.6.1.13 旁路開關代線路開關要啟用縱聯保護時，應將高頻電纜（光纖通道）切換到旁路收發信機

（光纖接口裝置）或將線路收發信機（光纖接口裝置）切換到旁路保護，不能切換的縱聯保護應停用。

19.6.2 母差保護和斷路器失靈保護

19.6.2.1 母差保護應適應母線運行方式，在母線運行方式發生改變時，應按現場運行規程調整母差保 護運行方式。

19.6.2.2 500kV 母線不允許無母差保護運行。特殊情況下 220kV 母線無母差保護運行時，應按規定調

整相關保護定值。

19.6.2.3 母聯兼旁路（或旁路兼母聯）開關在作母聯開關運行時，應停用該開關配置的線路保護及作

為旁路運行時使用的開關失靈啟動保護。

19.6.2.4 開關配置的保護回路有工作時，應斷開該開關的失靈啟動回路。19.6.2.5 雙母線分開運行時應停用母聯開關失靈保護。19.6.2.6 配置有兩套失靈保護裝置的廠站，正常時只啟用一套失靈保護，另一套失靈保護備用。

19.6.2.7 微機母差保護檢修、裝置異常或相關回路有工作需停用母差保護時，同一裝置中的失靈保護 也應停用。

19.6.3 變壓器和電抗器保護

19.6.3.1 500kV 變壓器及電抗器不允許無差動保護運行。

19.6.3.2 220kV 變壓器在運行中，其重瓦斯保護和差動保護不得同時停用。

19.6.3.3 變壓器充電時，主變保護應按規定投入跳閘。在帶負荷測試時，為避免差動保護誤動對系統

造成影響，可在帶負荷前短時退出主變差動保護（500kV 主變壓器退出差動保護應經省調分管領導批 準）。

19.6.3.4 變壓器中性點接地保護投運方式應與中性點接地方式保持一致。當中性點接地方式發生改變

時，應按現場規程調整中性點接地保護。

19.6.3.5 高（中）壓側為中性點直接接地系統的三圈變壓器，（中）當高壓側開關斷開運行時，（中）高

壓側中性點應接地，并投入接地電流保護。19.7 安控裝置管理 31

19.7.1 本條所指安控裝置是指具有如下主要功能的安全自動裝置，其功能可由一個廠站完成，也可由

兩個及以上的廠站通過通道交換信息來完成。

a)根據電力系統故障工況決定控制措施的策略表功能；

b)聯切機組（并網線路）和負荷功能；

c)低頻、低壓就地切負荷功能；

d)高頻、高壓就地切機（并網線路）功能；

e)設備過載聯切機組功能；

f)失步解列功能。

19.7.2 調度機構應制定安控裝置的調度運行規程（規定），發電廠、電業局（公司）、電力用戶負責

根據安控裝置的調度運行規程（規定）、廠家說明書等技術資料及現場實際情況，制定安控裝置的現場 運行規程。

19.7.3 調度機構負責安控裝置及有關通道的調度管理，發電廠、電業局（公司）、電力用戶負責安控

裝置及有關通道的運行管理及維護工作。

19.7.4 未經調度機構的批準，已投運的安控裝置不能改變其硬件結構和軟件版本。19.7.5 安控裝置的定值應按調度機構下達的定值單整定。啟停安控裝置及其有關功能等，均應按值班

調度員的調度指令執行。未經值班調度員的同意，現場運行值班人員不得擅自修改定值或改變安控裝置 的運行方式。19.7.6 各電業局（公司）應保證安控裝置切除負荷的總量和各輪次切除負荷量符合切負荷方案的規定，不得擅自減少切除量或更改所切負荷性質。若需改變所切負荷量時，應提前報省調批準。19.7.7 安控裝置動作切除的負荷不應通過備用電源自動投入裝置轉供。19.7.8 安控裝置動作切機后，不應將被切機組的出力自行轉到其它機組。19.7.9 安控裝置的啟停

19.7.9.1 安控裝置啟用應注意：

a)確認系統的運行方式，核對安控裝置的定值；

b)根據啟停調整通知單確定安控裝置的啟用范圍及有關廠站所啟用的功能；

c)檢查并確認有關廠站的安控裝置工作正常；

d)按照先啟用策略表功能、后啟用切機切負荷功能的順序啟用廠站安控裝置的有關功能；

e)啟用變電站切負荷功能時，應同時向變電站和地調下令（若變電站屬地調調度管轄，則只需

向地調下令），地調按規定向變電站下達啟用切負荷壓板的指令。19.7.9.2 安控裝置停用應注意：

a)確認系統的運行方式；

b)根據啟停調整通知單確定安控裝置的停用范圍及有關廠站所停用的功能；

c)按照先停用切機切負荷功能、后停用策略表功能的順序停用廠站安控裝置的有關功能；

d)停用變電站接收遠切及低頻、低壓切負荷功能時，應同時向變電站和有關地調下令（若變電

站屬地調調度管轄，則只需向地調下令），地調按規定向變電站下達停用切負荷壓板的指令。

19.7.10 安控裝置的運行

19.7.10.1 現場運行值班人員應按照安控裝置的現場運行規程及時進行安控裝置的調整（如根據開機

情況確定所切機組）、裝置異?；蚬收系奶幚怼?/p>

19.7.10.2 當系統運行方式變化時，應對不適應系統運行方式的安控裝置及時進行調整。安控裝置因

故停運時，應相應調整系統運行方式。

19.7.10.3 安控裝置異常時，應及時向省調值班調度員匯報，并通知運行維護單位消缺。19.7.10.4 安控裝置故障或通道故障，造成安控裝置功能全部或部分損失時，安控裝置應該全部或部

分停運。其中低頻、低壓就地切負荷、高頻切機功能應盡量保留運行。32

19.7.10.5 安控裝置動作后，運行值班人員應及時向值班調度員匯報，地調值班調度員還應全面收集

切除開關，切負荷量等信息，向省調值班調度員匯報。調度系統值班人員應根據值班調度員命令處理，不得自行恢復跳閘開關。19.7.11 安控裝置的聯調 19.7.11.1 安控裝置的聯調應由調度機構根據系統運行情況，結合裝置檢驗計劃統一安排。19.7.11.2 調度機構應制定安控裝置的聯調方案，經批準后執行。相關單位應根據聯調方案制定相應 的調試細則。

19.7.11.3 安控裝置的聯調應制定相應的組織措施和安全措施。19.8 電力系統低頻、低壓自動減負荷管理

19.8.1 省調負責制定四川電力系統低頻、低壓自動減負荷方案，并負責督促實施，地調應根據省調下

達的方案要求，制定本地區包括并網地方電力系統的實施方案，并督促實施。19.8.2 各地調制定的低頻、低壓自動減負荷實施方案必須滿足省調下達的切負荷量，同時還應考慮本

地區可能出現的孤網運行情況，校核方案滿足本地區失去主網電源或解列后有、無功平衡的要求。

19.8.3 低頻、低壓自動減負荷裝置切負荷方案應報政府相關部門批準后執行。19.8.4 低頻、低壓自動減負荷裝置的運行管理

a)正常情況下，裝置應按要求投入運行，并保證能夠有效切除負荷；不應擅自將裝置退出運行

或通過備用電源自動投入裝置轉供所切負荷。

b)裝置的定期檢驗和更改定值應經值班調度員同意方可進行。

c)裝置動作后，廠站運行值班人員應立即向值班調度員匯報，并逐級匯報到省調，未經省調值

班調度員同意不得恢復送電。

d)各地調應定期對本地區的低頻、低壓自動減負荷裝置的實際控制負荷數量、裝置數量及實際

投運情況進行統計和分析，并報送省調。19.9 備用電源自動投入裝置的管理

19.9.1 調度機構應制定備用電源自動投入裝置（以下簡稱備自投裝置）調度運行規定，設備運行維護

單位應組織制定現場運行規程，現場操作按現場運行規程執行。

19.9.2 備自投裝置聯跳小電源功能、聯切本站負荷功能和過負荷減載功能應滿足以下要求：

a)備自投裝置動作，備用電源投入前，該母線并網的小電源（包括通過多個廠站、多條線路最

終在該站并網的機組）必須可靠解列，防止出現非同期并列。

b)對備用電源轉供負荷量有要求的變電站，采取備自投裝置聯跳負荷開關措施，以保證備自投

裝置動作，轉供的負荷量控制在電網穩定運行規定要求范圍以內。

c)備自投裝置動作，備用電源投入后，備自投裝置過負荷減載功能應滿足設備與電網穩定運行

要求。

19.9.3 變電站運行值班人員應按照值班調度員的調度指令啟停備自投裝置、投退相關壓板，并根據現

場實際運行情況變化自行負責調整備自投裝置運行方式與一次設備運行相一致。20 調度自動化 20.1 一般原則 20.1.1 各電業局（公司）應設置相應的調度自動化管理部門，發電企業及變電站的運行維護單位應設

置負責子站設備運行維護的部門及專職（責）人員。

20.1.2 調度自動化系統運行維護、值班人員應經過專業培訓及考試，合格后方可上崗。脫離崗位半年

以上者，上崗前應重新進行考核。新設備投入運行前，應對運行值班人員和專責維護人員進行技術培訓 和技術考核。

20.1.3 調度自動化主站系統運行管理由調度自動化管理部門負責，廠站調度自動化設備的日常巡視和

運行維護由各電業局（公司）、發電廠自動化子站設備維護部門負責。調度自動化管理部門對所轄的發

電廠、變電站自動化子站維護部門實行專業技術歸口管理。33

20.1.4 調度自動化系統的功能、性能指標應滿足有關國家標準、行業標準和規范、規程的要求，滿足

電力系統調度運行管理的需要。20.2 調度自動化管理部門主要職責

20.2.1 負責調度管轄范圍內自動化系統運行的歸口管理和技術指導工作。20.2.2 負責制定調度管轄范圍內自動化系統的運行、檢驗的規程、規定。20.2.3 負責本調度機構主站系統的建設和安全運行、維護，保證向有關調度傳送信息的正確性和可靠 性。

20.2.4 參加調度管轄范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備各階段的設計審查、招評標和驗收等工作，并負責認定其與自動化系統相關的重要技術性能。

20.2.5 監督調度管轄范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備與廠站一次設備同步投入運行。20.2.6 參加審核調度管轄范圍內子站設備更新改造項目。20.2.7 審批調度管轄范圍內子站設備的定檢計劃和臨檢申請，制定主站系統的技術改造和大修計

劃并負責實施。

20.2.8 負責調度管轄范圍內自動化系統運行情況的統計分析。20.3 廠站調度自動化子站維護部門主要職責

20.3.1 參加運行維護范圍內新建和改（擴）建廠站設備各階段的設計、招評標等工作。20.3.2 負責和參加運行維護范圍內新建和改（擴）建廠站子站設備的安裝、投運前的調試和驗收，并 參加培訓。

20.3.3 制定運行維護范圍內子站設備的現場運行規程及使用說明。20.3.4 負責運行維護范圍內子站設備的安全防護工作。

20.3.5 提出運行維護范圍內子站設備臨時檢修（臨檢）申請并負責實施。

20.3.6 制定運行維護范圍內子站設備定檢計劃、更新改造工程計劃并負責實施。20.3.7 負責運行維護范圍內子站設備的運行維護、定期檢驗和運行統計分析，保證向有關調度傳送信

第三篇：華中電力系統調度管理規程

華中電力系統調度管理規程

2007-11-20發布 2008-01-01實施

華中電網有限公司 發布

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范圍┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 規范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 術語和定義┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 總則┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 調度系統┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 調度機構┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 調度管轄范圍┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 調度規則┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 調度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系統操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故處理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 調度匯報┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 調度計劃┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水庫調度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 頻率與電壓┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系統穩定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 繼電保護及安全自動裝置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 調度自動化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 電力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并網調度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 統計報表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附錄A（資料性附錄）華中電力系統年運行方式主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附錄B（規范性附錄）華中網調調度管轄一次設備┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附錄C（規范性附錄）華中電力系統內國調調度管轄設備┈┈┈┈┈┈┈┈41 附錄D（規范性附錄）華中電力系統內國調調度許可及緊急控制設備┈43 附錄E（規范性附錄）華中網調調度許可設備┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附錄F（規范性附錄）華中網調委托省調調度管轄設備┈┈┈┈┈┈┈┈45 附錄G（資料性附錄）月、日調度計劃主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附錄H（規范性附錄）網供及聯絡線電力、電量監視點┈┈┈┈┈┈┈48 附錄I（規范性附錄）并網資料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附錄J（資料性附錄）華中電力調度生產日報主要內容┈┈┈┈┈┈┈54 附錄K（資料性附錄）華中電力調度生產周報主要內容┈┈┈┈┈┈┈55 附錄L（資料性附錄）華中電力調度生產旬報主要內容┈┈┈┈┈┈┈56 附錄M（資料性附錄）華中電力調度生產月報主要內容┈┈┈┈┈┈┈┈57

I

前 言

為加強華中電力系統電力調度管理，保障電力系統安全，適應經濟社會的協調發展和人民生活的用電需要，維護電力使用者、投資者和經營者的合法權益，依照《電網調度管理條例》，制定本規程。

本規程的附錄B、附錄C、附錄D、附錄E、附錄F、附錄H和附錄I為規范性附錄。

本規程的附錄A、附錄G、附錄J、附錄K、附錄L、附錄M為資料性附錄。本規程附錄內容的變動，以新發布的文件為準。本規程由華中電網有限公司提出。

本規程由華中電力調度通信中心歸口并負責解釋。本規程起草單位：華中電力調度通信中心。

本規程主要起草人員：李群山、崔云生、黃爭平、凌衛家II

華中電力系統調度管理規程 范圍

本規程規定了華中電力系統電力調度管理工作的基礎性原則。本規程適用于華中電力系統內發電、輸電、配電、售電、用電及其他活動中與電力調度有關的行為。2 規范性引用文件

下列文件中的條款通過本規程的引用而成為本規程的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本規程。然而，鼓勵根據本規程達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規程。

中華人民共和國主席令第60號 中華人民共和國電力法

國務院令第115號 電網調度管理條例 國務院令第432號 電力監管條例

GB 17621-1998 大中型水電站水庫調度規范 GB/T 14285-2006 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GF-2003-0512 并網調度協議（示范文本）

SD 108-1987 繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條例 SD 141 電力系統技術導則(試行)SD 325-1989 電力系統電壓和無功電力技術導則 DL 548 電力系統通信站防雷運行管理規程 DL 755 電力系統安全穩定導則

DL/T 516 電力調度自動化系統運行管理規程

DL/T 544 電力系統通信管理規程

DL/T 559 220-500kV電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 584 3-110kV電網繼電保護裝置運行整定規程 DL/T 623 電力系統繼電保護及安全自動裝置運行評價規程 DL/T 684 大型發電機變壓器組繼電保護整定計算導則 DL/T 723 電力系統安全穩定控制技術導則 DL/T 800-2001 電力企業標準編制規則 DL/T 961 電網調度規范用語

國電調[2001]532號 國家電力公司電力通信統計管理辦法 國電調[2002]149號 全國互聯電網調度管理規程（試行）

國家電網生[2003]298號 電網調度系統安全性評價（網、省調部分）國家電網總[2003]407號 安全生產工作規定

國通運[2004]158號 國家電網公司一級骨干通信電路故障處理規定 國調中心調技[2005]37號 國家電網公司調度機構直調廠站運行值班人員持證上崗管理辦法

國家電網安監[2005]83號 國家電網公司電力安全工作規程（變電站和發電廠電氣部分）（試行）

國家電網安監[2005]83號 國家電網公司電力安全工作規程（電力線路部分）（試行）

國家電網安監[2005]145號 國家電網公司電力生產事故調查規程 國調中心調技[2006]43號 國家電網調度系統重大事件匯報規定 國家電網調[2006]161號 國家電網公司電力系統安全穩定計算規定 術語和定義

下列術語和定義適用于本標準。3.1 電力系統

由發電、輸電、配電、用電等一次設備以及為保障其運行所需的繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信、電力市場技術支持系統等二次設備組成的統一整體。

華中電力系統是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重慶等六省（直轄市）電力系統組成的跨?。ㄖ陛犑校╇娏ο到y。3.2 電力系統運行

在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.3 電力調度機構

對電力系統運行進行組織、指揮、指導和協調的機構，在電力系統運行中行使調度權。3.4 電力調度

電力調度機構（以下均簡稱為調度機構）為保障電力系統安全、優質、經濟運行和電力市場規范運營，促進資源的優化配置和環境保護，對電力系統運行進行的組織、指揮、指導和協調。3.5

電網企業

負責電網運行和經營的電力企業。3.6 發電企業

并入電網運行的(擁有單個或數個發電廠的)發電公司。3.7 獨立小電力系統

與大電網不相連接的孤立運行的地區電力系統或縣電力系統。3.8 電力用戶

電網企業向其供電的個人或企業等社會組織。3.9 電力調度系統

包括各級調度機構和有關運行值班單位。運行值班單位指發電廠、變電站（含換流站、開關站）、大用戶配電系統等的運行值班單位。3.10 電力調度管理

調度機構為確保電力系統安全、優質、經濟運行，依據有關規定對電力系統生產運行、電力調度系統及其人員職務活動所進行的管理。一般包括調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理等。3.11 4

調度系統值班人員

包括各級調度機構的值班調度人員和有關運行值班單位的運行值班人員。3.12 調度管轄范圍

電力系統設備運行和操作指揮權限的范圍。3.13 調度許可

設備由下級調度機構調度管轄，但在進行該設備有關操作前，下級調度機構值班調度人員應向上級調度機構值班調度人員申請，征得同意。3.14 委托調度

一方委托他方對其調度管轄的設備進行運行和操作指揮的調度方式。3.15 國調緊急控制設備

電力系統緊急情況下國調值班調度人員可直接下令進行調整的非國調調度管轄或調度許可的運行設備。正常情況下，該設備由相關網（?。┱{進行調度管理。3.16 調度指令

值班調度人員對其下級調度機構值班調度人員或調度管轄廠站運行值班人員發布的強制執行的決定。

3.17 操作指令

值班調度人員發布的有關操作的調度指令。3.18 逐項操作令

值班調度人員發布的按順序逐項執行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步驟和內容按順序逐項進行操作。3.19 綜合操作令

值班調度人員發布的不涉及其他廠站配合的綜合操作任務的操作指令。其具體的操作步驟和內容，均由運行值班人員按規程自行擬訂。3.20 狀態令

值班調度人員發布的只明確設備操作初態和終態的一種操作指令。其具體操作內容和步驟，由廠站運行值班人員依據調度機構發布的操作狀態令定義和現場運行規程擬訂。3.21 許可操作

在改變電氣設備的狀態和運行方式前，由有關人員根據有關規定提出操作項目，值班調度人員同意其操作。3.22 負荷備用容量

為平衡負荷預計誤差和瞬時負荷波動而預留的備用容量。3.23 事故備用容量

為防止系統中發輸電設備故障造成電力短缺而預留的備用容量。3.24 檢修備用容量

為完成發輸電設備檢修任務而預留的備用容量。3.25 計劃檢修

電力設備列入、月度計劃進行的檢修、維護、試驗等。3.26 臨時檢修

非計劃性的檢修，如因設備缺陷、設備故障或事故后進行的設備檢查等檢修。3.27 PSS 一次調頻

并網機組具備的通過原動機調速器來調節發電機組轉速，以使驅動轉矩隨系統頻率而變動的功能。3.28 特殊運行方式

電廠或電網接線方式與正常運行方式（包括正常檢修方式）有重大變化時，電廠或電網相應的運行方式。

3.29 黑啟動

整個電力系統因故障停運后，在無外來電源供給的情況下，通過系統中具有自啟動能力機組的啟動，帶動無自啟動能力的機組，逐步擴大電力系統的恢復范圍，最終實現整個電力系統的恢復。3.30 安全自動裝置

在電力系統中發生故障或異常運行時，起自動控制作用的裝置。如自動重合閘、備用電源和備用設備自動投入、自動切換負荷、自動低頻（低壓）減載、電廠事故自動減出力、事故切機、電氣制動、水輪發電機自動起動、調相改發電、抽蓄水改發電、自動解列及自動調節勵磁等。3.31 水調自動化系統

由水電廠內采集水文、氣象和水庫運行信息的子站、調度機構內對水庫運行進行監視、預報、調度和管理的主站及相應的數據傳輸通道構成的系統。3.32 保護及故障信息管理系統

由廠站內的收集繼電保護裝置動作信息及故障錄波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相應的數據傳輸通道所組成的系統。3.33 調度自動化系統

由采集電網和電廠運行信息及完成控制功能的子站、調度機構內具有分8

析、應用、管理功能的主站和相應的數據傳輸通道構成的為電力調度管理服務的系統。一般包括數據采集與監控系統（SCADA）、能量管理系統（EMS）、調度員培訓仿真系統（DTS）、電力調度數據網絡系統、電能量計量系統、電力市場運營系統、水調自動化系統、電力系統實時動態穩定監測系統、調度生產管理信息系統（DMIS）、配電管理系統(DMS)系統、電力二次系統安全防護系統、相關輔助系統（調度模擬屏、大屏幕設備，GPS衛星時鐘、電網頻率采集裝置、運行值班報警系統、遠動通道檢測和配線柜、專用的UPS電源及配電柜、相關二次回路等）等。3.34 電力通信網

由各種傳輸、交換、終端等設備組成的電力系統專用通信網絡，包括基礎網（光纖、數字微波、電力線載波、接入系統等）、支撐網（信令網、同步網、網管網等）和業務網（數據通信網絡、交換系統、電視電話會議系統等）。3.35 電力通信機構

電網企業內歸口負責組織、指揮、指導、協調電力通信運行和管理工作的機構。它履行調度管轄范圍內電力通信網的調度權。4 總則

4.1 電力調度堅持安全第一、預防為主的方針。華中電力系統內各電網企業及其調度機構、發電企業、電力用戶有責任共同維護電力系統的安全穩定運行。

4.2 電力調度應符合電力系統運行的客觀規律和社會主義市場經濟規律的要求。

4.3 電力調度實行統一調度，分級管理。4.4 電力調度應公開、公平、公正。

4.5 任何單位和個人均不應非法干預電力調度活動。

4.6 華中電力系統的調度運行管理、調度計劃管理、繼電保護及安全自動裝置管理、電網調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、調度系統人員培訓管理及其他與電力調度管理相關的行為，均應遵守本規程。4.7 網調依照本規程所制定的關于華中電力系統繼電保護及安全自動裝置、調度自動化、電力通信的調度管理規程，與本規程具有同等效力。4.8 省調應依照本規程制定本?。ㄖ陛犑校╇娏ο到y調度管理規程。4.9 違反本規程的單位和個人，按《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電力監管條例》有關條款承擔相應責任。5 調度系統

5.1 華中電力調度系統包括華中電力系統內各級調度機構和有關運行值班單位。

5.2 華中電力系統設置四級調度機構，即：

──華中電力調度機構（以下簡稱網調）；

──?。ㄖ陛犑校╇娏φ{度機構（以下均簡稱省調）； ──省轄市（地區）電力調度機構（以下均簡稱地調）； ──縣（縣級市）電力調度機構（以下均簡稱縣調）。

5.3 發電廠、變電站、大用戶配電系統應根據設備運行的要求設立運行值10

班單位。

5.4 調度系統值班人員應經培訓，并經有資格的單位考核合格方可上崗。離開運行崗位3個月及以上的調度系統值班人員，應經過熟悉設備系統、熟悉運行方式的跟班實習，并經考試合格后，方可再上崗值班。

5.5 直接與調度機構進行調度業務聯系的運行值班人員，應參加由相應調度機構組織的有關調度管理規程及電網知識的考試，考試合格，取得該調度機構頒發的《調度運行值班合格證書》后，方可與調度機構進行調度業務聯系。對同時接受多級調度機構調度指令的廠站，由最高一級調度機構負責該廠站運行值班人員《調度運行值班合格證書》的頒發和管理，并負責組織、協調其考試工作。

5.6 有權接受調度指令的調度系統值班人員名單應報上級調度機構，上級調度機構調度人員名單應通知下級調度機構和有關運行值班單位。6 調度機構 6.1 機構設置

6.1.1 電網企業應設置調度機構。調度機構應設置調度、運行方式、調度計劃、水庫調度、繼電保護、調度自動化、電力通信、技術管理、綜合管理等專業。

6.1.2 調度機構應按規定配備足夠的人員和滿足調度機構履行職責所需要的設施。

6.1.3 調度機構的任務是：

a)保證電力系統安全穩定運行，按照電力系統運行客觀規律和相關規定保證電力系統連續、正常運行，使電能質量指標符合國家規定的

標準；

b)按最大范圍優化配置資源的原則，實現優化調度，充分發揮電力系統的發輸變電設備能力，以最大限度地滿足用戶的用電需要； c）按照電力市場調度規則，依據相關合同或者協議，維護各方的合法權益。

6.2 網調的職責和權限 6.2.1接受國調的調度指揮。

6.2.2 負責對華中電力調度系統實施調度管理。6.2.3 負責指揮調度管轄系統的運行、操作和事故處理。

6.2.4 負責指揮華中電力系統調頻、調峰及調度管轄系統電壓調整。6.2.5 負責組織實施華中區域電力市場中短期和實時交易。

6.2.6 負責組織編制和執行調度管轄系統年、月、日運行方式，執行國調下達的運行方式。

6.2.7 負責編制和執行調度管轄系統月、日發供電調度計劃，執行國調下達的發供電調度計劃。

6.2.8 負責華中電力系統的穩定管理，組織穩定計算，編制調度管轄系統安全穩定控制方案。

6.2.9 負責華中電力系統繼電保護、電力通信、調度自動化的專業管理，負責調度管轄系統的繼電保護及安全自動裝置（以下統稱保護裝置）、自動化設備的運行管理，負責網公司通信機構調度管轄范圍內電力通信設備或電路的運行管理。

6.2.10 負責調度管轄水電廠水庫發電調度工作，編制水庫調度方案。

6.2.11 受理并批復新建或改建管轄設備投入運行申請，編制新設備啟動調試調度方案并組織實施。

6.2.12 參與華中電力系統的規劃及工程設計審查。6.2.13 負責簽訂、執行調度管轄發電廠并網調度協議。6.2.14 行使上級電網管理部門及國調授予的其他職責。6.3 安全管理

6.3.1 調度機構應制定本機構安全生產工作總體和分層控制目標及措施，并建立安全生產保證體系和安全生產監督體系。

6.3.2 調度機構應建立和落實本機構各級、各類人員安全生產責任制。6.3.3 調度機構應編制和落實本機構反事故措施計劃和安全技術勞動保護措施計劃。

6.3.4 調度機構應按規定進行調度系統安全性評價。

6.3.5 調度機構應按“事故原因不清楚不放過，事故責任者和應受教育者沒有受到教育不放過，沒有采取防范措施不放過，事故責任者沒有受到處罰不放過”的原則，組織或參與電網事故、障礙及未遂的調查分析。6.3.6 調度機構應定期進行有針對性的反事故演習。網、省調每年至少組織進行一次不少于兩級調度機構參加的聯合反事故演習。6.3.7 調度機構應編制突發事件應急預案并定期演練。6.4 專業管理

6.4.1 調度機構應建立專業管理體系，制定專業管理標準和制度。6.4.2 調度機構各專業部門應按照調度管轄范圍，履行專業管理中涉及到的規劃設計、設備配置原則、新設備啟動試驗、運行檢修、事故分析、消缺

反措及技術改造等方面的技術職責。

6.4.3 調度機構應編制電力系統運行方式。華中電力系統運行方式主要內容見附錄A。

6.4.4 調度機構負責調度管轄系統的調度運行指標考核工作。

6.4.5 調度機構應建立培訓工作制度，制定專業技術人員培訓大綱，制定并落實專業培訓計劃。

6.4.6 調度機構應開展科學技術研究工作，推廣、應用新技術，提高專業技術和管理水平。

6.4.7 調度機構應開展調度管理信息化工作，實現調度管理信息共享。7 調度管轄范圍

7.1 一次設備調度管轄范圍

7.1.1 網調調度管轄的一次設備范圍（見附錄B）包括：

a）華中電力系統內國調調度管轄范圍（見附錄C）以外的全部500kV發輸變電設備及其相應的無功補償裝置； b）220kV省間聯絡線； c）部分接于220kV系統的電廠。

7.1.2 華中電力系統內除國調、網調調度管轄范圍以外的一次設備由省調、地調、縣調三級調度機構分級調度管轄。

7.1.3 調度機構調度管轄設備的狀態和方式的改變，如影響上級調度機構調度管轄設備的安全運行，該設備屬上級調度機構的調度許可設備。調度機構應書面明確本機構調度許可設備范圍。國調調度許可及緊急控制設備見附錄D。網調調度許可設備見附錄E。

7.1.4 網調委托省調調度管轄設備按網調調度許可設備進行管理。網調委托省調調度管轄設備見附錄F。7.2 保護裝置調度管轄范圍

7.2.1保護裝置的調度管轄范圍與相應調度機構調度管轄的一次設備范圍相對應。

7.2.2調度機構單獨使用的保護及故障信息管理系統主站設備和子站設備，由該調度機構調度管轄。

7.2.3 多級調度機構共用的保護及故障信息管理系統子站設備，由使用該設備的最高一級調度機構調度管轄。7.3 調度自動化設備調度管轄范圍

7.3.1 調度機構調度自動化主站設備，由該調度機構調度管轄（屬上級調度機構調度管轄的除外）。

7.3.2

多級調度機構調度的廠站中多級調度機構共用的廠站端調度自動化設備，由最高一級調度機構調度管轄。國調調度管轄廠站的調度自動化設備調度管轄范圍劃分按國調規定執行。

7.3.3調度自動化系統數據傳輸通道由相關通信機構調度管轄。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3條規定的情況外，各級調度機構的調度自動化設備調度管轄范圍與相應調度機構調度管轄的一次設備范圍相對應。7.4 電力通信調度管轄范圍 7.4.1 通信機構的調度管轄范圍為：

a)本電網企業使用的全部業務通道； b)本電網企業負責組網的通信設備；

c)同級調度機構調度管轄的廠站內非組網通信設備及線路上的架空地線復合光纜（以下簡稱OPGW）；

d)上級通信機構指定由本通信機構調度管轄的通信設備。上述a)、b)、c)款中不包括上級通信機構已明確由其他通信機構調度管轄的通信設備。8 調度規則

8.1 各級調度機構在電力調度業務活動中是上、下級關系，下級調度機構應服從上級調度機構的調度。

8.2 調度機構調度管轄范圍內的運行值班單位，應服從該調度機構的調度。8.3 未經調度機構值班調度人員許可，任何人不應操作該調度機構調度管轄范圍內的設備。電力系統運行遇有危及人身、設備安全的情況時，有關運行值班單位的值班人員按照相關規定處理，并立即報告有關調度機構的值班調度人員。

8.4 調度許可設備的操作，操作前應經相應調度機構值班調度人員許可。當發生緊急情況時，允許下級調度機構的值班調度人員不經上級調度機構許可進行許可設備的操作，但應及時向上級調度機構匯報。

8.5 調度機構調度管轄設備運行狀態的改變，對下級調度機構調度管轄的設備有影響時，操作前、后應及時通知下級調度機構值班調度人員。8.6 屬廠站管轄設備的操作，如影響到調度機構調度管轄設備運行的，操作前應經調度機構值班調度人員許可。

8.7 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，值班調度人員可直接(或者通過下級調度機構的值班調度人員)越級向下級調度機構調度管轄的發電16

廠、變電站等運行值班單位發布調度指令，并告知相應調度機構。8.8 調度機構應執行經政府批準的事故限電序位表及保障電力系統安全運行的限電序位表。

8.9 網調調度許可設備的許可規則如下：

8.9.1 改變網調調度許可設備運行狀態的工作，或雖不改變設備運行狀態但對網調調度管轄設備的運行有影響的工作，相關省調應向網調履行檢修申請、審批手續。

8.9.2 省調申請調度許可時，應同時提出對網調調度管轄設備的影響及相應的要求。

8.9.3 網調進行調度許可時，應將對網調調度管轄設備的影響及網調采取的措施告知省調，對省調調度管轄設備的影響由省調自行考慮。

8.10 非網調調度許可設備，如進行下列工作，省調應履行與網調調度許可設備相同的檢修申請、審批手續，并在操作前得到網調值班調度人員的許可。

a)影響網調調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的工作； b)影響網調控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的工作； c)影響網調直調電廠開機方式或發電出力的工作； d)影響網調調度管轄保護裝置定值的工作。

8.11 調度自動化、電力通信設備的調度許可規則如下：

8.11.1 調度機構調度自動化系統主站設備的操作，如影響上級調度機構調度管轄的調度自動化系統運行或信息完整準確，操作前應得到上級調度機構的許可。

8.11.2 通信機構調度管轄的電力通信設備的狀態或方式的改變，如影響上

級通信機構調度管轄的電力通信設備的運行方式或傳輸質量，操作前應得到上級通信機構的許可。

8.11.3 調度自動化、電力通信設備的下列操作，操作前應得到值班調度人員的許可。

a)影響一次設備正常運行的； b)影響保護裝置正常運行的；

c)影響電力調度業務正常進行的其他操作。9 調度指令

9.1值班調度人員是電力系統運行、操作和事故處理的指揮員，值班調度人員按照規定發布調度指令，并對所發布調度指令的正確性負責。接受調度指令的調度系統值班人員應執行調度指令，并對執行指令的正確性負責。調度系統值班人員發布和執行調度指令，受法律保護，并承擔相應的責任。任何單位和個人不應干預調度系統值班人員下達或執行調度指令。

9.2 發布調度指令時，發布和接受調度指令的調度系統值班人員應先互報單位和姓名。發布調度指令應準確清晰，發布指令的全過程（包括對方復誦指令）和聽取指令的匯報時，都應使用電網調度規范用語和普通話，并執行發令、復誦、錄音、記錄和匯報制度。

9.3 接受調度指令的調度系統值班人員認為執行調度指令將危及人身、設備或系統安全的，應立即向發布調度指令的值班調度人員提出拒絕執行的意見，由其決定該指令的執行或者撤銷。

9.4 電網企業的主管領導發布的一切有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度人員。非調度機構負責人，不應直接要求值班調度18

人員發布調度指令。

9.5 下級調度機構的負責人、電網企業、發電企業以及電廠、變電站、電力用戶的負責人，對值班調度人員發布的調度指令有不同意見時，可向發布該指令的調度機構提出，調度機構采納或者部分采納所提意見，應由調度機構負責人將意見通知值班調度人員，由其更改調度指令并發布。但在得到答復前，調度系統值班人員應執行原調度指令。

9.6

對于不按調度指令用電者，值班調度人員應予以警告，經警告拒不改正的，可以根據電網安全的需要，下令暫時部分或全部停止向其供電。對于不按調度指令發電的發電廠，值班調度人員應予以警告；經警告拒不改正的，值班調度人員可以根據電網安全的需要，經請示調度機構負責人同意后，下令暫時停止該發電廠部分或全部機組并網運行。對于不滿足電網企業并網條件的發電企業、獨立小電力系統，調度機構可以拒絕其并網運行，擅自并網的，可下令其解列。

9.7 當發生違反調度規程的行為時，相關調度機構應立即組織調查，依據相關法律、法規和規定處理。10 系統操作 10.1 操作制度

10.1.1 設備進行操作前，值班調度人員應填寫操作指令票。兩個或兩個以上的單位共同完成的操作任務，應填寫逐項操作指令票；僅由一個單位完成的操作任務，應填寫綜合操作指令票。逐項操作指令票和綜合操作指令票應分別統一編號。

10.1.1.1 填寫操作指令票應以檢修工作申請票、運行方式變更通知單、穩

定措施變更通知單、繼電保護通知單、日調度計劃、試驗或調試調度方案等為依據。

10.1.1.2 填寫操作指令票前，值班調度人員應與有權進行調度業務聯系的運行值班人員核對有關一、二次設備狀態。

10.1.1.3 填寫操作指令票應做到任務明確、票面清楚整潔，使用設備的雙重名稱（設備名稱和編號）。每張操作票只能填寫一個操作任務。逐項操作指令票和綜合操作指令票可采用狀態令的形式填寫。

10.1.1.4 操作指令票應經過擬票、審票、預發、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成。

10.1.2 有計劃的操作，值班調度人員應提前4小時將操作指令票預發給操作單位。運行值班人員應了解操作目的和操作順序，依據調度機構下達的操作指令票填寫現場操作票，如有疑問應向值班調度人員詢問清楚。10.1.3 值班調度人員發布操作指令時，應給出“發令時間”?！鞍l令時間”是值班調度人員正式發布操作指令的依據，運行值班人員未接到“發令時間”不應進行操作。

10.1.4 運行值班人員操作結束后，應匯報已執行項目和“結束時間”?！敖Y束時間”是現場操作執行完畢的依據。

10.1.5 在操作過程中，運行值班人員如聽到調度電話鈴聲，應立即停止操作，并迅速接電話，如電話內容與操作無關則繼續操作。

10.1.6 逐項操作指令票應逐項發令、逐項操作、逐項匯報。在不影響安全的情況下，可將連續幾項由同一單位進行的同一類型操作，一次按順序下達，運行值班人員應逐項操作，一次匯報。

10.1.7 下列操作，值班調度人員可不必填寫操作指令票，但應作好記錄。

a）事故處理；

b）拉合單一的開關、刀閘、接地刀閘； c）投入或退出一套繼電保護或安全自動裝置； d）更改系統穩定措施；

e）機組由運行轉為停機備用或由備用轉為開機并網； f）投退AGC、PSS、一次調頻功能。10.1.8 操作前應考慮如下問題：

a）系統運行方式改變的正確性，操作時可能引起的系統潮流、電壓、頻率的變化，有功、無功功率平衡及必要的備用容量；

b）繼電保護或安全自動裝置的投退、系統穩定措施的更改是否正確； c）變壓器中性點接地方式是否符合規定； d）變壓器分接頭位置，無功補償裝置投入情況；

e）設備送電操作前應核實設備檢修的所有工作已結束，相關檢修工作申請票均已終結，設備具備送電條件，并與檢修票、方式單、現場實際進行核對；

f）對電力通信、調度自動化的影響。

10.1.9 系統操作不宜在下列時間進行，特殊情況下進行操作應有相應的安全措施。

a）交接班時；

b）雷雨、大風、大霧等惡劣天氣時； c）系統發生事故時；

d）通信中斷或調度自動化設備異常影響操作時。10.2 設備停、送電操作一般規定

10.2.1 停電操作時，先操作一次設備，再退出繼電保護。送電操作時，先投入繼電保護，再操作一次設備。

10.2.2 對于常規穩控裝置，停電操作時，先按規定退出穩定措施，再進行一次設備操作；送電操作時，先操作一次設備，設備送電后，再按規定投入穩定措施。

10.2.3 對于微機穩控裝置，停電操作時，一次設備停電后，由運行值班人員隨繼電保護的操作退出保護啟動穩控裝置的壓板及穩控裝置相應的方式壓板；送電操作時，隨繼電保護的操作投入保護啟動穩控裝置的壓板及穩控裝置相應的方式壓板，再操作一次設備。10.3 并列與解列操作一般規定 10.3.1 系統并列條件：

a)相序相同；

b)頻率差不大于0.1Hz；

c)并列點兩側電壓幅值差在5%以內。10.3.2 并列操作應使用準同期并列裝置。

10.3.3 解列操作時，應先將解列點有功潮流調至接近零，無功潮流調至盡量小，使解列后的兩個系統頻率、電壓均在允許范圍內。10.4 合環與解環操作一般規定

10.4.1 合環前應確認合環點兩端相位一致。

10.4.2 合環前應將合環點兩端電壓幅值差調整到最小，500kV系統不宜超過22

40kV，最大不應超過50kV，220kV系統不宜超過30kV，最大不應超過40kV。10.4.3 合環時，合環角差不應大于25度，合環操作宜經同期裝置檢定。10.4.4 合環(或解環)操作前，應先檢查相關設備（線路、變壓器等）有功、無功潮流，確保合環(或解環)后系統各部分電壓在規定范圍以內，通過任一設備的功率不超過穩定規定、繼電保護及安全自動裝置要求的限值等。10.4.5 合環(或解環)后應核實線路兩側開關狀態和潮流情況。10.5 開關操作一般規定

10.5.1 開關合閘前應檢查繼電保護已按規定投入。開關合閘后，應確認三相均已合上，三相電流基本平衡。

10.5.2 用旁路開關代其他開關運行時，應先將旁路開關保護按所帶設備保護定值整定并投入。確認旁路開關三相均已合上后，方可拉開被代開關，最后拉開被代開關兩側刀閘。

10.5.3 開關操作時，若遠方操作失靈，廠站規定允許進行就地操作時，應同時進行三相操作，不應進行分相操作。10.6 刀閘操作一般規定

10.6.1 可用刀閘進行下列操作：

a)拉、合電壓互感器和避雷器(無雷雨、無故障時)； b)拉、合變壓器中性接地點；

c)拉、合經開關或刀閘閉合的旁路電流(在拉、合經開關閉合的旁路電流時，應先退出開關操作電源)； d)拉、合一個半開關接線方式的母線環流。e)拉、合一個半開關接線方式的站內短線。

10.6.2 不宜進行500kV刀閘拉、合母線操作，如需進行此類操作須經網、省電網企業主管生產領導同意。

10.6.3 不應用刀閘拉、合500kV線路并聯電抗器、空載變壓器、空載線路。10.7 線路操作一般規定

10.7.1 220kV及以上電壓等級線路停、送電操作時，都應考慮電壓和潮流變化，特別注意使非停電線路不過負荷，使線路輸送功率不超過穩定限額，停、送電線路末端電壓不超過允許值，長線路充電時還應防止發電機自勵磁。10.7.2 500kV線路停、送電操作時，如一側為發電廠、一側為變電站，宜在變電站側停、送電，發電廠側解、合環(或解、并列)；如兩側均為變電站或發電廠，宜在電壓低的一側停、送電，電壓高的一側解、合環(或解、并列)。10.7.3 線路停電時，應在線路兩側開關拉開后，先拉開線路側刀閘，后拉開母線側刀閘。對于一個半開關接線的廠站，應先拉開中間開關，后拉開母線側開關。當線路需轉檢修時，應在線路可能受電的各側都停止運行，相關刀閘均已拉開后，方可在線路上作安全措施；反之在未全部拆除線路上安全措施之前，不允許線路任一側恢復備用。

10.7.4 線路送電時，應先拆除線路上安全措施，核實線路保護按要求投入后，再推上母線側刀閘，后推上線路側刀閘，最后合上線路開關。對于一個半開關接線的廠站，應先合上母線側開關，后合上中間開關。

10.7.5 220kV及以上電壓等級線路檢修完畢送電時，應采取相應措施，防止送電線路充電時發生短路故障，引起系統穩定破壞。

10.7.6 新建、改建或檢修后相位可能變動的線路首次送電前應校對相位。10.8 變壓器操作一般規定

10.8.1 變壓器并列運行條件： a)接線組別相同；

b)電壓比相等(允許差5%)； c)短路電壓相等(允許差5%)。

當電壓比和短路電壓不符合時，經過計算，在任何一臺變壓器不會過負荷的情況下，允許并列運行。

10.8.2 變壓器充電前，變壓器繼電保護應正常投入。10.8.3 變壓器充電或停運前，應推上變壓器中性點接地刀閘。

10.8.4 并列運行的變壓器，在倒換中性點接地刀閘時，應先推上未接地的變壓器中性點接地刀閘，再拉開另一臺變壓器中性點接地刀閘。

10.8.5 大修后的變壓器在投入運行前，有條件者應采取零起升壓，對可能造成相位變動者應校對相位。

10.8.6 變壓器投入運行時，應先合電源側開關，后合負荷側開關。停運時操作順序相反。500kV聯變宜在500kV側停(送)電，在220kV側解(合)環或解(并)列。

10.9 500kV線路并聯電抗器操作一般規定

10.9.1 線路并聯電抗器送電前，線路電抗器保護、遠跳及過電壓保護應正常投入。

10.9.2 拉、合線路并聯電抗器刀閘應在線路檢修狀態下進行。10.10 發電機操作一般規定

10.10.1 發電機在開機前、停機后進行有關項目的檢查。10.10.2 發電機應采取準同期并列。

10.10.3 發電機正常解列前，應先將有功、無功功率降至最低，再拉開發電機開關，切斷勵磁。10.11 母線操作一般規定

10.11.1 母線充電前，應核實母線保護已正常投入。

10.11.2 用母聯開關向母線充電時，運行值班人員在充電前應投入母聯開關充電保護，充電正常后退出充電保護。

10.11.3 母線倒閘操作時，應考慮對母線差動保護的影響和二次壓板相應的倒換。

10.11.4 母線倒閘操作的順序和要求按現場規程執行。10.12 零起升壓操作一般規定

10.12.1 擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，發電機強勵退出，發電機保護完整可靠投入，并退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板。10.12.2 升壓線路保護完整可靠投入，退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板，線路重合閘退出。

10.12.3 對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，變壓器保護應完整可靠投入，退出聯跳其他非零起升壓回路開關的壓板，變壓器中性點應直接接地。10.12.雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應采取措施，防止母差保護誤動作。母聯開關及兩側刀閘斷開，防止開關誤合造成非同期并列。

10.12.5 允許零起升壓的500kV線路及升壓方式見表1。

表1 允許零起升壓的500kV線路及升壓方式

線路名稱葛玉線葛雙Ⅱ回線葛崗線葛換Ⅰ、Ⅱ回線清換線五崗線五民線三牌線水漁Ⅰ、Ⅱ回線零起升壓接線方式大江一臺機大江一臺機大江一臺機大江一臺機隔河巖一臺機五強溪一臺機五強溪一臺機三板溪兩臺機水布埡一臺機 11 事故處理 11.1 事故處理制度

11.1.1 網調值班調度人員是華中電力系統事故處理的總指揮，各級調度機構按其調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任，并在事故發生和處理過程中及時互通情況、協調配合。

11.1.2 事故處理時，調度系統值班人員應遵循以下原則：

a)迅速限制事故的發展，消除事故根源，解除對人身和設備安全的威脅；

b)保持正常設備的運行和對重要用戶及廠用電的正常供電； c)盡快將解網部分恢復并網運行； d)恢復對已停電的地區或用戶供電； e)調整系統運行方式，使其恢復正常。

11.1.3 當電力系統運行設備發生異?；蚬收蠒r，運行值班人員應立即向相應調度機構值班調度人員匯報。調度機構調度管轄設備的事故處理，應嚴格執行相應調度機構值班調度人員的指令(允許不待調度指令可自行處理者除外)。

11.1.4 廠站運行值班人員可不待調度指令自行進行以下緊急操作，同時應將事

故與處理情況簡明扼要地報告值班調度人員。a)將直接對人身安全有威脅的設備停電； b)當廠站用電部分或全部停電時，恢復其電源； c)將故障停運已損壞的設備隔離；

d)其他在廠站現場規程中規定可不待調度指令自行處理的緊急情況。11.1.5 設備故障時，運行值班人員應立即向值班調度人員簡要匯報一次設備的狀態，經檢查后再詳細匯報如下內容： a)保護裝置動作及通道運行情況； b)設備外部有無明顯缺陷及事故象征； c)故障錄波器、故障測距裝置動作情況； d)其他相關設備狀態及潮流情況。

11.1.6 值班調度人員應根據保護裝置動作情況及頻率、電壓、潮流變化等情況，判斷事故地點及性質。處理事故應沉著、果斷。

11.1.7 調度管轄范圍內發生下列故障時，值班調度人員應立即向上級調度機構值班調度人員匯報。

a)上級調度機構調度許可設備故障；

b)影響上級調度機構調度管轄穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的；

c)影響上級調度機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定極限的； d)影響上級調度機構直調電廠開機方式或發電出力的； e)需要上級調度機構協調或配合處理的。

11.1.8 ?。ㄖ陛犑校╇娋W或?。ㄖ陛犑校╇娋W內局部電網與華中主網解列28

孤網運行時，已解列電網內的事故處理由相應省調負責，解列電網內網調直調電廠出力調整和開停機權委托給相應省調，但解列電網內網調直調設備故障處理仍由網調負責，所在省調配合。

11.1.9 網調值班調度人員在事故處理期間可采取如下強制措施： a)緊急調用各?。ㄖ陛犑校╇娋W內的事故備用容量，進行跨?。ㄖ陛犑校┦鹿手г?；

b)緊急開停直調電廠水、火電機組；下令省調緊急開停水、火電機組； c)調整或取消電力交易； d）下令省調緊急拉閘限電。

11.1.10 系統發生事故時，值班調度人員應迅速報告調度部門負責人，由調度部門負責人逐級匯報。調度機構負責人、調度部門負責人應監督、指導值班調度人員處理事故的正確性。調度機構負責人或調度部門負責人發現值班調度人員處理事故不力，可解除值班調度人員的調度權，指定他人或親自指揮事故處理，并通知有關單位。被解除調度權的值班調度人員對解除調度權后的系統事故處理不承擔責任。

11.1.11 處理事故時，調度系統值班人員應堅守崗位，運行值班負責人如需離開，應指定代理人并向值班調度人員報告。

11.1.12 處理事故時，各單位負責人對本單位調度系統值班人員發布的指示不應與上級值班調度人員的調度指令相抵觸。單位領導人如解除本單位值班人員的職務，自行領導或指定適當人員代行處理事故時，應立即報告上級值班調度人員。

11.1.13 值班調度人員有權要求繼電保護、運行方式、調度計劃、通信、自動化等專業人員協助事故處理。

11.1.14 事故發生在交接班期間，應由交班者負責處理事故，直到事故處理完畢或事故處理告一段落，方可交接班。接班人員可應交班者請求協助處理事故。

11.1.15 事故處理完畢，應將事故情況詳細記錄，按規定報告。11.2 電網頻率異常及事故的處理

11.2.1 電網頻率超過50±0.2Hz為異常頻率。11.2.2 電網頻率低于49.80Hz時的處理方法：

11.2.2.1 網調和省調應下令所轄電廠立即增加出力、開出備用機組或采取限電措施，使頻率恢復正常。

11.2.2.2 電網頻率連續低于49.80Hz10分鐘，網調應下令各省調按限電序位表限電。10分鐘后電網頻率仍低于49.80Hz，則網調應下令各省調按事故限電序位表限電，直到頻率恢復到49.80Hz以上運行。11.2.3 電網頻率低于49.50Hz時的處理方法：

11.2.3.1 發電廠應不待調度指令采用增加發電機出力并短時發揮機組過負荷能力、開出備用水電機組、抽水機組改發電等措施。但在增加出力的過程中不應使相應的輸電線路過負荷或超過穩定規定。

11.2.3.2 各省調應不待網調調度指令按事故限電序位表進行拉閘限電。11.2.4 當電網頻率低于49.00Hz時，有“事故限電序位表”的廠站，運行值班人員應不待調度指令立即按“事故限電序位表”拉閘限電。

11.2.5 當電網頻率低于48.50Hz時，各級值班調度人員及廠站運行值班人員可不受“事故限電序位表”的限制，自行拉負載線路(饋線)。各?。ㄖ陛?0

市）電網企業應事先制定這些線路的清單和限電順序。

11.2.6 當頻率下降到低頻減負荷裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令手動拉開該輪次接跳的開關。低頻減負荷裝置動作切除和手動拉開的開關，未經值班調度人員下令不應擅自送電。

11.2.7 當頻率降低至聯絡線低頻解列裝置或保廠用電、保重要用戶低頻解列裝置定值而裝置未動作時，各廠站應不待調度指令拉開相應開關，并向值班調度人員匯報。未經值班調度人員下令，不應送電或并列。11.2.8 電網頻率超過50.20Hz的處理方法： 11.2.8.1 調頻廠將出力減至最低。

11.2.8.2 少用網供計劃的省調，應迅速減出力或停機，直到用到網供計劃為止。

11.2.8.3 當電網頻率超過50.50Hz時，各電廠應不待調度指令，立即減出力直至機組最低技術允許出力，值班調度人員應發布緊急減出力或停機的指令，恢復頻率至50.20Hz以下。11.3 系統電壓異常及事故的處理 11.3.1 系統電壓降低時的處理辦法：

11.3.1.1 500kV系統廠站母線的運行電壓下降為480kV、220kV系統廠站母線的運行電壓下降為200kV以下時，運行值班人員應不待調度指令按規程自行使用發電機或調相機的過負荷能力，值班調度人員應立即采取措施直至限制負荷，使電壓恢復正常。

11.3.1.2 500kV系統廠站母線的運行電壓下降為450kV、220kV系統廠站母線的運行電壓下降為180kV以下時，運行值班人員應不待調度指令自行按“事

故限電序位表”限電，并及時向值班調度人員匯報。值班調度人員應立即采取措施直至拉閘限電，使電壓恢復正常。

11.3.1.3 當系統局部電壓降低，使發電機或調相機過負荷時，有關廠站運行值班人員應聯系值班調度人員采取措施(包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷等)，以消除發電機或調相機的過負荷。

11.3.1.4 系統電壓低到嚴重威脅廠用電安全時，運行值班人員可自行按現場規程規定執行保廠用電措施。

11.3.1.5 裝有低電壓解列裝置或低電壓減負荷裝置的廠站，當電壓低至裝置動作值而裝置未動作時，運行值班人員應不待調度指令，手動拉開裝置所接跳的開關。

11.3.2 系統電壓升高時的處理辦法：

11.3.2.1 當廠站母線電壓超過規定時，應降低發電機、調相機無功出力、投退無功補償設備，并按規定將發電機進相運行，使電壓降至允許范圍內。必要時值班調度人員可改變系統運行方式。

11.3.2.2 處于充電狀態的500kV線路，末端電壓超過560kV時，應設法降低電壓，如仍不能降至560kV以下，則拉開線路開關。

11.3.3 當局部或個別中樞點電壓偏低或偏高時，除調整無功出力外，可通過調整變壓器分接頭來調整電壓，必要時可改變系統運行方式。11.4 線路的事故處理

11.4.1 線路故障跳閘后，值班調度人員可下令強送一次。如強送不成功需再次強送，應經調度機構主管生產領導同意，有條件時可對故障線路零起升壓。

11.4.2 線路出現單側跳閘，在檢查廠站內開關無異常后，宜先將線路恢復合環（并列）運行，再檢查繼電保護或安全自動裝置動作情況。11.4.3 故障線路強送原則：

a）強送端宜選擇對電網穩定影響較小的一端，必要時應降低有關線路的輸送功率或采取提高電網穩定水平的措施。

b）若開關遮斷次數已達規定值，雖開關外部檢查無異常，但仍須經運行單位總工程師同意后，方能強送。在停電嚴重威脅人身或設備安全時，值班調度人員有權命令強送一次。c）強送端宜有變壓器中性點直接接地。d)事故時伴隨有明顯的故障象征，如火花、爆炸聲、系統振蕩等，應查明原因后再考慮能否強送。

e)進行帶電作業的線路跳閘后，值班調度人員未與工作負責人取得聯系前不應強送。

f)強送前應控制強送端電壓，使強送后末端電壓不超過允許值。11.4.4 線路故障跳閘后，值班調度人員應發布巡線指令，并說明是否為帶電巡線，同時將故障測距情況提供給線路運行維護單位。11.4.5 當線路（斷面）輸送功率超過穩定限額時，應立即采取以下措施，使線路（斷面）輸送功率恢復到允許范圍內。

a）在受端系統采取發電廠增加出力、快速啟動水電廠備用機組、燃氣輪機組等措施，并提高電壓；

b）送端系統的電廠降低出力，并提高電壓； c）受端系統限電；

d）改變系統接線方式。

11.4.6 如500kV線路并聯電抗器因故退出運行而線路仍需運行時，應有計算分析或試驗依據并經電網企業主管生產領導批準。11.5 發電機的事故處理

11.5.1 發電機異常或跳閘后，電廠運行值班人員應立即匯報值班調度人員，并按現場規程進行處理。

11.5.2 機組失去勵磁而失磁保護拒動，電廠運行值班人員應立即將機組解列。

11.5.3 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應立即減少發電機有功，增加勵磁，以使發電機重新拖入同步。若無法恢復同步，應將發電機解列后重新并網。

11.5.4 發電機對空載長線零起升壓產生自勵磁時，應立即降低發電機轉速，并將該線路停電。

11.5.5 采取發電機變壓器組送電的500kV線路，如線路末端開關跳閘而電廠側開關未跳開時，值班調度人員應立即下令拉開電廠側開關。11.6 變壓器事故處理

11.6.1 變壓器過負荷的處理方法：

a）受端系統加出力； b）投入備用變壓器； c）受端系統限電； d）改變系統接線方式。

11.6.2 低壓側接發電機的自耦變壓器公共線圈過負荷時，除按第11.6.1條34

處理外，還應進行以下處理：

a）降低高中壓側之間的穿越功率； b）降低低壓側發電機的功率。11.6.3 變壓器跳閘后的處理規定：

a）變壓器的主保護全部動作跳閘，未經查明原因和消除故障之前，不應強送電。

b）變壓器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，在檢查變壓器外部無明顯故障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，證明變壓器內部無明顯故障者，可試送一次，有條件時應進行零起升壓。

c）變壓器后備保護動作跳閘，在確定本體及引線無故障后，可試送一次。

11.6.4 變壓器輕瓦斯保護動作發出信號后應立即進行檢查，并適當降低變壓器輸送功率。

11.7 500kV并聯電抗器故障處理

11.7.1 500kV并聯電抗器的全部主保護動作跳閘，未查明原因并消除故障前，不應強送電。

11.7.2 500kV并聯電抗器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，在檢查電抗器外部無明顯故障，檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，證明電抗器內部無明顯故障者，可試送一次。有條件時應進行零起升壓。

11.7.3 500kV并聯電抗器后備保護動作，確定本體及引線無故障后，可試送一次。

11.8 母線的事故處理

11.8.1 母線失壓后，運行值班人員應不待調度指令將失壓母線上的開關全部拉開，并立即報告值班調度人員。

11.8.2 因母線差動保護動作引起母線失壓時，運行值班人員應對失壓母線進行檢查，并把檢查情況報告值班調度人員，值班調度人員應按下述原則進行處理：

a）找到故障點并能迅速隔離的，在隔離故障后對失壓母線恢復送電。b）找到故障點但不能很快隔離的，若系雙母線中的一組母線故障時，應對故障母線的各元件進行檢查并確認無故障后，均倒至運行母線并恢復送電。

c）經過檢查未找到故障點時，可對失壓母線進行試送，試送開關應完好，試送電源側主變中性點應直接接地。有條件時可對失壓母線進行零起升壓。

11.8.3 因開關失靈保護或出線、主變后備保護動作造成母線失壓，應將故障開關隔離后方可送電。11.9 開關異常及事故的處理

11.9.1 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“跳閘閉鎖”時的處理：

a）一個半開關接線方式，不影響設備運行時拉開此開關。

b）其他接線方式應斷開該開關的合閘電源，并按現場規程處理，仍無法消除故障，則用旁路開關代替運行；如無旁路開關，則拉開該開關。

11.9.2 開關因本體或操作機構異常出現“跳閘閉鎖”時，應斷開該開關跳閘電源，并按現場規程處理，仍無法消除故障，則采取以下措施：

a）一個半開關接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的環，解環前確認環內所有開關在合閘位置。

b）其他接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前取下旁路開關跳閘電源。無法用旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其他開關倒至另一條母線后，用母聯開關拉開故障開關。

11.9.3 開關發生非全相運行，運行值班人員應立即拉開該開關。若非全相運行開關拉不開，則立即將該開關的功率降至最小，并采取如下辦法處理：

a）有條件時，由檢修人員拉開此開關； b）旁路開關備用時，用旁路開關代；

c）將所在母線的其他所有開關倒至另一母線，最后拉開母聯開關； d）一個半開關接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的環，解環前確認環內所有開關在合閘位置；

e）特殊情況下設備不允許時，可迅速拉開該母線上所有開關。11.10 互感器異常及事故的處理

11.10.1 電壓互感器發生異常情況時，應立即退出與該電壓互感器有關的保護裝置，運行值班人員應迅速按現場規程、規定處理。

11.10.2 電流互感器發生異常情況時，應立即退出與該電流互感器有關的保護裝置，運行值班人員應迅速按現場規程、規定處理。11.11 切機切負荷裝置動作的處理

11.11.1 切機切負荷裝置動作后，運行值班人員應將所切機組按現場規程檢查后做好并網準備，所切負荷未得到值班調度人員指令不應送電。11.11.2 切機切負荷裝置誤動時，應將誤動的切機切負荷裝置退出，恢復所

切機組和所切負荷。通道異?；蚬收显斐汕袡C切負荷裝置誤動作時，應將該通道壓板退出，并恢復所切機組和所切負荷。

11.11.3 切機裝置拒動時，值班調度人員應迅速采取減出力措施，必要時可將拒切機組解列。切負荷裝置拒動時，運行值班人員可不待調度指令迅速將切負荷裝置所接跳的開關斷開。制動電阻拒動時，不應將制動電阻投入，必要時可采取減出力措施。11.12 振蕩處理

11.12.1 異步振蕩主要現象：

11.12.1.1 系統內各發電機和聯絡線上的功率、電流將有程度不同的周期性變化。系統與失去同步的發電廠（或系統）的聯絡線上的電流和功率往復擺動。

11.12.1.2 母線電壓有程度不同的降低并周期性擺動，電燈忽明忽暗。系統振蕩中心電壓最低。

11.12.1.3 失去同步的發電機有功大幅擺動并過零，定子電流、無功大幅擺動，定子電壓亦有降低且有擺動，發電機發出不正常的有節奏的轟鳴聲、水輪機導葉或汽輪機汽門開度周期性變化。

11.12.1.4 失去同步的兩個系統（電廠）之間出現明顯的頻率差異，送端電網頻率升高、受端頻率降低，且略有波動。11.12.2 同步振蕩主要現象：

11.12.2.1 發電機和線路上的功率、電流將有周期性變化，但波動較小，發電機有功不過零。

11.12.2.2 發電機機端和電網電壓波動較小, 無局部明顯降低。

11.12.2.3 發電機及電網頻率變化不大，全電網頻率同步降低或升高。11.12.3 異步振蕩的處理方法：

11.12.3.1 頻率升高的發電廠，應不待調度指令立即降低機組有功出力，使頻率下降，直至振蕩消除，但不應使頻率低于49.50赫茲，同時應保證廠用電的正常供電。

11.12.3.2 頻率降低的發電廠，應不待調度指令立即增加機組有功出力至最大值，并迅速啟動備用水輪機組，使電網頻率恢復到49.50赫茲以上，直至振蕩消除。

11.12.3.3 電廠運行值班人員應不待值班調度人員指令，退出機組AGC、AVC，增加發電機無功出力，并發揮其過負荷能力，提高系統電壓；變電站運行值班人員應不待調度指令退出低壓電抗器，投入低壓電容器，提高系統電壓。但不應使500kV母線電壓超過550kV，220kV母線電壓超過242kV。11.12.3.4 各級值班調度人員應迅速降低頻率升高側（送端）機組出力直至緊急停機，使頻率下降；在頻率降低側（受端）采取緊急增加出力、開出備用水輪機組、事故限電等措施，使頻率升高，直至振蕩消除。

11.12.3.5 振蕩時，未經值班調度人員許可，電廠運行值班人員不應將發電機解列(現場規程有規定者除外)；如發現機組失磁，應不待調度指令，立即將失磁機組解列。

11.12.3.6 如振蕩因機組非同期合閘引起，電廠運行值班人員應立即解列該機組。

11.12.3.7 因環狀電網（并列運行雙回線路）的解環操作或開關誤跳而引起的電網振蕩，應立即經同期合上相應開關；

11.12.3.8 裝有振蕩解列裝置的發電廠、變電站，應立即檢查振蕩解列裝置的動作情況，當發現裝置發出跳閘信號而未解列時，且系統仍有振蕩，應立即拉開應解列的開關。

11.12.3.9 經采取11.12.3.1-11.12.3.8條所列措施后振蕩仍未消除，應按規定選擇合適的解列點解列，防止擴大事故，電網恢復穩定后，再進行并列。11.12.3.10 解列后，?。ㄖ陛犑校┚W或省（直轄市）網內已解列局部電網振蕩仍未消除，由省調負責處理本省（直轄市）電網內振蕩事故，振蕩消除后應立即向網調匯報，在網調值班調度人員統一指揮下恢復系統的正常運行。11.12.4 同步振蕩的處理方法：

11.12.4.1 發電廠運行值班人員可不待調度指令退出機組AGC、AVC，增加機組無功出力，并立即向值班調度人員匯報。

11.12.4.2 值班調度人員應根據電網情況，提高送、受端電壓，適當降低送端發電出力，增加受端發電出力，限制受端負荷。

11.12.4.3 發電廠運行值班人員應立即檢查機組調速器、勵磁調節器等設備，查找振蕩源，若發現發電機調速器或勵磁調節器等設備故障，應立即消除故障，并匯報值班調度人員。

11.13 運行值班單位與調度機構失去通信聯系時的處理規定

11.13.1 調度機構與下級調度機構或調度管轄的廠站之間失去通信聯系時，各方應積極采取措施，盡快恢復通信聯系。

11.13.2 失去通信聯系的運行值班單位，宜保持電氣接線不變，發電廠按給定的負荷、電壓曲線運行，調頻廠進行正常的調頻工作。

11.13.3 失去通信聯系的運行值班單位，應認真做好運行記錄，待通信聯系40

恢復后及時向調度機構匯報在失去通信聯系期間應匯報事項。

11.13.4 與網調失去通信聯系的省調，應按計劃控制好聯絡線功率和系統頻率，加強運行監視，中止或不執行對主網安全穩定運行影響較大的操作。11.14 網調調度自動化系統全停時的處理規定

11.14.1 通知所有直調電廠AGC改為就地控制方式，保持機組出力不變。11.14.2 通知所有直調廠站加強監視設備狀態及線路潮流，發生異常情況及時匯報網調。

11.14.3 匯報國調并通知六省調網調調度自動化系統全停；各省調應按計劃用電并嚴格控制聯絡線潮流在穩定限額內；各省調對省網內網調調度管轄設備加強監視，發現重要斷面潮流大幅度變化時及時匯報； 11.14.4 網調調度自動化系統全停期間，不宜進行系統操作。12 調度匯報

12.1 發生《全國電網調度管理規程》關于電網運行情況匯報的規定中所列各類事件，省調值班調度人員應立即向網調值班調度人員匯報。網、省調值班調度人員應按照規定的時間和內容要求向國調值班調度人員匯報事件情況。

12.2 省調應盡快將事件的詳細情況發送電子郵件（或傳真）至網調調度室。12.3 發生嚴重電網事故或受自然災害影響，恢復系統正常方式需要較長時間時，有關省調應根據系統恢復情況及時向網調值班調度人員匯報。12.4 發生下列事件的廠站，應立即向相應調度機構值班調度人員匯報事件的簡要情況，并盡快將重大事件的詳細情況傳真至調度機構。

a)廠站事故：220kV及以上發電廠、變電站發生母線故障停電、全廠

（站）停電；

b)人身傷亡：在生產運行過程中發生人身傷亡；

c)自然災害：水災、火災、風災、地震及外力破壞等對廠站運行產生較大影響；

d)廠站主控室發生停電、通訊中斷、監控系統全停、火災等事件； e)重要設備損壞情況。

12.5 省調值班調度人員應及時向網調值班調度人員匯報機組啟、停及新設備投產情況和時間：

a）200MW及以上火電機組正常啟、停；

b）200MW及以上火電機組、100MW及以上水電機組非計劃停運； c）200MW及以上火電機組、100MW及以上水電機組第一次并網、開始168小時（或72小時）試運行、通過168小時（或72小時）試運行；

d)220kV及以上線路、主變壓器開始調試和試運行結束。13 調度計劃 13.1 原則規定

13.1.1 調度機構應編制并下達調度計劃。調度計劃包括發電、供電調度計劃和檢修計劃。月、日調度計劃主要內容見附錄G。

13.1.2 發電、供電調度計劃的編制，應依據政府下達的有關調控目標和電力交易計劃，綜合考慮社會用電需求、檢修計劃和電力系統的設備能力等因素，并保留必要的備用容量。對具有綜合效益的水電廠（站）水庫，應根據國家批準的水電廠（站）的設計文件和電力系統的實際，并綜合考慮防洪、42

灌溉、發電、環保、航運等要求，合理運用水庫的蓄水。

13.1.3 檢修計劃的編制，應在電網企業和發電企業提出的設備檢修預安排計劃基礎上，考慮設備健康水平和運行能力，充分協商，統籌兼顧。電力設備的檢修應服從調度機構的統一安排，并遵循下級電網服從上級電網檢修安排的原則。調度機構編制檢修計劃時應注意以下事項： a）設備檢修的工期與間隔應符合有關檢修規程的規定。

b）水電機組A、B級檢修宜在枯水期進行，300MW及以上大容量火電機組A、B級檢修、500kV輸變電設備及220kV聯絡線的檢修宜避開電網用電大負荷期。

c）發電和輸變電、一次和二次設備的檢修在檢修工期和停電范圍等方面應統籌考慮，結合基建和技改項目，統一安排，避免重復停電。d）重要保電期間，不宜安排基建項目的啟動投產和大型改造項目的停電施工。

e）發輸變電設備檢修應綜合考慮電網安全和負荷平衡、廠站用電安全等。

13.1.4 安排備用容量時應考慮輸電網絡的送(受)電能力。備用容量包括負荷備用容量、事故備用容量和檢修備用容量。華中電力系統備用容量采用如下標準：

a）負荷備用容量應不低于最大發電負荷的2%； b）事故備用容量應不低于最大發電負荷的5%；

c）檢修備用容量應結合系統負荷特點、水火電比例、設備質量和檢修水平等情況確定，一般為最大發電負荷的8～15%。

除上述備用外，低谷時段還應留有一定數量的調峰備用。13.1.5 調度機構應開展負荷預測工作，提高負荷預測準確率。

13.1.6 調度計劃應經過發、輸變電設備能力、穩定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班調度人員可以按照有關規定，根據電力系統運行情況，調整當日調度計劃，調整情況應寫入調度值班日志。

13.1.8 調度機構應對發電、供電調度計劃和檢修計劃的執行情況進行考核。

13.2 發電、供電調度計劃編制

13.2.1 月發電、供電調度計劃的編制，應依據分月發電、供電計劃，綜合考慮社會用電需求、月度水情預計、月度購售電合同、燃料供應、發電計劃實際完成進度和電力系統設備能力、設備檢修等情況，并保留必要的備用容量。月度發電、供電調度計劃應經電網企業主管生產領導批準。網調月發電、供電調度計劃編制時間要求如下：

a)每月20日前，網調直調電廠應將下月發電預計報網調。

b)每月20日前，省調應將下月本網負荷預測、調度管轄電廠發電預計報網調。

c)每月28日前，網調應將直調電廠發電預計及分配、網供及聯絡線電力電量通知省調和直調電廠。

13.2.2 日發電、供電調度計劃的編制，應依據月發電、供電調度計劃，綜合考慮社會用電需求、近期水情、臨時購售電合同、燃料供應和電力系統設備能力、設備檢修等情況，并保留必要的備用容量。日發電、供電調度計劃應經調度機構主管生產領導批準。網調日發電、供電調度計劃編制時間要求44

如下：

a)每日12時前，省調向網調報本?。ㄖ陛犑校┡R時購售電需求，網調與國調聯系區外電網臨時購售電需求。達成購售電協議的，應及時簽訂購售電合同。

b)每日12時前，省調應將次日本?。ㄖ陛犑校╇娋W負荷預測、備用容量安排報網調，c)每日16時前，網調應將直調電廠發電計劃、網供及聯絡線計劃通知省調。 13.2.3 編制月、日發電、供電調度計劃時，對跨區、跨省(直轄市)電力電量交易應按規定計及相應線損。13.3 負荷預測

13.3.1 調度機構應進行、月、日和超短期負荷預測。

13.3.2 負荷預測應至少采用3年連續的數據資料并按月給出預測結果。

13.3.2.1 負荷預測應綜合考慮社會經濟和電力系統發展的歷史和現狀，包括：

a)

電力系統的歷史負荷資料；

b)

國內生產總值及其年增長率和地區分布情況； c)

電源和電網發展狀況；

d)

大用戶用電設備及主要高耗能產品的接裝容量、年用電量； e)

水情、氣溫等其他影響季節性負荷需求的相關數據。13.3.2.2 負荷預測結果應至少包含下列內容：

a)

年、月用電量； b)

年、月最大負荷； c)

分地區年、月最大負荷；

d)標準日負荷曲線、標準周負荷曲線、月負荷曲線、年負荷曲線；年平均負荷率、年最小負荷率、年最大峰谷差、年最大負荷利用小時數。13.3.3 月負荷預測應綜合考慮氣象、節假日、社會重大事件等因素，月負荷預測結果應至少包含下列內容：

a)

月用電量； b)

月最大負荷； c)

分地區月最大負荷；

d)月負荷曲線、標準日負荷曲線。

13.3.4 日負荷預測應綜合考慮氣象、節假日、日類型、社會重大事件等因素，按照每日96點編制（00：15--24：00，每15分鐘一個點）。13.3.5 超短期負荷預測是指當前時刻60分鐘以內的負荷預測。超短期負荷預測應在電網實時負荷的基礎上，綜合考慮氣象、節假日、日類型和近期負荷等因素。

13.4 網調檢修管理

13.4.1 華中電網內國調調度管轄、調度許可設備的檢修，按國調相關規定執行。

13.4.2 每年9月30日前，?。ㄖ陛犑校╇娋W企業、發電企業、國家電網公司所屬超高壓運行維護管理單位應將下發、輸變電設備的檢修（含基建項目）預安排計劃抄送網調。網調于每年10月31日前將國調調度管轄、調度許可設備檢修預安排計劃上報國調。

13.4.3 省調、發電企業、國家電網公司所屬超高壓運行維護管理單位應依46

第四篇：四川電網調度管理規程2007

四川電網調度管理規程

第一章

總則

1.1 為加強四川電網調度管理工作，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》、《全國互聯電網調度管理規程（試行）》、《華中電網調度規程》和有關規程、規定，結合四川電網的具體情況，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、電力通信設施、電網調度自動化設施等，是一個不可分割的完整系統。

1.3 四川電網實行統一調度、分級管理的原則。各有關單位應協作配合，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 四川電力調度系統包括四川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。四川電網內設立三級調度機構，依次為：省電力公司調度中心，簡稱省調；地區級電業局(公司)調度中心(局)，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 本規程是四川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。四川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 四川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四川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負責修訂、解釋。

第二章

調度管轄范圍及職權

2.1

省調調度管轄范圍

2.1.1500kV電網（含500kV站內無功補償裝置）； 2.1.2220kV電網（不含220kV站內主變壓器）；

2.1.3電網內裝機容量10MW及以上的發電廠及其送出系統； 2.1.4 上級有關部門指定或委托調度的發輸變電系統。2.2

省調調度許可范圍

2.2.1 運行狀態變化對省調調度發電廠有影響的110kV及以下送出設備； 2.2.2 220kV主變壓器中性點；

2.2.3 安全自動裝置所切供電設備；

2.2.4 在不同220kV廠站間合解電磁環網（轉移負荷）操作；

2.2.5 其它運行狀態變化對省調調度管轄電網運行影響較大的非省調調度管轄設備或省調委托調度設備。

2.3

地調調度管轄范圍

2.3.1 本地區220kV站內主變壓器(含站內無功補償裝置)；

2.3.2 本地區110kV及以下電網；

2.3.3 本地區裝機容量10MW以下發電廠及其送出系統；

2.3.4 本地區電網與其它地區電網間的110kV聯絡線由相關調度機構協商調度； 2.3.5上級有關部門指定或委托調度的發輸變電系統。2.4

縣調的調度管轄范圍由地調另行規定。

2.5

各發電廠、變電站的廠（站）用變由各廠（站）自行管轄。

2.6

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。

2.7

電網調度運行管理的主要任務

2.7.1 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；

2.7.2 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；

2.7.3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； 2.7.4 按電力市場運營規則，負責電力市場的運營管理。2.8 省調的職責和權限

2.8.1 接受國調、網調的調度管理；

2.8.2 負責所轄電網調度運行、繼電保護、經營、通信、自動化等專業管理和技術監督； 2.8.3 負責指揮所轄電網的運行、操作和事故處理；

2.8.4 負責電力市場即期交易的組織實施和電力電量的考核結算； 2.8.5 負責指揮所轄電網調頻、調峰及調壓；

2.8.6 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； 2.8.7 會同有關部門編制電網事故和超負荷拉閘限電序位表； 2.8.8 負責所轄電網的安全穩定運行管理；

2.8.9 根據水庫調度方案，結合電網情況，合理安排水電發電計劃，配合水電站的防洪、灌溉、航運和供水工作；

2.8.10 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，編制新設備啟動調度方案并組織實施； 2.8.11 參與所轄電網的規劃、設計審查和設備選型； 2.8.12 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》；

2.8.13 參與所轄電網事故分析和事故調查；

2.8.14 負責修編所轄電網調度的有關規程和制度，經省電力公司批準后執行； 2.8.15 行使上級和省公司或者國調、網調授予的其它職權。2.9 地調的職責和權限 2.9.1接受省調的調度管理；

2.9.2 負責所轄電網調度運行、繼電保護、經營、通信、自動化等專業管理； 2.9.3 負責指揮所轄電網的運行、操作和事故處理； 2.9.4 負責所轄電網電力電量的考核結算； 2.9.5 負責指揮所轄電網調峰及調壓；

2.9.6 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； 2.9.7 會同有關部門編制所轄電網事故和超負荷拉閘限電序位表；

2.9.8 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管理措施；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；

2.9.9 根據水庫調度方案，結合電網情況，合理安排水電發電計劃，配合水電站的防洪、灌溉、航運和供水工作；

2.9.10 受理并批復新建或改建管轄設備投運申請，編制新設備啟動調度方案并組織實施； 2.9.11 參與所轄電網的規劃、設計審查和設備選型； 2.9.12 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》；

2.9.13 參與所轄電網事故分析和事故調查；

2.9.14 負責修編所轄電網調度的有關規程和制度，經電業局（公司）批準后執行； 2.9.15 行使上級和本電業局（公司）或者省調授予的其它職權。2.10

縣調的職責和權限由相應的地調規定。

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。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。

3.3 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。嚴格執行下令、復誦、監護、錄音、記錄、匯報和調度圖板使用等制度。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。

3.4 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。

3.5 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指令，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。3.6 屬上級調度機構調度許可范圍內的設備，下級調度機構和發電廠、變電站只有得到上級調度機構值班調度員的許可后才能進行操作。

3.7 上級調度機構管轄的設備，其運行方式變化對下級調度機構管轄的電網有影響時，上級調度機構值班調度員應在操作前、后或事故后及時向相關調度通報。在緊急或特殊情況下，為保證電網安全穩定，上級調度機構值班調度員可直接（或通過下級調度機構值班調度員）越級向下級調度機構管轄的發電廠、變電站等運行值班單位發布調度指令，但事后應盡快通知有關調度機構。此時，下級調度機構的值班調度員發布的調度指令，不得與上級調度機構值班調度員越級發布的調度指令相抵觸。

3.8 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。

3.9 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。

3.10 值班人員接到與上級值班調度員相矛盾的其他指示時，應立即報告上級值班調度員。如上級值班調度員重申他的指令時，值班人員應按上級值班調度員的指令執行。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，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。

3.11 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）、總工程師，調度處（科、組）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。

3.12 當電網運行設備發生異?；蛘吖收锨闆r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。3.13 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。

3.14 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。3.15 調度系統值班人員需經培訓、考核合格方可上崗。

第四章

運行方式的編制和管理

4.1 各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，應制訂電網特殊運行方式。

4.2 運行方式的編制

4.2.1 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；各電廠逐月上網計劃；各水電廠水庫運行方式；電網正常運行的結線方式；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；電網安控裝置和低頻自動減負荷整定方案；運行中出現的主要問題和改進建議。

4.2.2 為了編制好下的運行方式，各有關單位應于每年11月1日前將下的電網的有關資料提供給省調。

4.2.2.1省公司計劃、生產、營銷、基建等有關部門提供下列資料：

全年新(改)建項目投產計劃；省(網)間聯絡線售（購）電計劃；各廠發電計劃和購電計劃；輸變電設備檢修計劃。

4.2.2.2 各電業局（公司）提供下列資料：

地區分月用電預測；地區現有電網主結線圖和地理結線圖；輸變電設備檢修計劃。

4.2.2.3 各水電廠提供下列資料：

水庫運用計劃、來水預測、發電能力預測；發變電設備檢修計劃；發電機P－Q曲線；機組微增綜合特性曲線。4.2.2.4 各火電廠提供下列資料

煤場、油庫的有關資料；發變電設備檢修計劃；發電機P－Q曲線；機組微增特性曲線。

4.3 月度運行方式的編制

4.3.1 月度運行方式包括以下內容：

全網及各地區負荷預計及用電計劃；各電廠電量計劃；省(網)間聯絡線購（售）電計劃；主要水電廠水庫水位控制方式及月末水位；各廠、局的主要設備的試驗及對電網運行方式安排的要求；主要供電設備檢修計劃；主要新（改）建發輸變電設備投產計劃；其他重要情況說明。

4.3.2 為了編制好下一月份的調度計劃，有關部門應于每月的二十日前向省調送交有關資料：

各電業局（公司）次月負荷預計；各廠、局次月的主要設備檢修進度表；各電廠可能影響正常運行的特殊事件或情況；各水電廠水情、發電能力預計及水庫運行方式、防洪及其它綜合利用要求（如最小下泄流量等）；各電廠的其他要求；計劃、營銷部門提供各地區用電計劃分配指標；基建部門送交下一月份新(改)建項目投產時間安排表。

4.4

日方式的編制

4.4.1 日調度計劃應包括下列內容：

發電廠機爐運行方式；電網主要設備檢修計劃；各電廠96點上網計劃；省(網)間聯絡線96點購（售）電計劃；各電業局（公司）96點用電負荷計劃；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。

4.4.2 為了編制好次日的日調度計劃，有關部門應于每日11時前向省調送交有關資料：

各電業局（公司）次日96點負荷預計；各廠、局次日的設備檢修計劃；各火電廠的發電能力預計；各電業局（公司）負荷轉供計劃；各、廠局的主要設備的試驗及對電網運行方式安排的要求；各電廠可能影響正常運行的特殊事件或情況；各水電廠前一日及當日實際雨水情及發電出力情況；次日雨水情、發電能力預計及水庫水位控制要求、防洪等綜合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部門應提交次日新（改）建設備的投產計劃及對電網運行方式安排的要求；各電廠的其他要求。

4.5

電網特殊運行方式的編制

4.5.1 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；省(網)間聯絡線購（售）電計劃；各電業局（公司）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；重要水電站水庫（量）安全調度要求；針對電網薄弱環節的反事故措施；其他有關注意事項等。

4.5.2 為了編制好電網特殊運行方式，有關部門應向省調送交有關資料：

各電業局（公司）負荷預計；各廠、局設備檢修計劃；各火電廠的發電能力預計；各電業局（公司）負荷轉供計劃；各電廠可能影響正常運行的特殊事件或情況；各水電廠水情、發電能力預計及水庫水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各電廠的其他要求。

4.6 電網運行方式、月度運行方式、特殊保電時期或對電網安全運行有重大影響的電網特殊運行方式由省公司領導批準后執行，并報上級調度機構備案。電網日運行方式和對電網安全運行影響較小的電網特殊運行方式經省調領導批準后執行。

4.7 備用容量安排原則

編制電網運行方式時，應留有備用容量，分配備用容量時應考慮輸電網絡的送（受）電能力。備用容量包括負荷備用、事故備用和檢修備用容量。備用容量采用標準：

4.7.1 負荷備用容量和事故備用容量：應為最大發電負荷的4%－12%，但不小于電網中最大一臺機組的容量；

4.7.2 檢修備用容量：一般應結合電網負荷特點，水、火電比例，設備質量和檢修水平等情況確定，一般為最大發電負荷的8-15%。

4.8

各地調應參照上述要求制訂本地區電網的年、月、日運行方式和地區電網特殊運行方式。

第五章 設備的檢修管理

5.1 省調調度管轄設備的定期檢修、試驗必須納入設備檢修計劃，檢修計劃分、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 發輸變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進行、火電機組檢修盡量安排在平水期及豐水期前后進行；

5.2.3 設備檢修應做到相互配合，即發電和輸變電、主機和輔機、一次和二次設備之間相互配合，避免重復停電。

5.3

省調負責對其調度管轄設備檢修的安排及考核。

5.4

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、電業局（公司）負責編制下一的設備檢修計劃報送省調，省調統一平衡后下達執行。與省調管轄設備相關的各電廠、電業局（公司）的下一設備檢修計劃在每年12月10日前報省調備案，省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、電業局（公司）負責編制下一季度的設備檢修計劃報送省調，省調根據檢修計劃，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：省調根據管轄設備的、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，于每月25日前隨月調度計劃下達；

5.5.4 省調在安排檢修計劃時，同等情況下優先安排先提出申請的單位，逾期未報送檢修申請的，省調有權推遲或不予安排；

5.5.5已納入月度計劃的檢修申請需至少在檢修開工前1日的上午向省調提出設備檢修申

請，省調于當日下午15時前批準或許可，遇周末或節假日相應提前申請和批復；

5.5.6 節日或重大保電時期計劃檢修：各發電廠、電業局（公司）應在保電時期前5日將設備檢修計劃報省調，經平衡后省調于保電時期前2日正式批復下達；

5.5.7 計劃檢修申請應逐級報送到省調，省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；

5.5.8 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小時報告省調

值班調度員。計劃檢修在原批準工期內不能完成者，可在工期過半前向省調申請辦 6 理一次延期手續，遇節假日應提前申請；

5.5.9 計劃檢修確定后，除不可抗力影響外，不予改變工期，如因電網原因引起的變動，省調應重新安排合理的計劃時間；

5.5.10 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非計劃檢修：

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省調補辦設備停電檢修申請書。

5.7

檢修申請內容包括：檢修單位、檢修性質、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

凡變更原接線方式或設備，應填寫《系統設備異動執行報告》，將改變前、后的接線圖及變更設備資料隨同“設備檢修申請書”一起報送省調并經省調相關處室批復。凡異動后在復電時有核相、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，應在申請書中明確提出。

5.9

凡在省調調度管轄的設備上進行重大試驗（如：大型機組甩負荷、機組失磁試驗、系統性試驗、電容器投切試驗、AGC試驗等），設備運行單位應在試驗前7日向省調提出申請和試驗方案，經省調同意后方能進行。

5.10

省調調度管轄的設備上進行帶電作業時，作業單位應事先向省調當值調度員提出

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、事故跳閘是否可以強送電或其他要求。

省調值班調度員有權批準在當日完工的帶電作業。

5.11 省調調度管轄范圍內設備的繼電保護、安全自動裝置、故障錄波器以及通信、自動化等設備的停運、試驗、檢修或其他改進工作應與一次設備同樣按規定辦理申請手續。

5.12 凡基建施工需要對省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省調提出申請。

5.13 非省調調度管轄范圍內的設備檢修、試驗或運行方式改變影響省調調度管轄范圍內的電廠出力、線路潮流、繼電保護、通信、自動化信息傳送的應得到省調許可，并在操作前告知省調當值調度員。

5.14 設備檢修前，應經設備運行主管部門同意再向調度機構申請。5.1

5已批準的檢修申請在設備停運或退出備用前，需得到省調值班調度員的命令或許可，檢修工作也必須在省調值班調度員直接向廠站運行值班人員或下級調度值班人員下達開工令后方可開工。

5.16 嚴禁未經批準擅自在已停電或備用的設備上進行工作。5.17

設備的檢修時間 5.17.1 發電設備檢修時間的計算是以設備停運或退出備用時開始，到設備按調度要求轉為運行或備用時止，設備停運和轉運行或備用所進行的一切操作（包括起動、試驗以 7 及投運后的試運行時間）均計算在檢修時間內；

5.17.2 輸變電設備的檢修時間是以設備停運并做好安全措施后，值班調度員下達開工令時起，到值班調度員接到檢修工作全部結束，現場安全措施全部拆除，可以恢復

送電的報告時止。

5．18 值班調度員在許可輸電線路和其它設備上進行檢修工作或恢復送電時，應遵守《電業安全工作規程》中的有關規定，嚴禁“約時”停、送電，嚴禁“約時”掛、拆接地線和“約時”開始、結束檢修工作；電氣設備停電檢修，必須使所有電源側有明顯的斷開點，線路停電檢修時，應拉開各側開關、刀閘，合上各側接地刀閘，才能下達允許開工令；確認檢修工作全部結束，現場安全措施全部拆除，檢修人員全部離開現場后，才能開始對線路復電。

5．19

輸電線路的停電檢修，該線路各端的安全措施由值班調度員負責命令廠、站運行值班人員執行，線路工作現場的安全措施，在允許開工后由檢修工作班自理，工作結束后應自行拆除，再辦理竣工手續。

5．20 發電廠、變電站內部電氣設備停電檢修的安全措施由設備所在單位自行負責(不包括線路停電的安全措施)，工作結束后應自行拆除，開關、刀閘設備均應處于拉開位置，再辦理竣工手續。

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90日向調度機構提供調度、方式、保護、通信、自動化等專業所需要的相關資料。

6.2

調度機構收到資料后，進行有關的計算、設備命名編號和調度管轄范圍劃分等，并于新設備投運前60日向有關單位提供相關資料。

6.3

新設備投入運行前30日，由設備運行單位按《新設備加入系統運行申請書》的要求向調度機構提出申請，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、并具備啟動帶電條件。

6.4

調度機構接到申請后，應在啟動投產前10日批復。6.5

新設備投運前必須具備下列條件，否則調度機構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機構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 與有關調度機構已簽定并網調度協議；

6.5.6 調度通信、自動化設備投產手續完備，安裝調試完畢；

6.5.7

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 8 設備和啟動試驗方案及相應調度方案的熟悉等)；

6.5.8

相關廠、站及設備具備啟動帶電條件； 6.5.9

啟動試驗方案和相應調度方案已獲批準； 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90日向調度機構報送新設備投產計劃，調度機構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。

第七章

有功功率調度管理及頻率調整

7.1

發電廠必須按照值班調度員下達的調度指令運行，根據調度指令開停機爐、調整功率、維持備用容量，不允許以任何借口不執行或者拖延執行調度指令。當發電廠因故不能使其負荷與調度指令相符時，應立即報告值班調度員。

7.2 擔任電網頻率和聯絡線潮流調整任務的發電廠應按調度機構下達的控制要求進行調整，當發電廠設備已達到規定的調節范圍，或線路輸送容量已達規定的限值等而不能調整時，應及時報告值班調度員。

7.3

值班調度員根據電網運行情況，可以按照有關規定調整本調度機構下達的日發電、供電調度計劃并下達執行。

7.4

電網頻率的標準是50Hz，正常控制偏差不得超過±0.2Hz，在AGC投運情況下，電網頻率按50±0.1Hz控制。電網內所有發電廠均應監視頻率。省調值班調度員可根據電網實際需要臨時指定發電廠負責調整頻率。

7.5 當川渝電網與華中主網聯網運行時，電網的頻率調整和川渝－華中聯絡線潮流的控制方式按國調、網調下達的有關聯網運行的規定執行。

7.6 當川渝電網與華中主網解網運行時，電網頻率的調整由四川省調值班調度員統一

指揮，調頻廠值長負責調整。

7.7 在電網發生發電出力不足的情況下,各單位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單位實施限電，由此產生的后果由超計劃使用電力或者電量的單位負責。

7.8

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，三十日內沒有批復，調度機構即可按上報的序位表執行。

7.9

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：省調負責220kV及以上所有發電廠和變電站的無功電壓調度管理，地調負責所轄范圍內110kV及以下各廠站的無功電壓調度管理，各級調度機構應做好所轄電網的無功功率平衡工作；

8.1.3 各級調度機構應在所轄范圍內設置電壓控制、監測、考核點。220kV及以上電網的電壓控制、監測、考核點由省調設置并報網調批準。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省調備案；

8.1.各級電網的電壓控制、監測、考核曲線，由相應調度機構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《電力系統電壓和無功技術導則》、《電力系統電壓和無功電力管理條例》和《電壓質量和無功電力管理規定》的有關要求；

8.1.5

并入四川電網的各發電廠必須具備《電力系統電壓和無功技術導則》規定的進相運行能力，并經調度認可的進相運行試驗后，確定機組的實際可用進相范圍。

8.2

無功電壓的正常運行與調整

8.2.1

各發電廠的運行值班人員，應按照調度機構下達的電壓曲線要求，監視和調整電壓，將運行電壓控制在允許的偏差范圍之內。原則上應采用逆調壓方法調整母線運行電壓：

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，應降低發電機無功出力，具有進相能力的機組應按需采用進相運行方式，使母線電壓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，應及時報告值班調度員。

8.2.2 各變電站的運行值班人員，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，無調整手段的變電站應及時報告值班調度員。裝有無功補償設備的變電站，應根據運行電壓情況及時投切無功補償設備，原則上應采用逆調壓方法進行：

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

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

8.2.2.3 當無功補償設備已全部投入或切除后，電壓仍不能滿足要求時，可自行調整有載調壓變壓器電壓分接頭運行檔位，如電壓還不能滿足要求，應及時報告值班調度員；

8.2.2.4 各變電站裝設的電壓無功自動控制裝置（VQC），由管轄該裝置的調度機構下達運行定值，裝置的投、退須經調度批準。

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，由各級調度機構從保證電壓質量和降低電能損耗的要求出發，規定其運行檔位，未經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、靜止補償器等）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；當220kV變電站220kV母線電壓低于200kV、500kV變電站500kV母線電壓低于490kV時，調整主變分接頭應經省調值班調度員許可；

8.2.4各級值班調度員應監視電壓監測點和考核點的電壓，當上述母線電壓超出允許偏差 10 時，應積極采取措施，充分發揮一切調壓手段，確保電壓在合格范圍內。

8.2.5 在進行電廠和變電站無功電壓調整時，各級值班調度員應充分發揮變電站的無功補償設備的調壓作用，盡可能使發電機組留有一定的無功備用容量，以提高發電機組的動態電壓支撐作用。

8.2.6 500kV線路的高壓電抗器，須隨線路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7

500kV各廠站在正常運行方式時，母線電壓最高不得超過系統額定電壓的+10%（有特殊要求的按有關規定執行），最低電壓不應影響系統同步穩定、電壓穩定、廠用電的正常使用及下一級電壓的調節。

8.2.8 向500kV空載線路充電，首端電壓應控制在525kV以下，在暫態過程衰減后，線路末端電壓不應超過系統額定電壓的1.15倍（即575kV），持續時間不大于20分鐘。

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的90%以下時，發電廠運行值班人員應不待調度指令，自行按現場規程利用發動機的過負荷能力使電壓恢復至額定值的90%以上，并立即匯報值班調度員采取措施（包括降低有功、增加無功及限制部分地區負荷），以消除發電機的過負荷情況；

8.3.2 當樞紐變電站500kV母線電壓下降至470kV、220kV母線電壓下降至190kV以下時，為了避免電網發生電壓崩潰，值班調度員須立即采用拉閘限電措施，使電壓恢復至額定值的95%以上，原則是首先對電壓最低的地區實施限電；

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；

8.3.4當500kV廠、站的母線電壓超過550kV（有特殊要求的按有關規定執行）時，應立即報告值班調度員，值班調度員應立即采取降低機組無功出力、切除補償電容器、投入補償電抗器、調整變壓器分接頭或經請示領導后停運500kV線路等措施，在20分鐘之內將電壓降至合格范圍。

第九章 電網穩定管理

9.1

電網穩定管理職責劃分

9.1.1 各級調度機構的穩定管理應遵循和執行《電力系統安全穩定導則》。9.1.2 省調負責調度管轄范圍內220kV及以上主干網絡的安全穩定計算分析，提出穩定運行限額、安全穩定控制措施及對繼電保護、安全自動裝置的要求。

9.1.3地調負責調度管轄范圍內電網的安全穩定計算分析,包括失去系統主電源解網后的安全穩定分析，采取必要的穩定措施，并報省調備案。凡影響主網穩定運行的檢修方式和快速保護停運方式，地調應向省調辦理許可申請，落實防患措施。

9.1.4 發電廠負責制定保電廠和發電設備的安全措施，包括在失去系統主電源情況下的保廠用電措施和機組黑啟動方案，報省調備案，并配合電網黑啟動方案制定措施和進行試驗。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。

9.1.5發電廠、電業局（公司）和并網地方電網應及時組織落實調度制定的有關系統穩定的具體措施。

9.1.6 電網穩定監控職責分工

9.1.6.1 各級調度機構負責保持調度管轄設備在穩定限額內運行； 9.1.6.2 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；

9.1.6.3 當電網出現特殊運行方式時，調度機構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。

9.1.7

調度機構根據核定的發電機組技術出力以及系統需要，校核發電機組高力率或進相運行對穩定的影響，提出穩定限額。

9.2

系統穩定的運行規定

9.2.1 電網各聯絡線不得超過暫態穩定限額運行。省調調度管轄的500kV及220kV主網由于特殊需要而超暫態穩定限額運行時，必須得到省公司總工程師批準，受網調委托調度管理的500kV設備因特殊需要而超暫態穩定限額運行時，還必須得到網調批準，并做好事故預想，制定穩定破壞時的處理措施；

9.2.2 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。安排計劃檢修操作應及時開出安控啟停調整通知單，明確有關斷面等穩定控制要求，隨檢修申請一同提交。電網設備異常、事故時，應及時對電網和安控系統進行評價，需調整的應立即通知值班調度員執行；

9.2.3 為保證電網正常運行的穩定性和頻率、電壓水平，系統應有足夠的穩定儲備； 9.2.4 凡是影響電網穩定的發電機自動勵磁調節和原動機調速器等應投入自動位置，未經值班調度員許可，不得退出運行。涉及系統穩定的機組PSS參數和低勵限制定值、調差系數等應嚴格按照省調下達的定值設定，未經省調批準不得擅自啟停功能和更改定值；

9.2.5 發電機勵磁調節器（包括PSS功能）、調速器等，若因技術改造或設備更新改變了技術性能參數，發電廠應重新進行并網安全性評價，并提前90日向省調報送有關資料，技術性能參數應達到有關國家及行業標準要求；

9.2.6

對于直接涉及電網安全運行的發電機低頻保護、高頻保護、定子過壓和低電壓保護、低勵保護、過勵保護、過負荷保護、失磁保護、失步保護的定值、調速器調差系數等必須滿足有關規定并報省調備案；

9.2.7 220kV及以上電網設備必須具有快速保護，任一元件快速保護退出運行前，應辦理申請手續，省調應進行安全穩定校驗計算并采取相應的措施，當采取措施仍不能滿足系統的暫態穩定性時，應報省公司總工程師批準后執行；

9.2.8 在電網內做系統性試驗，凡影響220kV及以上電網正常運行的，試驗單位應提前60日向省調提出書面申請，提交試驗方案和計算報告，共同研究試驗操作方案、系統安全措施，并提交省公司批準后執行。

第十章 安全自動裝置的調度管理

10.1

本章包括安全自動裝置中的安全穩定控制裝置及低頻、低壓自動減負荷裝置，其中，安全穩定控制裝置包括如下主要功能

10.1.1根據電力系統故障工況決定控制措施的策略表功能； 10.1.2低頻、低壓切負荷功能； 10.1.3遠方、就地切機切負荷功能； 10.1.4高頻率切機功能； 10.1.5振蕩解列功能。

由1個廠站完成上述功能的裝置稱為安全穩定控制裝置，由2個及以上廠站通過通 12 道交換信息，共同完成上述功能的裝置稱為安全穩定控制系統，以下統一簡稱“安控裝置”。

10.2

安控裝置必須編制專用規程，以便運行有所遵循。安控裝置的調度運行規程由各級調度機構編制，與安控裝置有關的調度、發電、供電等單位均應遵守、執行；安控裝置的現場運行規程由各電廠、電業局（公司）根據安控裝置的調度運行規程及現場實際情況編制，廠站運行值班人員應按安控裝置的現場運行規程執行具體操作。

10.3

安控裝置及有關通道的調度管理由各級調度機構負責，安控裝置及有關通道的運行管理及維護工作由所屬電業局（公司）和發電廠負責。

10.4 已投運的安控裝置，未經調度機構的批準，不能改變其結構和動作判據。

10.各電業局（公司）應保證安控裝置切除負荷的總量和各輪次切除負荷量符合整定值的規定，不得擅自減少切除量或更改所切負荷性質。當所切負荷量及性質發生變化時，應及時向省調書面匯報。

10.6

各地調安排設備檢修，如影響到本地區安控裝置切負荷總量時，應事前得到省調的許可。

10.7 安控裝置所控制的切負荷線路和變壓器，不能使用備用電源自動投入裝置，特殊情況必須使用時，必須保證安控裝置動作時備用電源自動投入裝置不能動作。

10.8

安控裝置的啟停 10.8.1 安控裝置的啟用

10.8.1.1 確認電網的運行方式；

10.8.1.2 根據啟用通知單確定安控裝置的啟用范圍及有關廠站所啟用的功能； 10.8.1.3 檢查并確認有關廠站的安控裝置工作正常； 10.8.1.4 按照策略表功能先啟用，切機、切負荷功能后啟用的順序啟用廠站安控裝置的有關功能；

10.8.1.5 啟用變電站切負荷功能時，應同時向有關地調和變電站下令。10.8.2

安控裝置的停用

10.8.2.1 確認電網的運行方式；

10.8.2.2 根據停用通知單確定安控裝置的停用范圍及有關廠站所停用的功能； 10.8.2.3 按照按切機、切負荷功能先停用，策略表功能后停用的順序停用廠站安控裝置的有關功能；

10.8.2.4停用變電站接收遠切及低頻、低壓切負荷全部功能時，還應同時向有關地調下令。10.9

安控裝置的運行

10.9.現場運行值班人員應認真做好安控裝置的運行維護工作，按照安控裝置的現場運行規程及時進行安控裝置的調整（例如根據開機情況決定所切機組）、裝置異常或故障的處理；

10.9.2

未經值班調度員的同意，現場運行值班人員不得擅自修改定值或改變裝置的運行方式；

10.9.3

當電網運行方式變化時，應對不適應電網運行方式的安控裝置及時進行調整； 10.9.4

安控裝置動作后，各廠站運行值班人員應及時向值班調度員匯報，各地調還應全面收集切除開關，切負荷量等信息，向省調匯報。廠站運行值班人員應根據值班調度員命令處理，不得自行恢復跳閘開關。

10.10

安控裝置的異常和事故處理

10.10.1 因安控裝置故障或通道故障，造成安控裝置功能全部或部分損失時，安控裝置應該全部或部分停運；

10.10.2 低頻、低壓就地切負荷、高頻切機功能應盡量保留運行；

10.10.3 調度機構應對電網運行方式進行相應調整。10.11

安控裝置的檢驗和聯調

10.11.1 安控裝置的檢驗參照繼電保護檢驗規程執行，由運行單位提出申請，各級調度機構批準后實施；

10.11.2 涉及多個廠局的安控裝置聯調應由省調根據電網情況統一安排；

10.11.3 安控裝置的檢驗和聯調應在安控裝置停運的條件下進行，并保證與其他安控裝

置連接的通道在兩側可靠斷開，有關廠站所有切機、切負荷壓板必須退出。

10.12 電網低頻、低壓自動減負荷管理

10.12.1 省調負責制定全網低頻自動減負荷方案，并負責督促其實施，地調應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。

10.12.2 各地調制定的低頻自動減負荷實施方案必須滿足省調下達的切負荷量，同時還應考慮本地區可能出現的孤立運行情況，校核實施方案是否滿足本地區失去主網電源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并報省調備案。

10.12.3低頻自動減負荷的整定方案及管理、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。

10.12.4 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負荷裝置。

10.12.5 低頻、低壓自動減負荷裝置的運行管理

10.12.5.1正常情況下，低頻、低壓自動減負荷裝置必須投入運行，保證裝置能夠有效切除負荷，不允許使用備用電源自投裝置將切除的負荷送出，不得擅自將裝置退出運行；

10.12.5.2裝置的定期檢驗和更改定值須經值班調度員同意方可進行； 10.12.5.3裝置動作后，廠站運行值班人員應立即向調度機構匯報，并逐級匯報到省調值班調度員。各廠站和地調值班人員不得自行恢復送電，由地調值班調度員征得省調值班調度員同意才能恢復送電，省調值班調度員根據系統事故處理和頻率恢復情況及時向各級調度系統值班人員下達逐輪次恢復送電命令；

10.12.5.4各地調應定期對本地區的各級低頻、低壓自動減負荷裝置的實際控制負荷數量、裝置數量及實際投運情況進行統計和分析，并報送省調。

第十一章

倒閘操作

11.1 系統的倒閘操作，應按調度管轄范圍進行。省調調度管轄設備, 其操作須由省調值班調度員下達指令方可執行，省調調度許可范圍內的設備，在操作前必須得到省調值班調度員的許可。省調調度管轄設備方式變更，對下級調度管轄的電網有影響時，省調值班調度員應在操作前通知有關的下級調度值班調度員。

11.2 操作前應認真考慮以下問題： 11.2.1 結線方式改變后電網的穩定性和合理性，有、無功功率平衡及必要的備用容量，防止事故的對策；

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

11.2.3 繼電保護、安全自動裝置運行方式是否合理，變壓器中性點接地方式、無功補償裝 14 置投入情況是否正確；

11.2.4 操作對安控、通信、遠動、計量、水庫調度等方面的影響； 11.2.5 開關和刀閘的操作是否符合規定，嚴防非同期并列、帶地線送電、帶負荷拉合刀閘及500kV系統用刀閘拉合短引線等誤操作；

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

11.2.7 注意設備缺陷可能給操作帶來的影響；

11.2.8 對調度管轄范圍以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。

11.3 調度操作指令

調度操作指令分單項、逐項、綜合三種。11.3.1 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廠站運行值班人員操作，發、受雙方均應作好記錄并錄音；

11.3.2 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，下級值班調度員或廠站運行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；

11.3.3 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、順序由廠站運行值班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。各廠站應對常見的正常操作，如旁路開關代路、倒母線等，預先擬定典型操作票，經審核和批準后備用。

11.4 操作指令票制度 11.4.1 倒閘操作應填寫操作指令票，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；

11.4.2 填寫操作指令票應以檢修票、安全自動裝置啟停調整通知單、繼電保護定值通知單和日計劃等為依據；對于臨時的操作任務，值班調度員可以根據系統運行狀態，必要時通報有關專業人員，按照有關操作規定及方案擬定操作指令票，進行操作；

11.4.3 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）；

11.4.4 填寫操作指令票時應做到任務明確、字體工整、無涂改，正確使用設備雙重命名和調度術語。操作指令票必須經過擬票、審票、下令、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成，擬票人、審核人、下令人、監護人必須簽字。

11.5 廠站現場操作票的有關規定 11.5.1 發電廠、變電站運行值班人員應根據操作指令或預先下達的操作指令票，結合現場實際情況，按照現場有關規程、規定填寫現場操作票，保證現場一二次設備符合操作要求和相應的運行方式；

11.5.2 值班調度員預先下達的操作指令票只作為操作前的準備，操作單位運行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；

11.5.3 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；

11.5.4 在填寫現場操作票時應注意，設備停送電的原則順序是：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；

11.5.5 值班調度員只對自己發布的調度指令的正確性負責，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。

11.6

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： 11.6.1 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；

11.6.2 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；

11.6.3 借用開關的值班調度員在該開關使用完畢轉為備用或事先商定的方式后，歸還給管轄該開關的值班調度員。

11.7

系統中的一切正常操作，應盡可能避免在下列時間進行： 11.7.1 交接班時；

11.7.2 雷雨、大風等惡劣天氣時； 11.7.3 電網發生異常及事故時； 11.7.4 電網高峰負荷時段。

事故處理或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

11.8

系統解并列操作

11.8.1并列操作時，要求相序、相位相同，頻率偏差在0.3Hz以內，機組與電網并列，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10%以內。事故時，為了加速事故處理，允許220kV系統在電壓差不大于20%，500kV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；

11.8.2 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。

11.9

合解環路的操作

11.9.1 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，220kV系統一般允許在20％，最大不超過30％以內，負荷相角差一般不超過30度，500kV系統一般不超過10％，最大不超過20％，負荷相角差不超過20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，需經領導批準；

11.9.2 解環操作應先檢查解環點的有、無功潮流，確保解環后系統各部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；

11.9.3 用刀閘合、解環路時，必須事先經過計算或試驗，并經領導批準。11.10

線路停送電操作規定 11.10.1 一般規定

11.10.1.1充電線路的開關，必須具有完備的繼電保護，重合閘必須停用； 11.10.1.2投入或切除空載線路時，勿使系統電壓發生過大的波動，勿使空載線路末端電壓升高至允許值以上；

11.10.1.3勿使發電機在投入空載線路時產生自勵磁； 11.10.1.4充電端必須有變壓器中性點接地；

11.10.1.5線路停送電操作要注意線路上是否有“T”接負荷； 11.10.1.6應考慮潮流轉移，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 16 限額；

11.10.1.7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；

11.10.1.8任何情況下嚴禁“約時”停電和送電。11.10.2 500kV線路送電還應注意：

11.10.2.1線路高抗及其保護應可靠接入，對無高抗的線路充電必須經過試驗或批準； 11.10.2.2 線路停送電操作應充分考慮線路充電功率對系統電壓的影響，充電端電壓不超過525kV；

11.10.2.3 在未經試驗和批準的情況下，不得對末端帶有變壓器的線路進行停送電； 11.10.2.4 線路停電，廠站應將該線路遠跳裝置退出，500kV開關停運，應將該開關啟動遠跳的壓板退出；

11.10.2.5 兩次送電間隔時間應不低于15分鐘。11.11 零起升壓操作規定 11.11.1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；

11.11.2零起升壓時，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，但聯跳其它非升壓回路開關壓板退出，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；

11.11.3 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；

11.11.4雙母線中的一組母線進行零起升壓時，母差保護應采取措施，防止母差保護誤動作，母聯開關應改為冷備用，防止開關誤合造成非同期并列。

11.12 變壓器操作規定

11.12.1變壓器并列運行的條件 11.12.1.1接線組別相同；

11.12.1.2電壓比相差不超過5％； 11.12.1.3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。

11.12.2變壓器投入時，一般先合電源側開關，停用時，一般先停負荷側開關，500kV變壓器停送電，一般從500kV側停電或充電，必要時也可以在220kV側停電或充電；

11.12.3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；

11.12.4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；

11.12.5 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。

11.13

500kV高壓電抗器操作規定

11.13.1 高壓電抗器送電前，電抗器保護、遠方跳閘保護裝置應正常投入；

11.13.2 投、停線路高壓電抗器的操作，必須在本線路停電接地的情況下進行，如無法接地，必須待本線路停電冷備用15分鐘后，才能拉開高壓電抗器刀閘；

11.13.3 同塔雙回線路高抗的投、停必須在本線路停電接地的情況下進行；

11.13.4 高抗停運或高抗保護檢修，應將高抗保護退出并退出啟動遠跳回路壓板。11.14 母線操作規定

11.14.1 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； 11.14.2 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； 11.14.3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；

11.14.4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電源斷開。11.15 開關操作規定 11.15.1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；

11.15.2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；

11.15.3母線為3/2接線方式，設備送電時，應先合母線側開關，后合中間開關，停電時應先拉開中間開關，后拉開母線側開關。

11.16 刀閘操作規定

允許用刀閘進行下列操作：

11.16.1系統無接地時，拉開、合上電壓互感器； 11.16.2無雷電時，拉開、合上避雷器；

11.16.3拉開、合上空載母線，但500kV系統需經試驗允許、領導批準；

11.16.4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；

11.16.5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（在拉、合經開關閉合的旁路電流時，應先將開關操作電源退出），但500kV系統中拉、合站內經開關或刀閘閉合的環路電流，需經試驗允許、領導批準。

超過上述范圍時，必須經過試驗并經領導批準,并嚴禁用刀閘帶電拉合空載變壓器、空載線路、并聯電抗器。

第十二章

電網異常及事故處理

12.1 電網各級調度機構值班調度員是電網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：

12.1.1 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； 12.1.2 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；

12.1.3 盡快恢復對已停電的地區或用戶供電； 12.1.4 調整系統運行方式，使其恢復正常；

12.1.5 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。12.2 當地區電網發生影響省調管轄系統安全運行的事故時，地調值班調度員應一面處理事故，一面將事故簡要情況匯報省調值班調度員。事故處理完畢后, 還應向省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。

12.3

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 18 事故擴大，值班調度員必要時可越級發布調度指令，但事后應盡快通知有關下級值班調度員。非事故單位應加強運行監視，作好應付事故蔓延的預想，不得在事故當時向調度機構和事故單位詢問事故情況或占用調度電話。

12.4 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。

12.5

為防止事故擴大，廠站運行值班人員應不待調度指令自行進行以下緊急操作，但事后須盡快報告值班調度員：

12.5.1 將直接對人身和設備安全有威脅的設備停電； 12.5.2 將故障停運已損壞的設備隔離；

12.5.3 當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源；

12.5.4 系統事故造成頻率嚴重降低時，各發電廠增加機組出力和開出備用機組并網； 12.5.5 電壓互感器或電流互感器發生異常情況時，廠站運行值班人員迅速按現場規程規定調整保護；

12.5.6 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。

12.6 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。

12.7 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。

12.8 事故處理期間，有關單位的值長、值班長、正值值班人員應堅守崗位，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。

12.9 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。12.10 線路事故處理

12.10.1 線路開關跳閘后，廠站運行值班人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，值班調度員在得到廠站“站內一二次設備檢查無異常，可以送電”的匯報后，可以對線路強送電一次。如強送不成功，需再次強送，必須經本調度機構總工或主管生產的領導同意，如有條件，可以采用零起升壓方式。

12.10.2 線路發生故障后，省調值班調度員應及時通知有關地調值班調度員，再由地調值班調度員通知有關部門進行事故巡線，地調值班調度員應及時將巡線結果報告省調值班調度員。事故巡線時，若未得到省調值班調度員“XX線路停電巡線”指令，則應始終認為該線路帶電。

12.10.3 線路一側開關跳閘后，值班調度員應命令拉開可能引起末端電壓過高的另一側線路開關。

12.10.4 線路故障跳閘后，強送前應考慮：

12.10.4.1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；

12.10.4.2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；

12.10.4.3 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；

12.10.4.4 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；

12.10.4.5 線路故障跳閘，開關切除故障次數已到規定的次數，由廠站運行值班人員根據規定，向有關調度提出要求；

12.10.4.6 當線路保護和線路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，在線路允許不帶高抗運行時，如需對故障線路送電，在強送前應將高抗轉為冷備用；

12.10.4.7 500kV線路故障跳閘至強送的間隔時間為15分鐘及以上；

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

12.10.4.9 試運行線路和電纜線路事故跳閘后不應強送；

12.10.4.10 強送端變壓器中性點必須接地，特殊情況下，如需對帶有終端變壓器的220kV線路強送電,終端變壓器的中性點必須接地。

12.11 發電機事故處理

12.11.1 發電機跳閘或異常情況均按發電廠規程進行處理；

12.11.2 當發電機進相運行或功率因數較高，引起失步時，應不待調度指令，立即減少發電機有功，增加勵磁，使機組恢復同步運行。如果處理無效，應將機組與系統解列，檢查無異常后盡快將機組再次并入系統。

12.12 變壓器事故處理

12.12.1 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；

12.12.2 變壓器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可對變壓器試送電一次，如有故障,在找到故障并有效隔離后，也可試送一次；

12.12.3 變壓器后備保護動作跳閘的同時，伴有明顯的故障現象(如電壓電流突變、系統有沖擊、弧光、聲響等)應對變壓器進行全面檢查，必要時應對變壓器進行絕緣測定檢查，如未發現異常可試送一次；

12.12.4 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；

12.12.5 并列運行的變壓器事故跳閘后，應立即采取措施消除運行變壓器的過載情況，并按保護要求調整變壓器中性點接地方式。

12.13 高壓電抗器事故處理

12.13.1 高壓電抗器的全部主保護動作跳閘，在未查明原因和消除故障之前，不能進行強送電；

12.13.2 高壓電抗器的重瓦斯保護或差動保護之一動作跳閘，在檢查電抗器外部無明顯故

障、檢查瓦斯氣體和故障錄波器動作情況，證明電抗器內部無明顯故障者，由高抗所屬電業局（公司）總工同意,可以試送一次，有條件時可進行零起升壓；

12.13.3 高壓電抗器后備保護動作跳閘，但未發現明顯的故障現象，應檢查繼電保護裝置，如無異常，可試送一次。如有故障,在找到故障并有效隔離后，可試送一次。

12.14 母線事故處理

12.14.1 當母線發生故障或失壓后，廠站運行值班人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，并迅速恢復受影響的廠站用電。

12.14.2 當母線故障停電后，廠站運行值班人員應立即對停電的母線進行檢查，并把檢查情況匯報值班調度員，值班調度員應按下述原則進行處理：

12.14.2.1 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；

12.14.2.2 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）；

12.14.2.3 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；

12.14.2.4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；

12.14.2.5當開關失靈保護動作跳閘時，應盡快拉開已失靈開關兩側刀閘，恢復母線供電。12.14.3 廠站運行值班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，切不可只憑廠站用電全停或照明全停而誤認為變電站全站失壓。

12.14.4 母線無壓時，廠站運行值班人員應認為線路隨時有來電的可能，未經調度許可，嚴禁在設備上工作。

12.15 開關故障處理

12.15.1 開關操作時，發生非全相運行，廠站運行值班人員應立即拉開該開關；開關運行中一相斷開，應試合該開關一次，試合不成功應盡快采取措施并將該開關拉開；當開關運行中兩相斷開時，應立即將該開關拉開；

12.15.2 開關因本體或操作機構異常出現“合閘閉鎖”尚未出現“分閘閉鎖”時，值班調度

員可根據情況下令用旁路開關代故障開關運行或直接拉開此開關，盡快處理；

12.15.3 開關因本體或操作機構異常出現“分閘閉鎖”時，應停用開關的操作電源，并按現場規程進行處理，仍無法消除故障，可采取以下措施：

12.15.3.1若為3/2接線方式，可用刀閘遠方操作，解本站組成的母線環流（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；

12.15.3.2 其它接線方式用旁路開關代故障開關，用刀閘解環，解環前停用旁路開關操作電源；無法用旁路開關代故障開關時，將故障開關所在母線上的其它開關倒至另一條母線后，用母聯開關斷開故障開關；無法倒母線或用旁路開關代路時，可根據情況斷開該母線上其余開關使故障開關停電。

12.16

電網振蕩事故處理 12.16.1 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，整個系統內頻率變化，一般是送端頻率升高，受端頻率降低，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。

12.16.2 系統振蕩事故的處理

12.16.2.1系統振蕩時，無論頻率升高或降低，各發電廠或有調相機、無功補償裝置的變電站，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％；

12.16.2.2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（受端系統）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；

12.16.2.3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。21 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；

12.16.2.4當系統發生振蕩，頻率降到49 Hz以下，各地調、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；

12.16.2.5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；

12.16.2.6采取上述措施后，如果在3分鐘內振蕩仍未消除時，省調值班調度員應按事先規定的解列點將系統解列；

12.16.2.7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。

12.17 通信聯系中斷的事故處理

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

12.17.2 當廠站與調度通信中斷時：

12.17.2.1 擔任電網頻率和聯絡線潮流調整任務的發電廠，仍負責調整工作，其他各發電廠均應按規定協助調整，各發電廠或有調相機、無功補償設備的變電站還應按規定的電壓曲線調整電壓；

12.17.2.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變；

12.17.2.3 正在進行檢修的設備，在通信中斷期間完工，可以恢復運行時，只能待通信恢復正常后，再恢復運行。

12.17.3 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。

12.17.4 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。

12.17.5 通信中斷情況下，出現電網故障時：

12.17.5.1 廠站母線故障全?；蚰妇€失壓時，應盡快將故障點隔離；

12.17.5.2 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；

12.17.5.3 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。12.17.6 在失去通信聯系期間，各單位要做好有關記錄，通信恢復后盡快向值班調度員補報通信中斷期間一切應匯報事項。

12.18

電網頻率異常處理

12.18.1 電網頻率超出50±0.2Hz持續時間不允許超過30分鐘，超出50±0．5Hz持續時間不允許超過15分鐘。

12.18.2 當電網頻率降低至49．8Hz以下，且無備用容量，各級調度、發電廠、變電站運行值班人員應按下述原則進行處理，并注意在處理過程中保證各重要聯絡線不超過穩定限額：

12.18.2.1 49.8Hz以下時，省調值班調度員應命令各地調值班調度員按要求的數量進行拉閘限電，地調值班調度員應立即執行,必要時省調值班調度員可直接對各地區按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于49.8Hz持續時間不超過30分鐘；

12.18.2.2 49.5Hz以下時，省調值班調度員可立即對各地區按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，使頻率低于49.5Hz持續時間不超過15分鐘；

12.18.2.3 48.5Hz以下時，各發電廠和變電站運行值班人員應按“拉閘限電序位表”進行拉閘限電，省調和地調值班調度員可不受“拉閘限電序位表”的限制，直接拉停變壓器或整個變電站，使頻率迅速恢復至49.5Hz以上；

12.18.2.4為了保證必保用戶和電廠廠用電，在采取上述措施仍未解除威脅時，發電廠可按規定解列單機或部份機組帶廠用電和部份必保用戶用電，解列頻率的規定值，對廠用電和必保用戶的供電方式以及解列的辦法，應事先會同省調研究確定，并報省公司批準；

12.18.2.5當頻率恢復至49.8Hz及以上時，各地區電網出力的改變，恢復送電，均應得到省調值班調度員的同意。

12.18.3 當系統頻率高于50.2Hz時，調頻廠應首先降低出力，使頻率恢復到50.2Hz以下，如已降低至最小技術出力而頻率仍高于50.2Hz時應立即報告省調，省調值班調度員應采取措施，降低系統中其余發電廠的出力，必要時可緊急解列部份發電機組。

第十三章

繼電保護裝置的調度管理

13.1

一般運行規定

13.1.1 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；

13.1.2 四川電網繼電保護裝置的定值整定計算和調度運行管理，均按調度管轄范圍進行； 13.1.3 各級調度機構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；

13.1.4 省調負責四川220kV及以上電網的繼電保護裝置入網運行的審查工作，負責制定調度管轄范圍內繼電保護裝置的配置原則；

13.1.5 繼電保護裝置的反事故措施，220kV及以上系統由省調負責制定，110kV及以下系統由調度管轄單位負責制定，具體實施由各運行維護單位負責，運行單位應按期嚴格執行調度機構發布的有關繼電保護反措要求；

13.1.6 電廠內的繼電保護裝置，必須與電網的繼電保護裝置相配合，繼電保護裝置及其他有關設備的選型需征得相關調度的認可。在電網的繼電保護裝置改變時，電廠應按調度的要求及時修改所轄的繼電保護的定值及運行狀態；

13.1.7 各級調度機構負責各自調度管轄范圍內的繼電保護裝置動作統計、分析和評價。發電廠負責本廠設備的繼電保護裝置動作統計、分析和評價。各地調和發電廠應按月將該報表報送省調，省調進行總結后再報送網調。

13.2

繼電保護運行管理

13.2.1 繼電保護裝置應按規定投入運行，不允許一次設備無保護運行，特殊情況應按有關規定執行；

13.2.2 繼電保護裝置的投退和定值的更改必須按調度指令執行，現場繼電保護裝置的具體操作按現場運行規程執行；

13.2.3 調度人員應掌握系統保護裝置的配置與運行規定，熟悉“繼電保護運行方案”，了解保護裝置的動作原理和保護整定原則?，F場值班人員應了解本站（廠）所配置的繼電保護裝置，熟悉保護裝置的現場運行規程。新型保護裝置入網運行時繼保人員應向調度人員和現場值班人員交底；

13.2.4 省調負責制定220kV及以上系統的變壓器中性點接地方式，并將220kV主變中性點接地方式下發給地調和220kV發電廠，地調及電廠應按要求執行。需改變省調下達的變壓器中性點接地方式時，應經省調批準；

13.2.5 地調負責制定管轄范圍內的110kV變壓器中性點接地方式；

13.2.6 各級調度機構應統一規定繼電保護裝置中各保護段的名稱及作用，對同一設備配置了兩套相同原理的保護裝置，應進行調度命名編號，調度在下達命令時，應嚴格按照命名編號執行；

13.2.7 川渝電網聯絡線保護裝置的運行管理見《川渝電網聯絡線調度管理規程》。13.繼電保護定值整定及管理

13.3.1 系統繼電保護定值的整定計算應符合部頒《220~500千伏電網繼電保護裝置運行整定規程》和《3~110千伏電網繼電保護裝置運行整定規程》的規定；

13.3.2 各級調度機構負責對調度管轄范圍內的系統保護進行保護定值的整定計算，110kV及以下系統的聯絡線兩側開關的保護定值分別由調度管轄的單位整定計算；

13.3.3 并入電網運行的發電廠的變壓器和發電機繼電保護裝置定值均由電廠自行計算，電廠內的變壓器后備保護必須滿足系統保護定值的配合關系；

13.3.4 下級調度機構調度管理的繼電保護裝置動作的開關為上級調度機構所調度時，其保護裝置定值必須滿足上級調度機構所提出的要求；

13.3.5 每年省調與網調、相關?。ㄊ校┱{及地調應相互提供整定計算分界點的保護配置、設備參數、系統歸算阻抗、保護定值及整定配合要求等，以滿足分界點定值的整定計算要求；

13.3.6 四川省網與其他省（市）網、地區網以及地區網之間保護的整定配合必須遵循局部電網服從整個電網、下一級電網服從上一級電網、局部問題自行消化的配合原則，同時要盡量照顧局部電網和下級電網的需要；

13.3.7 運行方式部門應提供根據合理的系統運行方式計算的線路事故過負荷的最大電流和系統穩定計算要求的保護動作時間給繼保部門作有關保護的整定計算依據；

13.3.8 各級調度機構應定期組織運行單位對管轄范圍內設備的繼電保護定值進行全面核對，核對要求按有關規定執行；

13.3.9 繼電保護定值單應一式四份，由繼電保護整定計算部門留存一份，其余分別送到調度值班室、運行單位的保護調試部門和廠站值班室，要保證繼電保護定值的“四統一”；

13.3.10 新建、改建和調整了定值的保護裝置，在投運前，現場運行值班人員應與值班調度員核對保護定值單，確認保護按定值單整定無誤后按有關指令和規定投運。

13.繼電保護裝置運行維護與檢驗

13.4.1 繼電保護裝置的運行維護，由設備所屬單位負責。運行中的保護裝置的檢驗，應按部頒《繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》及有關檢驗規程的規定執行；

13.4.2 新投運或更換保護裝置，應向有關調度機構辦理新設備投運申請，并按有關規定提前報送相關資料；

13.4.3 當電網的繼電保護裝置因安全、穩定要求進行更新、改造，需要電廠配合時，相關電廠應及時進行相應繼電保護裝置的改造工作，并經相關調度機構批準后投運；

13.4.4 接入電網運行的繼電保護裝置及保護所用的通道設備應按有關規程要求進行調試 并定期進行校驗維修，其整定值應符合調度下達的定值單的要求，并保存完整的調試記錄和報告；

13.4.5 繼電保護裝置現場運行規程應根據有關的規定和要求，由設備所屬單位編寫，并報有關部門備案；

13.4.6 繼電保護裝置在運行中發現有缺陷時，現場值班人員應及時向值班調度員匯報，若需退出保護裝置時，必須經值班調度員批準。緊急情況下，可按現場規程，先將保護裝置退出，但事后應立即匯報；

13.4.7 繼電保護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；

13.4.8 保護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應及時傳至相應調度機構，并做必要的注釋；

13.4.9 電網中運行設備的繼電保護裝置動作后，運行單位須立即按規程進行處理和分析，并將有關保護動作報告、故障錄波資料報送相關調度機構，調度機構應指導、協助運行單位進行事故分析；

13.4.10 電廠出現機組或廠內其他電氣設備繼電保護裝置動作后，應立即進行原因分析，對繼電保護不正確動作必須查明原因，并采取相應措施，消除事故隱患，經調度批準后方可重新并入電網運行。

13.220kV及以上系統繼電保護裝置運行規定

13.5.1 運行中如有特殊情況，繼電保護裝置運行違背本運行規定中的有關條例時，500kV 系統應經省電力公司總工程師批準，220kV系統應經省調總工程師批準。13.5.2 在下列情況下應停用整套微機保護裝置

13.5.2.1在微機保護裝置使用的交流電壓、交流電流、開關量輸入、開關量輸出回路工作； 13.5.2.2在裝置內部工作；

13.5.2.3繼電保護人員輸入定值。

13.5.3 新投產保護裝置或保護電流、電壓回路有變動時，必須要帶負荷測試。

13.5.4 當雙母線接線的兩組PT只有一組運行時，應將兩組母線硬聯運行（可采用將母聯開關作為死開關或用刀閘硬聯兩組母線）或者將所有運行元件倒至運行PT所在的母線。

13.5.5 因一次運行方式的調整需更改運行保護裝置定值時，值班調度員應根據設備在操作過程中保護是否有靈敏度來確定在方式調整前還是調整后更改保護定值。

13.5.6 線路保護

13.5.6.1在正常運行情況下，線路兩側同調度命名編號的縱聯保護必須同時投運；

13.5.6.2當保護通道異常或任一側縱聯保護異常時，線路兩側的該套縱聯保護應同時停運； 13.5.6.3一條線路兩端的同一調度命名編號的微機縱聯保護軟件版本應相同；

13.5.6.4500kV線路在運行中，必須要有縱聯保護投運，如無縱聯保護，該線路也應同時

停運；

13.5.6.5500kV線路PT停用或檢修時，則該線路必須同時停運；

13.5.6.6

500kV線路運行時，線路開關的短引線差動保護必須停用，線路停運，而開關合環運行時，短引線差動保護必須投入運行；

13.5.6.7 500kV線路任一側兩臺故障啟動裝置或兩個遠跳通道同時停運時該線路也應同時停運；

13.5.6.8 220kV線路原則上不允許無縱聯保護運行，在特殊情況下，可以將無縱聯保護的運行線路后備II段時間按有關規定調整后運行，但不允許一個廠站有兩條及以上 25 線路采用該運行方式，具體要求見有關規定；

13.5.6.9 旁路開關代線路開關要啟用高頻保護時，應將高頻電纜切換到旁路收發訊機或將線路收發訊機切換到旁路保護，不啟用的高頻保護應停用；

13.5.6.10 對配置有兩套微機重合閘的線路，正常運行情況下只啟用一套重合閘，另一套重合閘備用，備用重合閘的重合方式應與運行重合閘相同；

13.5.6.11 線路輸送功率在任何情況下，不應超過距離III段阻抗值整定允許的功率； 13.5.6.12 對電氣設備和線路充電時，必須投入快速保護； 13.5.6.13 一般情況下，不允許用線路保護對變壓器充電；

13.5.6.14在220kV廠站內的母線解合環操作時(角形接線除外)，解合環過程中應將環內開關零序保護停用。

13.5.7

母差保護和斷路器失靈保護

13.5.7.1

母差保護正常時都應投入運行，原則上不允許母線無母差保護運行；

13.5.7.2

母差保護應適應母線運行方式，在母線運行方式發生改變時，其調整按現場運行

規程執行；

13.5.7.3

500kV一組母線的兩套母差保護同時停運時，該母線應停運； 13.5.7.4

特殊情況下，220kV母線無母差保護運行時，應按有關規定執行；

13.5.7.5

母聯兼旁路（或旁路兼母聯）開關在作母聯開關運行時，應停用該開關配置的線路保護及作為旁路運行時使用的開關失靈啟動保護；

13.5.7.6

開關配置的保護回路有工作時，應停用該開關的失靈啟動保護； 13.5.7.7

雙母線分開運行時應停用母聯開關失靈啟動保護；

13.5.7.8

配置有兩套失靈保護裝置的廠站，正常時只啟用一套失靈保護，另一套失靈保護備用；

13.5.7.9

微機母差保護停用時，原則上同一裝置中的失靈保護也應停用。13.5.8

變壓器和電抗器保護

13.5.8.1

500kV變壓器及電抗器無差動保護運行時，應該停運；

13.5.8.2

220kV變壓器在運行中，其瓦斯保護和縱差保護不得同時停用；

13.5.8.3

變壓器差動保護新裝或二次回路有改變時，應進行帶負荷測試正確后方可投運； 13.5.8.4 變壓器充電時，全部保護均應投入跳閘。在帶負荷測試前，應將差動保護退出，再

進行測試（其他保護按現場運行規程處理）；

13.5.8.5 220kV變壓器中性點經間隙接地時應投入零序電壓和間隙過流保護，變壓器中性點改為直接接地時，應停用間隙接地過流保護；

13.5.8.6 高(中)壓側為中性點直接接地系統的三圈變壓器，當高(中)壓側開關斷開運行時，高(中)壓側中性點必須接地，并投入接地電流保護。

13.6

故障錄波裝置運行規定

13.6.1 各電廠、變電站配置的故障錄波裝置必須投入運行，退出時，應經相關調度批準； 13.6.2 系統發生故障，故障錄波裝置動作后，應及時向調度機構匯報，并在規定時間內，將錄波圖傳送到相關調度機構；

13.6.3 故障錄波裝置的運行維護同繼電保護裝置，檢驗管理按有關規程和規定執行。13.7

繼電保護故障及信息管理系統

13.7.1 繼電保護故障及信息管理系統主站的運行維護和管理由省調負責；

13.7.2 繼電保護故障及信息管理系統各子站的信息采集屏由設備所屬的發電廠、電業局（公司）負責運行維護，該系統的檢驗管理同繼電保護裝置。13.8

穩定監錄系統

13.8.1 穩定監錄系統主站的運行維護和管理由省調負責； 13.8.2 穩定監錄系統各子站的信息采集屏由設備所屬的發電廠、電業局（公司）負責運行維護，廠、站值班人員應與管理繼電保護裝置一樣，定期進行設備巡視，作好設備運行記錄。

第十四章

調度自動化系統的運行管理

14.1 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。各廠站應建設先進、實用的調度自動化終端、監控系統，并配備專人負責運行維護工作。

14.2 各級調度自動化機構、自動化專責應嚴格執行《全國電網調度自動化系統運行管理規程》。

14.3 四川電網調度自動化系統是由主站、子站以及主站和子站間經由數據傳輸通道構成的整體。自動化系統中采用的各種設備必須符合已頒發的國家標準、行業標準，必須符合省網系統內所規定的通信規約及接口技術條件。自動化系統的功能和性能必須符合部頒“電網調度自動化系統實用化要求”以及各自調度管轄范圍內調度生產的特殊要求。

14.4 本規程所指的子站主要設備（即廠站調度自動化設備）包括： 14.4.1 遠動終端

14.4.1.1遠動裝置（遠動終端的主機）、遠動通信工作站； 14.4.1.2 與遠動信息采集有關的變送器和交流采樣等測控單元、功率總加器及其屏（柜）、二次測量回路（二次測量回路中開關刀閘位置輔助節點由繼電保護專業負責維護）；

14.4.1.3遠動裝置、電能量采集裝置、路由器到通信設備配線架端子間的專用連接電纜； 14.4.1.4遠動終端輸入和輸出回路的專用電纜；

14.4.1.5遠動信號轉接屏、遙控繼電器屏、遙調接口； 14.4.1.6遠動通道專用測試儀及通道防雷保護器（遠動側）； 14.4.1.7遠動使用的調制解調器，串行通訊板、卡。

14.4.2 電力調度數據網絡設備(路由器、數據接口轉換器、交換機或集線器等)及其連接電纜，安全隔離裝置及防火墻等

14.4.3 電能量計量

14.4.3.1電能量采集裝置及專用計量屏（柜）；

14.4.3.2電能表數字通信口和脈沖信號與電能量采集裝置連接電纜； 14.4.3.3電能量遠傳使用的調制解調器和串行通訊板、卡。

14.4.4 電廠計算機監控系統、變電站自動化系統和集控站系統的相關設備（包括：站控層及間隔層設備）

14.4.5 與水情測報系統、雷電定位系統、保護信息管理系統有關的接口

14.4.6 向子站自動化設備供電的專用電源設備及其連接電纜（包括UPS電源、直流電源、專用空調及配電柜）

14.4.7 與保護設備和DCS系統等接口設備 14.4.8 GPS 14.5 本規程所指的主站系統主要設備包括： 14.5.1 能量管理系統（EMS）； 14.5.2 電能量計量系統；

14.5.3 電力市場技術支持系統； 14.5.4 調度生產管理系統（DMIS）；

14.5.5 電力實時數據傳輸和網絡管理系統（包括：各級調度專用的廣域數據網絡、用于遠方維護及電能量計量等應用的調度專用撥號網絡、各自動化系統內部的局域網 絡，數據網絡安全隔離裝置及防火墻等）；

14.5.6 與水調自動化系統、功角/相位測量系統、雷電定位系統、保護信息管理系統、穩定監控系統的網絡接口；

14.5.7 電網調度中心數據庫系統；

14.5.8 調度輔助系統（包括：調度模擬屏、大屏幕投影設備、GPS等）； 14.5.9 主站專用的UPS電源、機房空調、機房監控系統及配電柜； 14.5.10 遠動通道檢測柜和配線柜。

14.6 省調調度管轄廠站調度自動化設備屬省調管轄設備，其調度管理由省調負責，按照省調制定的相應規定執行，廠站調度自動化設備的日常巡視和運行維護由各電業局（公司）、電廠相關部門負責。

14.7

自動化管理部門負責參加審核所轄范圍內新建、擴建和改造工程中廠、站自動化部分的規劃、設計、招標及評標工作，新建、擴建廠站自動化系統與廠站一次設備必須同步投入運行，新設備投產須上報的資料明細見本規程第六部分。擴建工程中的調度自動化設備必須與原有的設備兼容、或覆蓋原有的信息，必須保持調度自動化系統信息的完整性。

14.8

數據采集與監控系統（SCADA）的調度管理 14.8.1 省調、各電業局（公司）、電廠負責各自調度自動化系統、監控系統或RTU的信息維護，保證發送、轉發信息的完整性、準確性和可靠性。各單位應定期對設備進行巡視、檢查、測試和記錄，發現故障或接到設備故障通知后，應立即進行處理，并將故障處理情況及時上報有關調度機構；

14.8.2 在省調管轄范圍內的自動化設備上進行試驗工作前后，應及時向省調自動化管理部門匯報，得到許可后方能執行；

14.8.3 遙測、遙信編排序列及遙測標度系數等自動化設備參數不得隨意改動,如因一次設備變化等原因需要更改時,應得到有關調度機構同意后方可進行，并把變動的實際結果通知有關調度機構；

14.8.4 一次設備檢修完成后，應將二次回路接線恢復正常，使相應的遙測、遙信信號投入正常運行，同時通知省調自動化管理部門；

14.8.5 運行維護單位必須按規程定期校驗變送器準確度和交流采樣精度。14.9

自動發電控制系統（AGC）的管理

14.9.1 單機容量>=40MW的水電機組、單機容量>=200MW的火電機組應具備AGC功能，參與電網閉環自動發電控制；

14.9.2 凡參與電網AGC調整的機組，必須經由省調組織的系統調試，在系統聯調調試前，發電廠應向省調主管部門提供現場機組AGC試驗分析報告，省調根據系統調試情況，核準調節能力，以AGC系統控制參數定值單的形式下達，由現場執行；

14.9.3 凡參與AGC運行的電廠都必須保證其設備按核定的調節性能正常投入，除緊急情況外，未經省調值班調度員許可不得擅自退出運行；

14.9.4 省調值班調度員應根據系統實際運行情況，及時調整機組AGC的控制模式及有關調節參數；

14.9.5 發電廠值班人員應加強對控制裝置和機組的監視、檢測，當本廠機組運行情況發生變化時，應及時向省調值班調度員上報機組當前運行參數。當出現異常需要退出“遠方控制”時，應及時匯報省調值班調度員，經調度批準后，將機組切至“當地控制”；當出現嚴重威脅機組安全運行的情況時，現場值班人員可先將機組切至“當地控制”，然后向省調值班調度員匯報，并盡快組織相關技術人員進行處理。

14.10 電能量計量系統（TMR）的管理

14.10.1 電能量計量系統所有設備都是四川電網作為電費結算用的重要運行設備，任何單位和個人都不能隨意更改設備及設備的運行狀況；

14.10.2 省調負責電能量計量系統主站端設備軟硬件的運行維護及向地（市）調轉發關口電能量數據； 14.10.3 關口電能表計的管理按相關規程執行；

14.10.4 各電廠、電業局（公司）電能量計量系統、電能量采集裝置及其附屬設備的運行維護由各電廠、電業局（公司）負責，各單位對本系統的設備進行巡視檢查時，發現問題應組織技術人員及時處理，并立即報告省調；

14.10.5 影響電能量計量系統正常運行的設備檢修、更換工作必須確保電量數據不丟失。電能量計量系統中參與電量計算的參數、標志的變更，各電廠、電業局（公司）應提前將有關參數書面通知省調。

14.11 電力調度數據網絡的管理

14.11.1 由省調至所轄廠站、地調的電力調度數據網絡以下簡稱省級電力調度數據網，各地調負責各自管轄范圍內的電力調度數據網絡，以下簡稱地區電力調度數據網；

14.11.2 省調負責省級電力調度數據網設備技術參數的制定、配置；各地調負責所轄范圍內地區電力調度數據網設備技術參數的制定、配置；

14.11.3 電力調度數據網絡設備實行屬地化管理，各電業局（公司）、發電廠負責其屬地范圍內各級電力調度數據網本地節點設備的運行維護管理；

14.11.4 新接入省級電力調度數據網的節點、設備和應用系統，須做好接入方案，經省調批準后實施；

14.11.5 新接入地區電力調度數據網的節點、設備和應用系統，須做好接入方案，經相應地調批準后實施，并報省調備案。

14.12

電力二次系統的安全防護管理

14.12.1 電力二次系統是指各級電力監控系統、調度數據網絡（SPDnet）、各級管理信息系統(MIS)和電力數據通信網絡（SPTnet）構成的系統；

14.12.2 各電業局（公司）、發電廠電力二次系統的安全防護方案必須經過上級主管部門的審查、批準。在電業局（公司）、發電廠應用系統無法滿足安全防護要求時，不允許接入調度數據網絡，只能采用專用通道等非網絡連接方式與省調通訊。

14.13 廠站調度自動化設備的計劃和臨時停運管理

14.13.1 省調調度管轄廠站調度自動化設備的計劃停運，應提前2個工作日以書面申請方式報省調批準方可實施；

14.13.2 省調調度管轄廠站調度自動化設備的臨時停運，應及時以電話方式上報省調自動化管理部門提出申請，經省調自動化管理部門許可后方可實施，并應在事后2個工作日內向省調自動化管理部門補辦書面申請以備案。

14.14 輸電線路或通信設備檢修等，如影響省調調度自動化通道時，由其通信管理部門提出受影響的廠站名單并以書面形式提前報告省調，經同意后方可進行。通道恢復時，應及時通知省調。

第十五章 電力調度通信運行管理

15.1

四川電力調度通信系統是四川電力通信網的重要組成部分，是電網調度自動化和管理現代化的基礎，是確保電網安全、優質、經濟運行的重要手段。四川電網內的電業局（公司）、并網電廠、變電站、開關站、換流站通信系統的建設、運行、維護 29 和管理必須遵守本規程，接入四川電力通信網的設備和電路必須遵守本規程。

15.2 調度通信系統：是由各級調度通信電路組成的通信系統，包括各級調度機構至其管轄的變電站、開關站、相關電廠、聯網線路的主備用通信電路、設備、設施和應急調度通信電話。

15.2.1 調度通信電路：是各級調度機構至其管轄的下級調度單位之間的主備通信電路，包括省級調度通信電路和地區級調度通信電路；

15.2.2 省級調度通信電路：是省調至各調度單位（即地調、所轄并網電廠、220kV及以上變電站、開關站）及各調度單位之間的主備通信電路，包括調度電話、自動化信息、復用安控保護信息、穩定監錄信息、繼電保護故障錄波信息、電網運營管理信息、生產例會及服務于電網生產行政管理的通道和租用電路。

15.3

調度通信電路的管理 15.3.1 調度通信電路的管理原則

15.3.1.1四川電網調度通信電路實行屬地化管理原則，投入使用的調度通信電路，均由屬地管理單位實施運行維護和檢修消缺；

15.3.1.2調度通信電路必須經過竣工驗收后方可接入使用；

15.3.1.3省級調度通信電路的竣工驗收須經省調專業歸口管理部門及相應運行維護單位簽字認可；

15.3.1.4調度通信電路的調度電話（包括作為應急使用的公網市話單機）必須進行可靠、清晰的錄音，錄音資料至少要保存90日。

15.3.2 調度通信電路的組織原則 15.3.2.1新投運的省級調度通信電路，應具備不同路由的主備傳輸通道（不包括公網市話），主備通道能自動切換；

15.3.2.2省級調度通信電路的調度電話由省級調度通信專網提供，省級調度通信專網外電話不得撥打專網內的調度電話；各調度運行單位必須組織公網市話作為專用應急通信手段，公網市話單機應直接安放于調度現場；

15.3.2.3省級調度通信電路的組織應盡可能使用省級通信干線，需要使用地區級通信線路時，各級調度通信部門須積極配合，提供相關電路的運行資料，并確保其暢通，經調用的地區級通信電路，應按省級調度通信電路的要求進行管理和考核。

15.3.3 調度通信電路的調度、方式管理

15.3.3.1省級調度通信電路由省調實行統一調度、歸口管理；

15.3.3.2地區級調度通信電路由各電業局（公司）地調實行統一調度、歸口管理；

15.3.3.3四川電網調度通信指揮專用電話（包括運行維護單位調度通信的值班電話）為3000號，該電話必須保證24小時有人接聽；

15.3.3.4 省級調度通信電路的運行方式按年編制下達，電路的投入、退出、調配以臨時運行方式下達；

15.3.3.5 省級調度通信電路的運行方式主要內容包括：上的運行總結；新設備、電路的投產計劃；主要通信站、電路、設備的檢修計劃；省級調度通信電路的路由清單和自動切換方式；運行中出現的主要問題及整改建議；

15.3.3.6 各電業局（公司）地調、發電廠不得擅自改變省級調度通信的運行方式，在組織區域通信電路時，如有可能影響省級調度通信電路的安全運行，必須事前向省調匯報，并制定相應的方案，經省調認可后方可實施。

15.3.調度通信電路的運行、檢修管理

15.3.4.1調度通信電路應具備必要的監視手段，各運行維護單位應隨時監視調度通信電路的運行情況，嚴格執行電力行業的有關規程、規定，建立健全設備的定期檢查、30 檢驗和消缺制度；

15.3.4.2各電業局（公司）地調、發電廠應在每月10日前向省調通信管理部門報送上月的通信運行月報，月報的內容和統計按有關規程、規定執行；

15.3.4.3調度通信電路、設備的檢修原則：具備主備功能的電路、設備檢修時，不得中斷調度通信使用；不具備主備功能的電路、設備檢修時，原則上與一次系統檢修同步進行；

15.3.4.4各電業局（公司）地調、發電廠應在每年11月底制定下一的調度通信電路的檢修計劃，并報送省調，省調根據通信網的具體情況進行審核后于年底前下達；

15.3.4.5省級調度通信電路的檢修必須經省調批準后方可實施，計劃檢修須提前48小時向省調通信管理部門申請，計劃檢修不能按期完工的，應在批準的完工時限內辦理延期手續；

15.3.4.6 調度通信電路必須按規定進行定期巡檢和消缺；

15.3.4.7 復用保護、安控通信電路運行檢修管理，按照復用保護、安控的相關規程執行； 15.3.4.8 在進行調度通信電路運行維護、檢修消缺時，必須按規定做好相應的安全措施； 15.3.4.9 各運行維護管理單位應配備調度通信電路運行、維護、檢修、消缺必須的儀器儀表和備品備件，并建立相應的管理制度。

15.3.調度通信電路的故障管理

15.3.5.1調度通信電路發生故障中斷后，應立即投入備用電路，必要時采取臨時應急措施（如中轉、短接等）首先恢復調度通信電路，再進行故障搶修和分析；

15.3.5.2調度通信電路搶修時，應按先干線后支線、先重要電路后次要電路的順序依次進行；

15.3.5.3 調度通信電路發生故障中斷后，通信人員應及時通知有關用戶，說明故障影響的范圍、應急措施，同時向主管部門匯報，省級調度通信電路必須向省調匯報，并做好記錄；

15.3.5.4 在電路搶修時采取的臨時措施，故障消除后應及時恢復；

15.3.5.5 調度通信電路的故障評價分為事故、障礙兩種，按《電力系統通信管理規程》的要求均應列入電力故障統計，逐級上報；

15.3.5.6 為了迅速、準確地處理故障，各級運行維護單位應制定故障處理程序和事故搶修預案。

15.3.6 調度通信系統的新設備投運管理 15.3.6.1 并網電廠、用戶變電站接入四川電力調度通信系統，必須符合電力通信系統的技術、接口規范，提前90日向省調提供擬接入設備的型號、技術參數，并辦理《四川電力通信網新設備（電路）入網申請書》；

15.3.6.2 并網電廠、用戶變電站的業主辦理《四川電力通信網新設備（電路）入網申請書》

的主要內容：

a）擬接入設備的技術指標； b）擬接入設備的接口方式；

c）使用四川電力通信系統資源的申請。

15.3.6.3 新設備投運前應按《新設備加入系統運行申請書》的要求辦理新設備投運申請，新設備投運前必須具備的條件： a）設備入網手續辦理完畢；

b）通信設備已通過驗收，質量符合入網技術規范和安全運行要求； c）已明確通信設備的運行維護管理責任； d）調度通信電路暢通，達到投運要求。

15.3.7

微波、載波頻率資源管理

15.3.7.1微波頻率資源由省調協助無線電管理委員會進行規劃和管理，微波頻率的申請需經省調審核；

15.3.7.2 微波站內安裝系統外無線發射設備必須報省調批準；

15.3.7.3 載波頻率管理：220kV及以上電網載波頻率由省調統一規劃和安排，110kV及以下電網載波頻率由各電業局（公司）地調進行規劃和管理，低電壓等級電網的載波頻率不得干擾高電壓等級電網載波頻率，當載波頻率發生相互干擾沖突時，低電壓等級服從高電壓等級。

15.4

通信專業與相關專業的工作界面劃分 15.4.1 通信與自動化專業工作界面劃分

15.4.1.1省調、地調中心站機房：通信與自動化專業的工作界面為通信與自動化專業直接相連的自動化端配線架（包括：VDF、DDF、ODF配線架），自動化端配線架及線纜（包括光纜）接頭由自動化專業負責，自動化端配線架出口至通信專業的電纜（或2M同軸線和光纜）由通信專業負責；

15.4.1.2電廠、變電站及其他機房：通信與自動化專業的工作界面為通信與自動化專業直接相連的通信端配線架（包括：VDF、DDF、ODF配線架），通信端配線架及線纜（包括光纜）接頭由通信專業負責，通信端配線架出口至自動化的電纜（或2M同軸線和光纜）由自動化專業負責；

15.4.1.3放置于通信機房內，專用于自動化專業的路由器、協議轉換器由自動化專業負責。15.4.2 通信與保護專業工作界面劃分

通信與保護專業的工作界面劃分原則為通信與保護專業直接相連的通信端配線架（包括：VDF、DDF、ODF配線架）。復用保護、安控通道電路的工作界面具體劃分按《四川電力系統復用保護、安控載波通道運行管理檢修規程》和《四川電力系統復用保護、安控光纖通道運行管理檢修規程》執行。

第十六章

水電站水庫的調度管理

16.1 水電站水庫調度的任務

16.1.1 在確保樞紐工程安全的前提下，合理利用水力資源，充分發揮水庫的綜合效益； 16.1.2 滿足電網的安全、穩定及經濟運行要求。16.2 水庫控制運用的基本原則

16.2.1 水電站水庫的設計參數及指標不得任意改變，如需改變，應按有關規定報批； 16.2.2 在汛期，汛限水位以上的防洪庫容以及洪水調度運用服從有管轄權的防汛指揮機構的統一調度指揮，汛限水位以下庫容服從省調統一調度指揮；

16.2.3水電廠水工建筑物、設備安全及上下游綜合利用要求由水電廠負責，如需省調配合，由水電廠向省調提出申請；

16.2.4日周調節及徑流水電站應做好水情預報，在允許的范圍內承擔部分調峰任務； 16.2.5 有季調節及以上能力的水庫，在供水期初保持高水位計劃用水，汛前騰空庫容，但最低水位不得低于死水位(多年調節水庫原則上不低于年消落深度)，汛期根據汛情提前大發，汛末利用后期洪水盡量蓄到正常高水位，供水期應多承擔電網的調峰、調頻和事故備用任務；

16.2.6 梯級水電站水庫群之間的調度運行應相互協調，既保證各梯級水電站的經濟效益，又保證滿足電網運行要求，當水情發生重大變化時，上游水電站應向下游水電站 32 及時提供最新的水情信息；

16.2.7 在多沙河流上的水庫要正確處理發電和排沙保庫的關系。16.3 水庫調度的職責

16.3.1 水電廠應建立水庫調度專職機構，健全規章制度，配備專業技術人員，加強水庫調度管理，提高水庫綜合利用效益。

16.3.2 水庫運用主要參數指標及基本資料管理

16.3.2.1水電廠并網發電前應向省調提供水庫運用主要參數指標及基本資料； 16.3.2.2 水庫運用主要參數指標包括：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庫容，水電站裝機容量、發電量、保證出力及相應保證率，設計通航流量及其它綜合利用要求等；

16.3.2.3 水庫運用主要基本資料包括：庫容曲線、設計洪水、徑流資料、泄流曲線、水輪發電機組特性曲線、下游水位流量關系曲線、引水系統水頭損失曲線、上游庫區及下游河道資料等；

16.3.2.4水電廠必須具備齊全的水庫設計資料，應將水庫的基本資料匯編成冊，并根據資料的積累和變化情況及時補充和修正。

16.3.3 水文情報及預報 16.3.3.1 水電廠應根據水文預報及調度需要布設水文情報站網，水文情報站調整應報省調備案，應進行與水庫水量平衡有關的水文觀測計算，其精度應符合國家有關規定；

16.3.3.2水電廠必須開展水文預報，預報方案應符合預報規范要求，應按規定向省調及其它有關部門報汛，并充分利用各種通信設施，保證水文信息傳遞及時準確。

16.3.4水情自動測報及水調自動化系統

16.3.4.1水電廠應建設水情自動測報系統，實現水庫流域實時雨水情自動收集，為提高水電廠經濟運行水平和保證水庫上下游防洪安全服務；

16.3.4.2 裝機容量在100MW及以上的水電廠或流域梯級控制機構應建立水調自動化系統，并與四川電網水調自動化系統聯網；

16.3.4.3 水電廠應建立水情自動測報及水調自動化系統運行維護管理規程，并設置專職人員維護管理，確保系統安全、可靠、穩定運行，系統建設、改造、升級方案必須報省調審查；

16.3.4.4 與四川電網水調自動化系統聯網的水電廠水情自動測報系統出現故障時，應及時向省調通報，因水情自動測報系統檢修、設備維護可能造成測報系統停運時，應經省調許可。

16.3.5 水庫調度聯系制度

16.3.5.1 水電廠應在每年10月底前編制下一水庫控制運用計劃，并上報省調，每月20日前向省調報下個月發電計劃建議；

16.3.5.2 水電廠每日10時前向省調報當日8時上、下游庫水位、入庫流量及泄流量，前一日的發電量、棄水損失電量、入庫流量、發電流量、泄流量、出庫流量及流域平均降雨量，預計后一日平均入庫流量、發電量及電廠可調出力；

16.3.5.3水電廠每月第一個工作日前應填報水電調度月報，以傳真或電子郵件形式報省調，并以郵寄方式向省調報送，每年1月31日前上報上水庫調度總結、水情自動測報系統運行總結和水調自動化系統運行總結。

第十七章

電網運營調度管理

17.1 省調負責與并入四川電網的發電廠（網）以及220kV用戶變電站簽訂《并網調度協議》。

17.2

簽訂《并網調度協議》的條件

17.2.1 發電廠（網）已經與省電力公司簽訂《購售電合同》；

17.2.2 220kV用戶變電站已經與屬地電業局（公司）簽訂《高壓供用電合同》； 17.2.3 發電廠（網）以及220kV用戶變電站已于計劃并網的90日前向省調提供電網調度運行潮流、穩定計算和繼電保護整定計算所需的技術資料與圖紙（包括水庫部分）；

17.2.4 發電廠（網）以及220kV用戶變電站正常生產運行的條件均符合電力行業的有關規程和規定。

17.3 省調負責各發電廠（網）、電業局（公司）的關口設置和管理

17.3.1 關口設置的原則：發電廠（網）的關口設置在產權分界點、電業局（公司）的關口設置在潮流的送端；

17.3.2 各發電廠（網）、電業局（公司）每年須在第一季度的最后一周向省調上報各自的關口情況，如關口沒有變化，應上報無變化；

17.3.3 關口的臨時變化，須立即上報省調。17.4

發電廠（網）的考核結算

17.4.1 省調負責對發電廠（網）的考核結算；

17.4.2 對各發電廠（網）進行電量考核結算的依據是省調下達給各發電廠（網）的日發電調度計劃曲線（包括修改后的臨時調整曲線）；

17.4.3 各發電廠（網）以四川電網電能量自動采集計量系統采集的數據作為實際上網電

量，考核辦法按相關規定執行。

17.5 電業局（公司）的考核結算

17.5.1 省調負責對各電業局（公司）的考核結算；

17.5.2 各電業局（公司）以四川電網電能量自動采集計量系統采集的數據（在關口采集系統未完善的情況下，以現行各電業局（公司）上報的并經省調核實的實際網供電量）作為實際網供電量，考核辦法按相關規定執行；

17.5.3 在電力電量能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷預測的準確率，考核依據是電業局（公司）上報的日負荷預測曲線；

17.5.4 在電力電量不能滿足用電需求時，考核各電業局（公司）負荷控制力度，考核依據是省調下達給各電業局（公司）的計劃用電曲線（包括臨時調整曲線）。

17.6 省調根據相關規定負責實施和省外的計劃外臨時電力電量交易。

第十八章

電網運行情況匯報

18.1 電力生產運行情況匯報規定

18.1.1 每日6時以前，各地調、發電廠須將本網（廠）前一日電力生產運行日報傳送至省調并保證報送數據的準確性，如傳送不成功，應于7時前通過電話報省調；

18.1.2 電力生產運行旬報的統計報送，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；

18.1.3 電力生產運行月報的統計報送，正常應以次月第三日的12時為準，如遇節假日，可順延至第三個工作日的12時；

18.1.4 電力生產運行月度計劃的統計報送，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。

18.2

重要事件匯報規定

18.2.1 在系統發生重要事件時，各地調、發電廠、變電站值班人員應及時向省調值班調度員如實匯報。

18.2.2 重要事件分類

18.2.2.1電網：電網解列、振蕩，電網頻率、電壓異常，220kV及以上電網設備故障、缺陷或超穩定限額運行，由于電網事故造成重要用戶停、限電或大面積停電等；

18.2.2.2廠站：機爐設備、220kV及以上電網設備、廠站用電設備故障或缺陷等； 18.2.2.3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； 18.2.2.4 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的事件；

18.2.2.5 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；

18.2.2.6 經確認因調度系統人員責任打破安全記錄。18.2.3

重要事件匯報的主要內容（必要時應附圖說明）18.2.3.1 事件發生的時間、地點、背景情況；

18.2.3.2 事件經過、保護及安全自動裝置動作情況； 18.2.3.3 重要設備損壞情況、對重要用戶的影響； 18.2.3.4 電網恢復情況等。

18.3

其它有關電網調度運行工作匯報規定

18.3.各地調、發電廠、變電站在實行新調度規程或現場規程時，及時將新調度規程或現場規程報省調備案。

18.3.2

發生重大事故的單位應在事故后5個工作日內將事故情況書面報告傳真至省調，并在事故分析會后向省調報送事故分析報告。

18.3.3

每年1月底前，各地調向省調報送 18.3.3.1 地調調度科上一工作總結；

18.3.3.2 上一調度系統人員（含縣調）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）；

18.3.3.3 地調調度科人員名單。

第五篇：《山東電力系統調度管理規程》定稿

山 東 電 力 系 統

調

度 管 理 規

山東電力集團公司 二OO九年九月

程

目 錄

第一章 總 則....................................................................1 第二章 調度管理.................................................................3 第一節 調度管理任務.........................................................3 第二節 調度管理基本原則..................................................4 第三節 調度匯報制度.........................................................6 第四節 調度應急管理.........................................................8 第三章 調度設備管轄范圍劃分原則...................................9 第四章 系統運行方式編制和管理.....................................11 第一節 系統運行方式管理................................................11 第二節 運行方式編制................................................11 第三節 月、日調度計劃編制............................................12 第四節 特殊時期保電措施編制.........................................13 第五章 設備檢修調度管理................................................14 第一節 檢修計劃管理.......................................................14 第二節 檢修申請管理.......................................................14 第六章 新設備啟動投產管理............................................18 第一節 新建輸變電設備啟動投產管理..............................18 第二節 新建發電機組啟動并網管理.................................19 第七章 系統頻率調整及有功管理.....................................23 第一節 發電出力管理.......................................................23 第二節 負荷管理...............................................................24 第三節 頻率（聯絡線）調整............................................25 第四節 自動發電控制系統（AGC）調度管理.....................25 第八章 系統電壓調整及無功管理.....................................27 第一節 系統無功管理.......................................................27 第二節 系統電壓調整.......................................................27 第三節 自動電壓控制系統（AVC）調度管理.....................29 第九章 調度操作管理.......................................................31 第一節 操作一般原則.......................................................31 第二節 操作制度...............................................................34 第三節 基本操作規定.......................................................35 第十章 電力系統事故及異常處理.....................................41 第一節 事故處理一般原則................................................41 第二節 頻率異常處理.......................................................44 第三節 電壓異常處理.......................................................46 第四節 主要設備事故處理................................................47 第五節 電網解、并列事故處理.........................................54 第六節 系統振蕩事故處理................................................54 第七節 通信、自動化系統異常時有關規定及事故處理....57 第十一章 機網協調管理....................................................59 第十二章 繼電保護調度管理............................................61 第十三章 安全自動裝置管理............................................64 第十四章 調度自動化系統管理............錯誤！未定義書簽。第十五章 調度通信系統管理............................................69

附錄一 調度術語示例.......................................................71 附錄二 省調管轄設備編號原則.........................................77 附錄三 輸電線路持續允許電流、功率..............................79 附錄四 省調調度員職責及相關制度.................................80

第一章 總則

第一章

總

則

第1條 為規范電力系統調度管理，保障電力系統安全、優質、經濟運行，維護發電、供電、用電各方的合法權益，特制定本規程。

第2條 本規程依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電網運行準則》及電力行業有關標準，遵照上級調度規程規定制定。

第3條 山東電力系統運行實行統一調度、分級管理的原則。

第4條 山東電力調度中心接受國家電力調度通信中心（以下簡稱國調）和華北電力調度通信中心（以下簡稱網調）的調度管理。

山東電力系統設置三級調度機構，即省、地區（市）、縣（市）調度機構（以下簡稱省調、地調、縣調）。各級調度機構在調度業務工作中是上下級關系，下級調度機構必須服從上級調度機構的調度。

第5條 調度機構是電力系統運行的組織、指揮、指導和協調機構，各級調度機構分別由本級電網經營企業直接領導。調度機構既是生產運行單位，又是職能管理機構，在電力系統運行中行使調度權。

第6條 凡并入山東電力系統的各發電、供電（超高壓公司）、用電單位，必須服從調度機構的統一調度管理，遵守調度紀律。各級調度機構按照分工在其調度管理范圍內具體實施調度管理。

第7條 山東電力系統各級調度機構值班人員，變電站、操作隊、監控中心運行人員（以下簡稱變電運行人員），山東電力系統調度管理規程

發電廠值長（單元長、機組長）及電氣運行人員統稱調度系統運行值班人員，必須熟悉并嚴格執行本規程；有關領導、技術人員也應熟悉并遵守本規程。

第8條 本規程的解釋權屬山東電力調度中心。

第二章 調度管理

第二章

調度管理

第一節 調度管理任務

第9條 電力系統調度管理的任務是組織、指揮、指導和協調電力系統的運行，保證實現下列基本要求：

1、按照電力系統的客觀規律和有關規定，保證電力系統安全、穩定、可靠、經濟運行。

2、調整電能質量（頻率、電壓和諧波分量等）指標符合國家規定的標準。

3、遵循資源優化配置原則，充分發揮系統內的發、輸、供電設備能力，最大限度地滿足經濟社會和人民生活用電需要。

4、按照“公開、公平、公正”的原則，依據有關合同或協議，維護發電、供電、用電等各方的合法權益。

第10條 調度機構的主要工作：

1、接受上級調度機構的調度指揮。

2、對所轄電力系統實施專業管理和技術管理。

3、指揮調度管轄范圍內設備的操作；指揮電網的頻率、區域控制偏差（ACE）和電壓調整；指揮電力系統事故處理。

4、負責組織編制、執行電網運行方式和月、日調度計劃，并對執行情況進行監督、考核；執行上級調度下達的跨省聯絡線運行方式和檢修方式。

5、負責電力系統的安全穩定運行及管理，組織穩定計算，編制電力系統安全穩定控制方案，參與事故分析，提出改善安全穩定的措施，并督促實施。

6、負責所轄電力系統的繼電保護及安全自動裝置、自動

山東電力系統調度管理規程

化和通信系統的運行管理。

7、負責新建機組的并網管理，簽訂并網調度協議；負責機組退出調度運行管理。

8、負責發電廠的機網協調管理。

9、負責調度系統的應急管理；負責編制黑啟動方案，并組織黑啟動試驗。

10、負責調度系統有關人員的持證上崗管理和業務培訓工作。

11、負責電網經濟調度管理，編制經濟調度方案，提出降損措施，并督促實施。

12、參與電網規劃編制工作，參與電網工程設計審查工作。

13、參與編制本網年、月發供電計劃和技術經濟指標。

14、行使電力行政管理部門或上級調度機構授予的其他職權。

第二節 調度管理基本原則

第11條 下列人員需經培訓、考試，并取得《調度運行值班合格證書》，方可上崗，進行電力調度業務聯系：

1、發電廠值長（單元長、機組長）、電氣（集控）班長。

2、變電站（操作隊、監控中心）站（隊）長、值班員。

3、各級調度機構值班調度員。

第12條 值班調度員必須按照規定發布各種調度指令。所謂調度指令，是指上級值班調度員對調度系統下級運行值班人員發布的必須強制執行的決定，包括值班調度員有權發布的一切正常操作、調整和事故處理的指令。

第13條 省調值班調度員在調度關系上受上級調度機4

第二章 調度管理

構值班調度員的指揮，并負責正確執行上級調度機構的調度指令。省調值班調度員為省調調度管轄范圍內系統的運行、操作和事故處理的指揮人，所屬地調值班調度員、發電廠值長、變電運行人員，在調度關系上受省調值班調度員的指揮。省調值班調度員直接對調度范圍內的運行值班人員發布調度指令，并對指令的正確性負責。地調值班調度員及廠站值班員對其執行指令的正確性負責。

第14條 任何單位和個人不得干預調度系統運行值班人員發布和執行調度指令，不得無故不執行或延誤執行上級值班調度員的調度指令。當發生無故拒絕或延遲執行調度指令、違反調度紀律的行為時，應依據有關法律、法規和規定追究受令人和所在單位的責任。

第15條 各級領導人發布的指示如涉及到值班調度員的權限時，必須經值班調度員許可方能執行（現場事故處理規程中有規定者除外）。各級領導人發布的一切有關調度業務的指示，應通過調度機構負責人轉達給值班調度員；值班調度員直接接受和執行指示時，應迅速報告調度機構負責人。

第16條 未經值班調度員許可，任何單位和個人不得擅自改變其調度管轄設備狀態。對危及人身和設備安全的情況按廠站規程處理，但在改變設備狀態后應立即向值班調度員匯報。

第17條 網調調度設備狀態改變前后，現場運行值班人員應及時向省調值班調度員匯報。網調管理設備，在操作前應征得網調許可，操作后應及時向網調匯報。網調和省調雙重調度設備，雙方均可操作，操作前后均要通知對方。

第18條 對于地調代管設備、省調許可設備，地調在操作前應向省調申請，在省調許可后方可操作，操作后向省調

山東電力系統調度管理規程

匯報。

第19條 緊急需要時，省調值班調度員對地調負責操作的設備可以越級發布調度指令，受令單位應當執行，并迅速通知地調值班調度員。

第20條 進行調度業務聯系時，必須使用普通話及調度術語，互報單位、姓名，嚴格執行下令、復誦、錄音、記錄和匯報制度。受令單位在接受調度指令時，受令人應主動復誦調度指令并與發令人核對無誤；指令執行完畢后應立即向發令人匯報執行情況。

調度術語示例見附錄一。

第21條 各級運行值班人員在接到上級調度機構值班調度員發布的調度指令時或者在執行調度指令過程中，認為調度指令不正確，應當立即向發布該調度指令的值班調度員報告，由發令的值班調度員決定該調度指令的執行或者撤銷。如果發令的值班調度員堅持該指令時，接令運行值班人員應立即執行，但是執行該指令確將危及人身、電網或者設備安全時，運行值班人員應當拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及改正指令內容的建議報告發令的值班調度員和本單位直接領導人。

第22條 廠站運行值班人員接到兩級調度互相矛盾的調度指令時，應報告上級值班調度員，如上級值班調度員堅持該指令時應按上級調度指令執行，并向下級值班調度員說明。

第三節 調度匯報制度

第23條 各地調調度員和發電廠值長，接班后一小時內向省調值班調度員匯報重要操作、重大設備異常、惡劣天氣6

第二章 調度管理

情況等，同時省調值班調度員應將運行方式變化及重大異常運行情況告知有關單位。

第24條 省調管轄及許可設備發生異?；蚴鹿蕰r，地調調度員、發電廠值長、變電運行人員，須立即匯報省調值班調度員。省調值班調度員應按照規定向上級調度和有關領導匯報。

第25條 遇下述情況之一者，省調值班調度員應立即報告網調值班調度員： 1、300MW及以上機組故障跳閘。

2、統調發電廠全停。

3、電網解列成兩部分或多部分。

4、大面積停電或極重要用戶停電。

5、發生穩定破壞事故。

6、重大人身傷亡事故。

7、重要設備嚴重損壞。

8、發電廠水淹廠房事故、水電廠垮壩事故。

第26條 地調、發電廠管轄設備遇下列情況之一者，應立即報告省調值班調度員：

1、重要發供電設備損壞或遭受較大的破壞、盜竊。

2、發生人身傷亡或對重要用戶停電。3、220kV變壓器、線路非計劃停運或故障跳閘。4、220kV任一段母線故障跳閘。

5、電網損失負荷（包括事故甩負荷、安全自動裝置動作切負荷和限電、事故拉路）。

6、地區電網發生功率振蕩和異步振蕩。

7、調度管轄范圍內發生誤調度、誤操作事故。

8、發電廠水淹廠房事故、水電廠垮壩事故。

山東電力系統調度管理規程

9、預報有災害性天氣或天氣突然變化。

第27條 調度員值班期間，不得離開調度室，如必須離開時，應經領導同意，由具有值班資格的人員代替。發電廠值長離開值班室時，應指定有調度聯系資格的專人負責調度聯系，并事先報告值班調度員。

第四節 調度應急管理

第28條 調度應急管理遵循預防為主、統一指揮、迅速響應、分級負責、保證重點的原則。

第29條 為了保證應急機制有效運轉和應急預案有效執行，各級調度機構應成立相應的應急組織機構并明確職責。應急組織機構人員名單和聯系方式報上級調度機構備案。

第30條 調度機構應建立應對突發事件的工作機制，編制相應工作預案，并報上級調度機構備案。預案內容包括組織機構、應急預案啟動和解除條件的判定、工作流程、人員到位要求、向公司應急領導小組和上級調度機構的報告程序等。

第31條 調度機構應組織相關應急培訓和應急預案演練，調度系統運行值班人員應熟悉有關應急預案的措施和要求。調度機構每年至少組織一次聯合反事故演習，相關廠站按照調度機構要求參加聯合反事故演習。

第32條 調度機構根據電網發展變化情況編制并及時修訂黑啟動方案。黑啟動方案包括研究方案、試驗方案和調度操作方案。黑啟動方案必須得到電網經營企業的批準，并報上級調度機構備案。

第33條 調度機構按照規定編制并及時修訂調度管轄范圍內的典型事故處理預案。發電廠和變電站制定全廠（站）停電預案和保廠（站）用電方案并報所轄調度機構備案。第三章 調度設備管轄范圍劃分原則

第三章

調度設備管轄范圍劃分原則

第34條 山東電力系統設備按照調度管轄劃分為網調調度、省調管轄、地調管轄、縣調管轄設備。

第35條 網調調度設備為跨省聯絡線及相關設備。網調與省調調度分界設備定為網調與省調雙重調度設備。

第36條 省調管轄設備劃分原則

山東電力系統內，除上級調度機構管轄外的以下設備為省調管轄設備：

1、單機容量50MW及以上的發電機組。

2、主要發電廠的主要設備（500kV變壓器、母線，單元接線的220kV升壓變壓器，接有600MW及以上單機的220kV母線，接有機組容量600MW及以上的重要220kV母線，無功補償設備）。

3、裝機容量超過10MW的并網風電場。4、500kV變電站的主要設備（主變、母線、無功補償設備）。5、220kV變電站中存在穩定問題的220kV母線和出線6條及以上的重要220kV母線。6、500kV線路，跨地區（供電區）的220kV線路。

7、省調管轄設備配置的繼電保護、安全自動裝置以及有關的自動化、通信設備；機組涉網保護以及有關的調節控制系統。

省調管轄設備中，運行狀態變化對華北主網或鄰網的安全穩定運行和繼電保護配合產生較大影響的設備，列為網調管理設備，山東電力系統內網調管理設備由網調規程確定。

省調管轄設備中，狀態變化對系統運行方式影響不大的 山東電力系統調度管理規程

發、輸電設備，可委托地調代管。如：部分發電廠設備，風電場，部分跨地區的220kV線路。

第37條 地調管轄設備劃分原則

地區電網內非省調管轄的主要發、輸、變電設備。地調管轄設備中，其操作對省調管轄范圍內的發、輸、變電設備或對系統運行方式有較大影響的，列為省調許可設備。

第38條 縣調管轄設備原則在地區電力系統調度規程中明確。

第39條 發電廠廠用電設備及熱電廠的供熱設備，由各廠自行管理。第四章 系統運行方式編制和管理

第四章

系統運行方式編制和管理

第一節 系統運行方式管理

第40條 根據調度管轄范圍，調度機構負責編制系統的運行方式、月度調度計劃、日調度計劃、特殊時期(含節假日)保電措施。

運行方式、月度調度計劃、特殊時期(含節假日)保電措施須經相應公司分管領導批準，日調度計劃由相應調度機構領導批準。

第41條 編制系統運行方式應遵循電網安全、優質、經濟運行原則，并滿足下列要求:

1、滿足《電力系統安全穩定導則》的要求，當電網發生N-1故障時，能保證電網安全穩定運行。

2、能迅速平息事故，避免事故范圍擴大，最大限度保證重要用戶的連續可靠供電。

3、短路電流不超過開關的額定遮斷電流。

4、具有足夠的備用容量。

5、電能質量符合相關標準。第42條 發電廠、地區電網的正常結線應與主網的正常結線相適應。發電廠的正常結線應保證發電廠的安全運行，特別是廠用電系統的可靠性。地區電網的正常結線應首先保證主網的安全。

第二節 運行方式編制

第43條 運行方式的主要內容包括：

1、上電網運行情況總結。山東電力系統調度管理規程

2、本新建及擴建設備投產計劃。

3、本電網分月電力平衡分析（包括負荷預測，發電預測，外網受、售電計劃），調峰能力分析。

4、本發輸電設備檢修計劃。

5、電網結構變化、短路分析及運行結線方式選擇。

6、電網潮流計算分析。

7、電網穩定計算分析。

8、無功電壓和網損管理分析。

9、安全自動裝置配置和低頻、低壓自動減負荷整定方案。

10、系統安全運行存在問題及措施。

第三節 月、日調度計劃編制

第44條 月度調度計劃的主要內容包括:

1、電力平衡方案。

2、發輸變電設備檢修計劃。

3、新設備投產計劃。

4、重大檢修方式下的電網分析及措施。

5、聯絡線送、受電計劃。

第45條 日調度計劃的主要內容包括：

1、全網、地區電網預計負荷和負荷限額。

2、批復的設備檢修申請。

3、聯絡線送、受電計劃。

4、發電廠及電網出力計劃（每日負荷備用容量不小于最大發電負荷的3%，事故備用不小于本系統一臺最大機組的容量，上述備用容量應根據電網結構合理分布，調用應不受系統安全的限制）。

5、開停機方式安排，機組AGC投停計劃。第四章 系統運行方式編制和管理

6、檢修方式出現薄弱環節的潮流分析、反事故措施和有關注意事項。

第四節 特殊時期保電措施編制

第46條 電網特殊時期（含節假日）保電措施應包括電網日調度計劃（含前后各1日）的全部內容，并制定保電預案。山東電力系統調度管理規程

第五章

設備檢修調度管理

第一節 檢修計劃管理

第47條 電力系統內主要設備實行計劃檢修。設備年、月度檢修應從設備健康狀況出發，根據檢修規程所規定的周期和時間進行，使設備經常處于良好狀態，以保證安全經濟發、供電。

第48條 發電廠應在每年10月15日前，向省調報送下發電機組檢修計劃；省調根據電網負荷預測和電力平衡情況，對檢修計劃進行統籌安排，于每年11月15日前，批復下一發電機組檢修計劃。根據《發電企業設備檢修導則》的規定，每臺機組每年只安排一次A、B、C級計劃檢修，D級檢修根據系統運行情況在月度計劃中安排。

電網輸變電設備的計劃檢修按照有關規定執行。第49條 各單位應在每月15日前將次月檢修計劃（包括新設備投產計劃）報省調。省調批準后于月底前5天下達，屬網調調度及管理的設備由網調批準。月度檢修計劃包括網調調度設備、網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備的檢修。

第50條 發電廠的省調許可設備，其檢修計劃由發電廠報所屬地調，地調安排后報省調。

第二節 檢修申請管理

第51條 設備檢修或試驗雖已有計劃，有關單位仍需在開工前履行申請手續。網調調度設備、網調管理設備，在開工前3個工作日12時前向省調提出申請，省調在開工前2個工14

第五章 設備檢修調度管理

作日12時前向網調提出申請，省調在網調批復后通知有關單位。

省調管轄設備、省調許可設備，按管轄范圍在開工前2個工作日12時前向省調提出申請，省調在開工前1個工作日17時前批復申請并通知有關單位。

超高壓、發電廠的檢修工作，涉及省調、地調管轄設備停電的，應向相應地調提交檢修申請，再由地調向省調提出申請。

節日檢修（含節后第一個工作日）應在節前3個工作日12時前向省調提出申請，省調在節前1個工作日12時前批復。

第52條 對于網調調度設備的檢修開工令，若網調值班調度員下達給廠站運行值班人員，廠站運行值班人員應立即匯報省調值班調度員，完工后由受令單位向網調值班調度員匯報，同時匯報省調值班調度員；若網調值班調度員下達給省調值班調度員，省調值班調度員向申請單位下達開工令，完工后申請單位向省調值班調度員匯報，省調值班調度員向網調值班調度員匯報。

第53條 網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備的檢修開工令，由省調值班調度員下達給提申請的發電廠值長、地調值班調度員、超高壓公司生產調度值班員，完工后由受令單位向省調值班調度員匯報。

網調管理設備，在操作前須征得網調值班調度員的許可，在開竣工后省調值班調度員應匯報網調值班調度員。

第54條 地調管轄設備停電，需省調管轄設備配合停電、代用或需將負荷調其他地區電網供電時，也應按照第51條規定執行。

第55條 檢修申請應包括以下內容：停電范圍、檢修性 山東電力系統調度管理規程

質、主要項目、檢修時間、最高（低）出力、降出力數額及原因、緊急恢復備用時間以及對系統的要求（送電時是否需要核相、保護測方向）等。未履行申請及批準手續，不得在設備上工作。

地調代管、省調許可設備，地調在向省調提申請前要對地區電網進行分析，提出運行方式調整及需采取的措施，報省調審核、批準。

第56條 網調調度設備、網調管理設備、省調管轄設備、省調許可設備檢修工作到期不能竣工者，申請單位應按申請程序向省調值班調度員提出延期申請，省調值班調度員向網調值班調度員轉提網調調度設備、網調管理設備的延期申請。

輸變電設備預計提前竣工的，應在竣工前3小時向省調匯報，延期申請應在批準竣工時間前3小時提出。機爐設備延期申請應在批準工期未過半時提出。

第57條 網調調度、網調管理、省調管轄的繼電保護、自動裝置和遠動設備停用、試驗、改變定值，影響發電廠出力的附屬設備及公用系統檢修、消缺等工作，也應按上述有關條款規定執行。

第58條 設備非計劃停運，可隨時向省調值班調度員提出申請，省調值班調度員向網調值班調度員轉提網調調度設備、網調管理設備的非計劃停運申請。

第59條 省調值班調度員有權批準下列臨時檢修項目： 1、8小時內可以完工，且對系統和用戶無明顯影響的檢修。

2、與已批準的計劃檢修配合的檢修（但不得超出已批準的計劃檢修時間）。

第60條 省調批準的設備檢修時間計算：

第五章 設備檢修調度管理

1、發電機組檢修時間從設備斷開，省調值班調度員下開工令時開始，到設備重新投入運行達計劃出力并報竣工或轉入備用時為止。設備投入運行所進行的一切操作、試驗、試運行時間，均計算在檢修時間內。

2、輸變電設備檢修時間從設備斷開并接地，省調值班調度員下開工令時開始，到省調值班調度員得到“××設備檢修工作結束，檢修人員所掛地線全部拆除，人員已撤離現場，現在可以送電”的匯報為止。申請時間包括停、送電操作及檢修時間。

第61條 省調管轄的輸變電設備的帶電作業，須在作業前匯報省調值班調度員，說明帶電作業時間、內容、有無要求，及對保護、通信、遠動的影響，并得到同意，值班調度員應通知有關單位。如帶電作業需持續多日時，應遵循“當日工作，當日結束”的原則。

第62條 發電設備檢修（計劃檢修、非計劃停運及消缺）工作結束前一日12時前應向省調匯報，啟動前應征得值班調度員的同意。山東電力系統調度管理規程

第六章

新設備啟動投產管理

第一節 新建輸變電設備啟動投產管理

第63條 調度機構應參與新建（含擴建或改建）輸變電設備可行性研究、初步設計審查等前期工作。

第64條 對于需接入山東電力系統的220kV及以上電壓等級的發電廠、變電站的輸變電設備，運營單位應在啟動前3個月向省調上報新設備編號建議。省調在新設備啟動前2個月明確調度名稱、調度管轄范圍劃分、電力電量計量點等。

省調管轄設備編號原則見附錄二。

第65條 對于網調調度、省調管轄及省調許可的新設備，運營單位應在啟動前3個月向省調提供書面資料，同時提供有關電子文檔。書面資料應包括：

1、一次系統結線圖。

2、主要設備規范及技術參數。

3、線路長度、導線規范、桿號、同桿并架情況等。

4、繼電保護、安全自動裝置配置及圖紙（原理圖、配置圖、二次線圖、裝置說明書等）。

5、試運行方案、運行規程、主要運行人員名單、預定投產日期等。

在向省調提供資料的同時，也應將有關資料報相關地調。通信線路和通信設備的資料報通信管理部門。

第66條 對于220kV及以上電壓等級的發電廠、變電站的輸變電設備，在啟動前15天由運行單位書面向省調提出啟動措施。其內容包括：啟動日期、啟動范圍、接帶負荷、對電網的要求等。

第六章 新設備啟動投產管理

第67條 相關單位應在新設備啟動前7個工作日，在專用調度管理系統維護新投產設備參數、母線聯結方式等基礎數據，并經省調審核。

第68條 省調應在新設備啟動前5個工作日答復下列問題：

1、運行方式和主變分頭位置，變壓器中性點接地方式。

2、省調調度員名單。

3、繼電保護及安全自動裝置（調試）定值。

第69條 新設備啟動申請應在啟動前3個工作日12時前向省調提出申請，省調提前2個工作日17時前批復。

第70條 提交新設備啟動申請前必須具備下列條件：

1、基礎數據已維護正確并經調度機構審核確認。

2、調度自動化信息接入工作已經完成，調度電話、自動化設備及計量裝置運行良好，通道暢通，實時信息滿足調度運行的需要。

3、啟動、試驗方案和相應調度措施已批準。第71條 新設備啟動前必須具備下列條件：

1、設備驗收合格。

2、所需資料已齊全，參數測量工作已結束。

第72條 新設備投入運行必須核相。設備檢修改造后，如需核相由運行單位在申請中向相應調度機構提出。

第73條 地調管轄的220kV新設備，在向所屬地調申請啟動的同時，也需將設備規范、一次結線、主變分接頭運行位置等主要資料報省調。

第二節 新建發電機組啟動并網管理

第74條 凡要求并網運行的發電機組，不論其投資主體 山東電力系統調度管理規程

或產權歸屬，均應遵照《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》等法律法規的規定，根據調度管轄范圍依法簽訂并網調度協議并嚴格執行。

第75條 發電廠應在機組啟動并網前3個月，向省調提供書面資料和有關電子文檔（外文資料需同時提供中文版本），提出一次設備編號建議。書面資料應包括：

1、一次系統結線圖。

2、主要設備規范及技術參數（抽水蓄能電站應包括水庫資料）。

3、繼電保護、安全自動裝置配置及圖紙資料（原理圖、配置圖、二次線圖、裝置說明書等）。

4、運行規程、主要運行人員名單、預定投產日期等。省調應在機組啟動并網前2個月確定調度名稱，下達調度管轄范圍和設備命名編號。

第76條 發電廠應在機組并網前45天，以公文形式向省調提交機組啟動試運申請書。省調應在收到機組啟動試運申請書后15天內進行批復，申請書至少應包括以下內容：

1、機組名稱和參數。

2、預計機組總啟動日期、要求的機組啟動調試期。

3、調試項目及措施、調試負責人或工作聯系人等。第77條 新建機組具備并網條件后，發電廠應在機組啟動并網前15天提出并網條件驗收申請。省調在收到并網條件驗收申請書5個工作日內答復，驗收工作應在機組啟動并網前5個工作日完成。

第78條 發電廠應在機組啟動前7個工作日，在專用調度管理系統維護新投產機組參數等基礎數據，并經省調審核。

第79條 省調應在機組啟動并網前5個工作日編制完成20

第六章 新設備啟動投產管理

機組啟動并網調度措施，下達啟動調試方案和安全自動裝置定值。

第80條 新建機組啟動并網前應具備以下條件：

1、新建機組配套送出工程（一次和二次設備）的建設、調試、驗收已完成，具備并網機組電力送出的必要網絡條件。

2、發電廠與電網企業簽訂《并網調度協議》等相關合同協議書。

3、取得質檢部門簽發的《機組整套啟動前質量監督檢查報告》，并完成對相關問題的整改。

4、發電廠值長、單元長、電氣班長取得上崗證書，名單已報調度機構。

5、現場規程、保廠用電措施和全廠停電應急預案等資料齊全，并報調度機構。

6、相關調度管理及應用系統安裝完畢，并已接入調度機構。機組數據注冊完畢。

7、新建機組調試大綱、電氣試驗方案、并網調試方案已報調度機構。

第81條 新建機組并網必備條件驗收合格后，應在啟動前3個工作日12時前向省調提出啟動申請，省調提前2個工作日17時前批復。

第82條 啟動試運機組應視為并網運行設備，納入電力系統統一運行管理。與電網運行有關的試驗須經調度機構批準，調度機構根據電網實際情況為并網調試安排所需的運行方式。

第83條 啟動試運機組進入和完成168（72＋24）小時滿負荷試運，發電廠值長均應及時向調度機構值班調度員匯報。山東電力系統調度管理規程

第84條 新建機組移交生產前應完成以下調試試驗項目：

1、發電機組勵磁系統、調速系統、PSS試驗。

2、發電機進相運行試驗。

3、發電機組一次調頻試驗。

4、發電機組AGC試驗。

5、發電機甩負荷試驗。

6、電網要求的其他試驗。

第85條 新建機組完成滿負荷試運后1個月內，應完成第84條規定的所有試驗。試驗完成后，電廠應及時向調度機構提供試驗報告，經調度機構審核確認符合要求，機組方可移交生產。第七章 系統頻率調整及有功管理

第七章

系統頻率調整及有功管理

第一節 發電出力管理

第86條 發電廠應按日發電調度計劃曲線運行，并根據調度指令調整出力。

第87條 省調值班調度員根據系統情況或上一級調度指令，有權修改各發電廠調度計劃曲線。

第88條 發電廠向省調上報月度檢修計劃的同時，應說明各種運行方式下的最大連續出力和最小技術出力，經省調批準執行。當出力變化時，應于前2個工作日12時前向省調提出申請，并經批準。

第89條 運行設備異常等原因使機組最大連續出力和最小技術出力發生臨時變化時，發電廠值長應向省調值班調度員報告改變原因并提出申請。

第90條 省調對非靈活調度發電機組實行計劃管理。非靈活調度發電機組是指發電機組不在已經核定的最大、最小技術出力間靈活調整的，或者需連續運行而不能參與調峰的機組(新建機組并網調試期間、發電機組開停機過程除外)。

不超過30天的短期非靈活調度發電機組，發電廠每月15日前向省調報送次月計劃申請書；超過30天的長期非靈活調度發電機組，發電廠提前3個月以公文形式報送計劃申請書。

第91條 發電廠燃料供應不足時，應向省調提出降出力或停機申請，避免全廠低于最小運行方式或全廠停機。山東電力系統調度管理規程

第二節 負荷管理

第92條 各供電公司應做好本地區負荷預測工作，避免因實際用電負荷與預測負荷偏差較大而造成ACE（頻率）越限、設備過負荷及低電壓運行。

第93條 負荷預測分為負荷預測、月度負荷預測、日負荷預測、節日負荷預測。

地區負荷預測應包括每月最高、最低負荷，在每年10月底前報省調。月度負荷預測應在前1個月20日前報省調。日負荷預測曲線按96點進行編制，在前1個工作日的15時前報省調。

法定節假日3個工作日前上報地區負荷預測曲線，并可每日進行修改上報。節假日最高、最低負荷預測應在10天前報省調。

第94條 各供電公司應于每年一季度末向省調上報經政府主管部門批準的“地調限電拉路序位”、“地調事故拉路序位”和“省調事故拉路序位”。省調應每年修訂“省調事故拉路序位”，并報政府主管部門批準。

第95條 若發電出力不能滿足用電需求，或因發輸電設備計劃檢修造成地區電網供電能力不足，省調在進行電力平衡時，應按照批準的方案分配地區用電限額，各地調按分配的負荷限額控制地區負荷。

第96條 電網實時運行過程中，因發輸電設備故障導致不能滿足用電需求時，省調應向相關地調下達限電或事故拉路指令，明確拉路數額、范圍及執行時間。地調按照限電拉路序位或事故拉路序位立即執行。第七章 系統頻率調整及有功管理

第三節 頻率（聯絡線）調整

第97條 山東電網頻率標準為50赫茲，頻率偏差不得超過±0.2赫茲，正常情況下電網頻率按50±0.1赫茲控制。

第98條 為監視電網頻率，各級調度機構調度室、發電廠控制室、變電監控中心、110kV及以上變電站應裝有數字式頻率表。

第99條 電網頻率及區域控制偏差（ACE）調整由省調值班調度員負責。發電廠值長、地調值班調度員對保證頻率及ACE在規定范圍，與省調值班調度員負有共同責任。

第100條 聯網運行方式下，山東電網按聯絡線功率及頻率偏差（TBC）方式控制。當山東電網與華北主網解列時，由省調負責山東主網的調頻工作，山東電網按定頻率控制（CFC）方式控制。

第101條 負責ACE調整的機組由省調指定，正常情況下由投入AGC功能的機組承擔；特殊情況下可以指定有條件的機組進行人工調整。當機組失去調整能力時，發電廠值長應立即向省調值班調度員匯報。

第102條 省調應嚴格執行跨省聯絡線送受電計劃。由于特殊情況，需要修改次日的聯絡線計劃時，應于當日12時前向網調提出申請。

第四節 自動發電控制系統（AGC）調度管理

第103條 運行的200MW及以上容量的機組必須具備AGC功能，新投產100MW及以上容量的機組必須具備AGC功能，并滿足山東電網機網協調技術要求。

第104條 機組的AGC功能正常投停方式按省調通知執行，值班調度員有權根據電網需要臨時調整。未經調度許可 山東電力系統調度管理規程

（緊急情況除外）不得擅自退出功能或修改控制參數。

第105條 發電廠因設備消缺等原因不能按規定投入AGC功能時，由發電廠值長向值班調度員提出申請，經同意后方可退出。當AGC功能退出后，機組按調度計劃出力曲線接帶負荷。機組AGC功能因故緊急退出，發電廠值長應立即匯報省調值班調度員。

第106條 機組AGC裝置的檢修試驗工作均應履行檢修申請手續。

第107條 發電廠應編寫AGC現場運行規程，并上報省調備案。第八章 系統電壓調整及無功管理

第八章

系統電壓調整及無功管理

第一節 系統無功管理

第108條 省調依據《電力系統安全穩定導則》、《電力系統電壓和無功電力技術導則》和《電力系統電壓質量和無功電力管理規定》，負責220kV及以上電網電壓與無功功率的運行控制及管理。

第109條 為保證電網電壓質量，220kV及以上電壓等級發電廠、500kV變電站的500kV和220kV母線定為省調電壓考核點。

第110條 220kV變電站的220kV母線為省調電壓監測點。

第111條 未列入省調電壓考核點的發電廠、220kV變電站各級母線為地調電壓監測點。

第112條 省、地調按調度管轄分工，根據電網負荷變化和調壓需要對發電廠電壓考核點和電壓監測點編制和下達電壓曲線。電壓考核點和電壓監測點允許變動范圍應符合電壓質量考核標準的要求。

第113條 凡與發、輸、配電設備配套的無功補償設備、調壓裝置、測量儀表等均應與相關設備同步投產。

第二節 系統電壓調整

第114條 調整電壓的原則：

1、調壓方式：在電壓允許偏差范圍內，供電電壓的調整使電網高峰負荷時的電壓值高于電網低谷負荷時的電壓值。

2、電網的無功調整應以分層、分區和就地平衡為原則，山東電力系統調度管理規程

避免經長距離線路或多級變壓器輸送無功功率。

3、無功電源中的事故備用容量，應主要儲備于運行的發電機、調相機和無功靜止補償裝置中，以便在發生因無功不足，可能導致電壓崩潰事故時，能快速增加無功出力，保持電網穩定運行。

第115條 500kV變電站運行值班人員發現500kV母線電壓低于500kV或高于550kV，220kV母線電壓低于220kV或高于242kV時，應立即報告省調值班調度員。

網調確定的電壓監測點，其運行電壓范圍依照網調規定執行。

第116條 220kV變電站220kV母線電壓低于213.4kV或高于235.4kV時，變電站（或監控中心）運行值班人員應立即報告所屬調度值班調度員。

第117條 發電廠和具有無功調整能力的變電站應嚴格按照調度下達的電壓曲線自行調整無功出力，合格調壓范圍為目標值電壓的98%-102%。

1、無功高峰負荷期間，發電機無功要增到考核點電壓達到目標電壓值或按發電機P-Q曲線帶滿無功負荷為止。

2、無功低谷負荷期間，發電機無功要減到考核點電壓降至目標電壓值或功率因數提到0.98以上（或其他參數到極限）。

3、已執行上款規定但考核點電壓仍高達目標電壓值的102%及以上時，100MW以下容量發電機組功率因數要求達到1（自動勵磁調節裝置投運），100MW及以上容量發電機組功率因數要求達到省調規定的進相深度。

4、發電廠可投切的低壓電抗器組，由發電廠電氣運行值班人員根據母線電壓和發電機功率因數按規定自行調整。第八章 系統電壓調整及無功管理 5、500kV變電站電容器組、低壓電抗器組的投切，有載調壓變分接頭的調整，由變電站運行值班人員根據母線電壓按規定自行調整，但操作前后應向省調值班調度員匯報，省調值班調度員應及時記錄。

6、可單獨投切的500kV高抗，省調值班調度員可根據有關規定及電網實際運行情況進行投停操作。

第118條 地調值班調度員要加強對所轄并網地方電廠和變電站無功、電壓的監視、調整，保持變電站母線電壓質量。通過采取調整機組無功出力、投退無功補償設備等措施，保證220kV主變高壓側功率因數高峰時段不小于0.95，低谷時段不大于0.95。

如全部調壓手段用完后，變電站母線電壓質量仍不能滿足要求時，應及時匯報省調值班調度員協助調整。

第119條 變壓器分頭選擇整定按調度管轄范圍分級管理。變壓器運行電壓一般不應高于運行分頭額定電壓的105%。

第120條 電壓調整的主要方法：

1、改變發電機、調相機勵磁，投、停電容器、電抗器。

2、改變變壓器分頭。

3、改變發電廠間及發電廠內部機組的負荷分配。

4、抽水蓄能機組調相運行。

5、開啟、停運機組。

6、改變電網結線方式，投、停并列運行變壓器。

7、限制電壓過低地區的負荷。

第三節 自動電壓控制系統（AVC）調度管理

第121條

省調根據電網安全運行需要確定AVC子站布 山東電力系統調度管理規程

點。

第122條 山東電網AVC系統主站和子站設備均屬省調管轄。省調值班調度員負責AVC子站的投入或退出，發電廠值長負責每臺機組AVC功能的投退。

第123條 安裝AVC子站的發電廠，當子站投入且省調AVC主站處于閉環控制（遙調方式）時，考核點電壓按主站下發的指令調整；當投入本廠就地閉環控制（就地方式）或AVC子站退出運行時，考核點電壓要依照省調下達的電壓曲線調整。

第124條 發電廠和變電站的AVC子站正常應投入運行（自動方式），由省調根據實際情況決定采用遙調或就地方式。

第125條 新（擴、改）建的AVC子站，投入運行前應進行試驗和調試，并將調試試驗報告、現場運行管理細則報省調備案。AVC子站設備定值需報省調審核后執行。

第126條 影響AVC功能的子站設備檢修或更換后，應進行相關的試驗。

第九章 調度操作管理

第九章

調度操作管理

第一節 操作一般原則

第127條 電網倒閘操作，應按調度管轄范圍內值班調度員的指令進行。如對省調管轄的設備有影響，操作前應通知省調值班調度員。省調管轄設備的操作，必須按省調值班調度員的指令進行，省調委托地調代管設備、省調許可設備的操作，地調值班調度員在操作前必須經省調值班調度員的同意，操作后匯報省調值班調度員。

第128條 地調管轄的設備需省調管轄的旁路開關代運，其操作由地調值班調度員指揮；省調管轄的設備需地調管轄的開關代運，其操作由省調值班調度員指揮；改變母線運行方式的操作，由其調度管轄單位的值班調度員指揮。

第129條 3/2接線一串中的兩個設備由不同調度管轄時，該串中任一開關、刀閘的操作需征得另一方的許可并經管轄母線的調度同意。

第130條 值班調度員在操作前應與有關單位聯系，確認無問題后再操作。倒閘操作應盡量避免在交接班、高峰負荷和惡劣天氣時進行。

第131條 對于無人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由省調值班調度員下達給操作隊（或監控中心）值班人員;對于有人值班變電站的計劃操作，操作通知、預告由省調值班調度員直接下達給變電站值班人員。

省調值班調度員將操作指令直接下達變電站（或監控中心），由變電值班人員實施操作，操作隊值班人員應按計劃到現場。

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第132條 值班調度員對管轄設備進行兩項及以上的正常操作，均應填寫操作指令票。對一個操作任務涉及兩個以上綜合指令的正常操作，要填寫操作順序。

第133條 值班調度員在填寫操作指令票和發布操作指令前要特別注意下列問題：

1、對電網的運行方式、有功出力、無功出力、潮流分布、頻率（ACE）、電壓、電網穩定、通信及調度自動化等方面的影響。必要時，應對電網進行在線安全計算分析并做好事故預想。

2、對調度管轄以外設備和供電質量有較大影響時，應預先通知有關單位。

3、操作順序的正確性，嚴防非同期并列、帶負荷拉合刀閘和帶地線合閘等。

4、繼電保護、安全自動裝置和變壓器中性點接地方式的適應性。

5、線路“T”接線。

第134條 操作指令分逐項指令、綜合指令和單項指令。涉及兩個及以上單位的配合操作或需要根據前一項操作后對電網產生的影響才能決定下一項操作的，必須使用逐項指令。

凡不需要其他單位配合僅一個單位的單項或多項操作，可采用綜合指令。

處理緊急事故或進行一項單一的操作，可采用單項指令。下列操作值班調度員可不用填寫操作指令票，但應做好記錄：

1、合上或拉開單一的開關或刀閘(含接地刀閘)。

2、投入或退出一套保護、安全自動裝置。

第九章 調度操作管理

3、投入或退出機組AGC、AVC、PSS。

4、發電機組啟停。

5、事故處理。

第135條 逐項指令的操作由值班調度員填寫操作指令票，下達操作預告，逐項發布操作指令，收聽匯報，實施操作。

綜合指令的操作，由值班調度員填寫綜合指令票，下達操作任務、時間和要求，現場填寫倒閘操作票，根據值班調度員指令實施操作。

單項指令的操作，值班調度員不填寫操作指令票，可隨時向運行值班人員發布指令。

第136條 省調值班調度員的操作指令，應由地調值班調度員、發電廠值長或電氣班長、變電運行人員接受，并匯報執行結果。

第137條 省調值班調度員為便利操作或在通信中斷時，可以通過地調值班調度員、發電廠值長轉達指令和匯報，也可委托地調值班調度員對省調管轄設備進行操作。

委托操作應在操作8個小時前通知受委托地調和受令單位（異常和事故處理不受此時間限制），同時將有關安全、技術措施一并下達。操作結束后，地調將調度權交還省調。

第138條 省調值班調度員應在前一工作日17時前，將操作任務通知有關單位。

第139條 接地刀閘（地線）管理規定：

1、凡屬省調管轄線路出線刀閘以外的省調值班調度員下令操作的線路接地刀閘（地線），由省調操作管理。

2、線路出線刀閘以內的接地刀閘（地線），由廠站運行值班人員操作管理。

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3、檢修人員在線路上裝設的工作地線，由檢修人員操作管理。

第二節 操作制度

第140條 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班調度員應于發布指令兩小時前填寫好操作指令票，對照廠站主接線圖檢查操作步驟的正確性，并將操作步驟預告有關單位。新設備啟動操作應提前24小時下達操作預告。

2、操作預告可利用電話、傳真、網絡等方式將調度指令內容傳到現場，雙方必須進行復誦校核內容一致。

3、現場根據調度預告的步驟，寫出倒閘操作票，做好操作準備。

4、在擬票、審核、預告及執行操作指令票中，值班調度員要充分理解檢修票中的內容、安排、要求及運行方式變化原因，明確操作目的，確定操作任務，必要時征求現場操作意見，并做好事故預想。

5、填寫操作票，必須正確使用設備雙重編號和調度術語；操作指令票內容必須清楚、明確，值班調度員必須按核對正確已經預告的操作指令票發布操作指令。

6、新設備啟動送電前，值班調度員應與現場運行值班人員核對接線方式、設備名稱及編號正確。新設備啟動不允許調度員現場指揮操作。

第141條 復誦指令制：

接受操作預告、操作指令和收聽操作匯報的運行值班人員，都必須復誦。操作指令復誦無誤方可執行。下令者只有得到直接受令者完成指令的匯報時，指令才算執行完畢。

第九章 調度操作管理

第142條 監護制：

調度操作指令票一般由副值調度員填寫，調度長（正值）審核。

發布操作指令和收聽操作匯報，一般由副值調度員實施，調度長（正值）監護。

第143條 錄音記錄制：

所有調度操作、操作預告、事故處理都必須錄音；值班調度員和現場運行人員必須做好操作記錄。

第三節 基本操作規定

第144條 變壓器操作 1、110kV及以上電力變壓器在停、送電前，中性點必須接地，并投入接地保護。變壓器投入運行后，再根據繼電保護的規定，改變中性點接地方式和保護方式。

2、變壓器充電時，應選擇保護完備、勵磁涌流影響較小的電源側進行充電。充電前檢查電源電壓，使充電后變壓器各側電壓不超過其相應分頭電壓的5%。一般應先合電源側開關，后合負荷側開關；停電時則反之。500kV變壓器停送電，一般在500kV側停電或充電。

3、新裝變壓器投入運行時，應以額定電壓進行沖擊，沖擊次數和試運行時間按有關規定或啟動措施執行；變壓器空載運行時，應防止空載電壓超過允許值。

4、變壓器并列運行的條件：（1）結線組別相同。（2）電壓比相同。（3）短路電壓相等。

電壓比不同和短路電壓不等的變壓器經計算和試驗，在

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任一臺都不會發生過負荷的情況下，可以并列運行。

5、倒換變壓器時，應檢查并入的變壓器確已帶上負荷，才允許停其他變壓器。

6、并列運行的變壓器，倒換中性點接地刀閘時，應先合上要投入的中性點接地刀閘，然后拉開要停用的中性點接地刀閘。

第145條 開關、刀閘操作

1、開關合閘前，廠站必須檢查繼電保護已按規定投入。開關分、合閘后，廠站必須檢查確認開關三相位置。

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

3、母線為3/2接線方式，設備送電時，應先合母線側開關，后合中間開關；停電時則反之。

4、刀閘的操作范圍：

（1）在電網無接地故障時，拉合電壓互感器。（2）在無雷電活動時拉合避雷器。

（3）拉合220kV及以下母線和直接連接在母線上的設備的電容電流，拉合經試驗允許的500kV母線。

（4）在電網無接地故障時，拉合變壓器中性點接地刀閘。（5）與開關并聯的旁路刀閘，當開關合好時，可以拉合開關的旁路電流。

（6）拉合3/2接線的母線環流。其他刀閘操作按廠站現場規程執行。第146條 母線操作

1、母線的倒換操作，必須使用母聯開關。

2、備用母線和檢修后的母線，充電時現場應投入母聯開關的保護，充電良好后方可進行倒換操作。母線倒換操作時，36

第九章 調度操作管理

現場應斷開母聯開關操作電源。

3、無母聯開關、母聯開關無保護的雙母線倒換操作和用刀閘分段的母線送電操作，必須檢查備用母線確無問題，才可使用刀閘充電。

4、母線倒閘操作過程中，現場負責保護及安全自動裝置二次回路的相應切換。

5、進行母線倒閘操作時應注意：（1）對母差保護的影響。

（2）各段母線上電源與負荷分布的合理性。（3）主變中性點接地方式的適應性。（4）防止PT對停電母線反充電。

（5）向母線充電時，應注意防止出現鐵磁諧振或因母線三相對地電容不平衡而產生過電壓。

第147條 線路操作

1、線路停電操作順序：

拉開開關，拉開線路側刀閘，拉開母線側刀閘，在線路上可能來電的各端合接地刀閘（或掛接地線）。

線路送電操作順序： 拉開線路各端接地刀閘（或拆除地線），合上母線側刀閘，合上線路側刀閘，合上開關。

值班調度員下令合上線路接地刀閘（或掛地線）即包括懸掛“禁止合閘，線路有人工作”的標示牌；值班調度員下令拉開線路接地刀閘（或拆除地線）即包括摘除“禁止合閘，線路有人工作”的標示牌。

2、雙回線或環形網絡解環時，應考慮有關設備的送電能力及繼電保護允許電流、電流互感器變比、穩定極限等，以免引起過負荷跳閘或其他事故。

山東電力系統調度管理規程 3、500kV、220kV雙回線或環網中一回線路停電時，應先拉開送電端開關，后拉開受電端開關，以減少開關兩側電壓差，送電時反之；如一側發電廠，一側變電站，一般在變電站側停送電，發電廠側解合環。有特殊規定的除外。

直配線路停電時一般先拉開受電端開關，后拉開送電端開關。送電時反之。

4、操作220kV及以上電壓等級的長線路時應考慮：（1）勿使空載時受端電壓升高至允許值以上。（2）投入或切除空線路時，勿使電網電壓產生過大波動。（3）勿使發電機在無負荷情況下投入空載線路產生自勵磁。

第148條 新建線路投入運行時，應以額定電壓進行沖擊，沖擊次數和試運行時間，按有關規定或啟動措施執行。

第149條 500kV高壓并聯電抗器送電前，電抗器保護、遠方跳閘裝置應正常投入，500kV線路高抗（無專用開關）投停操作必須在線路冷備用或檢修狀態下進行。

第150條 解、并列操作

1、值班調度員在解、并列操作前，應認真考慮可能引起的電壓、頻率（ACE）、潮流、繼電保護與安全自動裝置的變化，并通知有關單位。

2、準同期并列的條件：（1）相序、相位相同。（2）頻率相同。（3）電壓相同。

3、并列時調整頻率的原則：

（1）發電機與電網并列，應調整發電機的頻率，可在任一穩定頻率進行。

第九章 調度操作管理

（2）電網與電網并列，應調整頻率不符合標準的電網或容易調整的電網。兩電網并列可在49.9赫茲至50.1赫茲之間任一穩定值進行。

4、并列時調整電壓的原則：

（1）發電機與電網并列，調整發電機電壓，并列點兩側電壓偏差在1%以內。

（2）電網與電網并列，并列點兩側電壓偏差應在5%以內，無法調整時，允許電壓差20%。

5、電網解列時，應將解列點有功、無功調整至零。有困難時，可在有功調整至零，無功調至最小的情況下解列。

凡有并列裝置的廠站運行人員必須達到能操作并列的要求。

第151條 解、合環操作

1、值班調度員在解、合環前，應認真考慮繼電保護、安全自動裝置、潮流變化、設備過載、電壓波動等變化因素，必要時應對電網進行在線安全計算分析，并通知有關單位。

2、解、合環應使用開關，未經計算試驗不得使用刀閘。

3、環形網絡只有相位相同才允許合環。

4、合環操作有條件的應檢查同期，電壓差不超過20%，相角差不超過30度（經計算各元件過載在允許范圍內）。

第152條 零起升壓操作

1、擔負零起升壓操作的發電機，需要有足夠的容量，對長距離高壓線路零起升壓時，應防止發電機產生自勵磁。零起升壓前，發電機強勵、自動電壓調整裝置、失磁保護退出，聯跳其他非零起升壓回路開關壓板退出，其余保護均可靠投入。

2、升壓線路保護完整并投入，重合閘退出，聯跳其他非

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零起升壓回路開關壓板退出。

3、對主變壓器或線路串變壓器零起升壓時，變壓器保護必須完整并可靠投入，中性點必須接地。

4、零起升壓系統必須與運行系統有明顯斷開點。

第十章 電力系統事故及異常處理

第十章

電力系統事故及異常處理

第一節 事故處理一般原則

第153條 省調值班調度員在事故處理時接受網調值班調度員指揮，是省調管轄范圍內電力系統事故處理的指揮者，應對省調管轄范圍內電力系統事故處理的正確性和及時性負責。

第154條 事故處理的主要任務：

1、迅速限制事故發展，消除事故根源，解除對人身和設備安全的威脅，防止系統穩定破壞或瓦解。

2、用一切可能的方法，保持對用戶的正常供電。

3、迅速對已停電的用戶恢復送電，特別應優先恢復發電廠廠用電、變電站站用電和重要用戶的保安用電。

4、調整電網運行方式，使其恢復正常。

第155條 電網發生事故時，運行值班人員應立即向省調值班調度員簡要報告開關動作情況，待情況查明后及時匯報下列情況：

1、跳閘開關（名稱、編號）及時間、現象。

2、繼電保護和自動裝置動作情況，故障錄波及測距。

3、表計擺動、出力、頻率、電壓、潮流、設備過載等情況。

4、人身安全和設備運行異常情況。

第156條 事故單位處理事故時，對調度管轄設備的操作，應按值班調度員的指令或經其同意后進行。無須等待調度指令者，應一面自行處理，一面將事故簡明地向值班調度員報告。待事故處理完畢后，再作詳細匯報。網調管理設備

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和網調省調雙重調度設備發生故障時，省調在進行處理的同時報告網調。

第157條 為了迅速處理事故，防止事故擴大，下列情況無須等待調度指令，事故單位可自行處理，但事后應盡快報告值班調度員：

1、對人身和設備安全有威脅時，根據現場規程采取措施。

2、廠（站）用電全?；虿糠滞ｋ姇r，恢復送電。

3、電壓互感器保險熔斷或二次開關跳閘時，將有關保護停用。

4、將已損壞的設備隔離。

5、電源聯絡線（網調調度設備除外）跳閘后，開關兩側有電壓，恢復同期并列或合環。

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

7、本規程及現場規程明確規定可不等待值班調度員指令自行處理者。

第158條 電網事故過程中，各單位應首先接聽上級調度的電話。非事故單位應加強設備監視，簡明扼要地匯報事故象征，不要急于詢問事故情況，以免占用調度電話，影響事故處理。

第159條 值班調度員在處理事故時應特別注意：

1、防止聯系不周，情況不明或現場匯報不準確造成誤判斷。

2、按照規定及時處理異常頻率、電壓。

3、防止過負荷跳閘。

4、防止帶地線合閘。

5、防止非同期并列。

第十章 電力系統事故及異常處理

6、防止電網穩定破壞。

7、開關故障跳閘次數在允許范圍內。

第160條 值班調度員在處理事故中，要沉著、果斷、準確、迅速。處理事故期間非有關人員應主動退出調度室，有關人員應協助值班調度員處理事故。事故處理告一段落，應迅速將事故情況匯報上級值班調度員及有關領導。

第161條 在事故處理過程中，為縮小事故范圍、防止設備損壞、解救觸電人員以及對電網的緊急調整等進行的操作稱之為應急處理操作。是否為應急處理操作，由值班調度員認定。

值班調度員發布應急處理操作的調度指令稱為應急指令。

第162條 應急指令的執行

1、受令單位接到值班調度員發布的應急指令后，在保證安全的前提下，應盡可能提高應急處理操作的速度。

2、執行應急指令時可不用操作票，但應做好記錄。

3、對于無人值守變電站，操作單位執行應急指令時，能遙控的設備必須用遙控操作。

4、應急處理過程中，現場可采取一切通信方式盡快與調度聯系。

5、執行應急指令需要解鎖操作時，可由操作隊或變電站當值負責人下令緊急使用解鎖工具，發電廠由當值值長下令緊急使用解鎖工具，操作完畢后應及時向防誤閉鎖專責人匯報。

6、執行應急指令優先于執行正常操作指令。

第163條 事故處理時，要全部錄音并做好記錄。對重大事故當值調度員應在3日內寫出事故報告。

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第164條 重大電網事故，要組織有關人員討論分析，總結經驗教訓，制定相應的反事故措施。

第165條 交接班時電網發生事故，應停止交接班。由交班調度員（運行人員）進行處理，接班調度員（運行人員）協助，待事故處理告一段落后，再進行交接班。

第二節 頻率異常處理

第166條 電網發生事故導致跨省聯絡線送受電偏離計劃時，省調值班調度員應立即報告網調，按照網調要求采取措施盡快恢復聯絡線計劃。

第167條 當電網頻率低于49.8赫茲時，省調值班調度員按照網調值班調度員指令立即調整發電廠出力，解列抽水工況運行的抽水蓄能機組，啟動抽水蓄能機組發電工況運行。當電網備用出力不足時，省調值班調度員立即對地調值班調度員下達限電或事故拉路指令。地調接到指令后，應在15分鐘內完成。

當頻率低至49.5赫茲且有繼續下降趨勢或低于49.8赫茲持續時間超過15分鐘以上時，省調值班調度員按照省調事故拉路序位直接拉路，使頻率低于49.8赫茲的持續時間不超過30分鐘。

第168條 當電網頻率低于49.25赫茲時，各發電廠、變電站（或監控中心）運行值班人員應主動迅速地將裝有低頻自動減負荷裝置應動而未動的線路拉閘；抽水蓄能電站值班人員將抽水工況運行的機組解列，自行啟動機組發電工況運行。

當頻率低于49.0赫茲時，各地調值班調度員應立即自行按“事故拉路序位”拉閘，使頻率恢復至49.0赫茲以上。

第十章 電力系統事故及異常處理

當頻率低于48.5赫茲時，發電廠運行人員按本廠“事故拉路序位”立即拉閘，使頻率恢復至49.0赫茲以上，然后匯報省、地調值班調度員。

當頻率低于48.0赫茲時，省調值班調度員、地調值班調度員、發電廠值長可不受事故拉路序位的限制自行拉停負載線路或變壓器，使頻率恢復至49.0赫茲以上。

第169條 當電網頻率低于46.0赫茲時，按所管轄調度機構批準的“保廠用電方案”，發電廠可自行解列一臺或數臺發電機帶本廠廠用電和地區部分負荷單獨運行，同時將其他機組自行從電網解列(如現場規程有明確規定，按現場規程執行)。

第170條 當電網頻率恢復至49.0赫茲，電壓恢復至額定電壓的90%以上時，解列運行的發電廠應主動聯系值班調度員將解列的發電機并入電網。

第171條 電網低頻率運行時，對拉閘和低頻自動減負荷裝置動作跳閘的線路，需在頻率恢復到49.8赫茲以上，并征得省調值班調度員的同意，方可送電(需送保安電源者除外)。省調下令拉閘的設備由省調下令恢復送電。

第172條 當電網頻率持續偏高且無法調整時，省調值班調度員可令各廠采取措施降低出力或讓部分機組滑減出力直至停機。

第173條 下級調度機構未按上級調度機構指令或有關規定及時限電或拉閘，所引起的一切后果由其負責。

第174條 一般情況下，電網頻率超過50±0.2赫茲的持續時間不應超過20分鐘；頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不應超過10分鐘。任何情況下，頻率超過50±0.2赫茲的持續時間不得超過30分鐘;頻率超過50±0.5赫茲的持續時

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間不得超過15分鐘。

第175條 局部電網解列時，裝機容量小于3000MW的電網正常頻率為50±0.5赫茲。一般情況下，頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不應超過20分鐘;頻率超過50±1赫茲的持續時間不應超過10分鐘。任何情況下，頻率超過50±0.5赫茲的持續時間不得超過30分鐘;頻率超過50±1赫茲且持續時間不得超過15分鐘。

第三節 電壓異常處理

第176條 一般情況下，220kV及以上母線電壓超出規定電壓±5%的持續時間不應超過1小時；超出規定電壓±10%的持續時間不應超過30分鐘。任何情況下，電壓超出規定電壓±5%的持續時間不得超過2小時；超出規定電壓±10%的持續時間不得超過1小時。

第177條 當220kV及以上母線電壓低于規定電壓的95%時，省調值班調度員采取措施使電壓恢復正常，必要時在低電壓地區限電。

當電壓低于規定電壓的90%時，省調值班調度員應立即在低電壓地區事故拉路，直至電壓恢復正常。

第178條 當發電機電壓降至額定電壓90%以下時，現場運行值班人員應利用發電機事故過負荷能力，增加無功出力以維持電壓，同時報告所屬調度值班調度員處理，若電壓下降很快，低于額定電壓的85%，發電廠可按事故拉路順序自行拉路，使電壓恢復到額定值90%以上，再向值班調度員報告。

第179條 當220kV及以上母線電壓高于規定電壓的105%時，現場運行值班人員應及時匯報省調值班調度員。省46