第一篇：寧夏電力調度控制管理規程2014

前 言

總則

................................................................................................2 2

調控范圍及職責

............................................................................2 3

調度管理制度

................................................................................6 4

監控管理制度

................................................................................8 5

運行方式管理

..............................................................................11 6

調度計劃管理

..............................................................................12 7

設備新投管理

..............................................................................16 8

頻率及聯絡線控制

......................................................................17 9

無功控制和電壓調整

..................................................................18 10

低頻低壓減負荷管理

................................................................19 11

電網穩定管理

............................................................................20 12

并網調度管理

............................................................................22 13

水庫調度管理

............................................................................23 14

新能源調度管理

........................................................................24 15

繼電保護和安自裝置

................................................................26 16

調度自動化系統

........................................................................29 17

電力通信系統

............................................................................33 18

調度操作制度

............................................................................34 19

監控操作制度

............................................................................41 20

事故處理規定

............................................................................42 21

持證上崗管理

............................................................................53 22

安全管理及應急機制

................................................................55 B.1

冠語

..........................................................................................56 B.2

電網主要設備名稱

..................................................................56 B.3

調度管理術語

..........................................................................60 B.4

操作術語

..................................................................................63 B.5

操作指令

..................................................................................67 附件A...........................................................................................................前 言

原《寧夏電力系統調度控制管理規程（試行）》 是2012年發布實施的。兩年來，“大運行” 體系建設不斷深化，電網調度和監控以及運維模式都有了新的變化。為適應“大運行” 體系的新要求，國家電網調控中心、國網西北調控分中心陸續出臺了新的技術標準和管理規定，寧夏電力公司依據國調和西北分中心專業管理要求，也相繼編制、修訂了一系列的技術標準和管理標準。此外，寧夏電網網絡結構、裝機容量等方面也發生了很大變化。基于以上因素，寧夏電力公司組織相關專業人員對原調度控制管理規程進行了修訂。

與上一版本相比，本規程有以下主要變化：——根據國網公司《國家電網調度控制管理規程（征求意見稿）》，對原調控管理規程的章節進行了調整，內容重新進行了梳理。

——增加了安全管理及應急機制一章。

——在頻率及聯絡線控制中增加了廣義聯絡線調整的相關內容。

——無功控制和電壓調整一章中明確了對機組遲相和進相運行能力的要求。——電網穩定管理一章中增加了機組涉網保護方面的技術和管理規定。

——繼電保護和安自 裝置一章中增加了智能變電站繼電保護裝置相關規定，以及監控員在繼電保護方面的職責。

——調度自動化系統一章中增加了自動化系統的運行管理、檢修管理、投運和退役管理、缺陷管理等內容。

——事故處理規程中增加了監控異常及事故處理規定。

——按照最新規定，調整設備調管原則，更新了設備調管范圍和監控范圍表。——根據最新下發的“大運行” 體系相關技術標準和管理標準，對原有內容逐條進行了修訂。

——增加了主要繼電保護裝置功能說明和線路允許極限輸送容量兩個資料性附錄。

——調度術語匯編中增加了直流輸電系統及新能源相關的術語及定義，并根據國家最新頒布的標準和規定，更新了部分術語及其定義。

需要指出的是，本規程是基于2014年5月31日的寧夏電網網架結構及電網運行實際而修編的。隨著電網的發展和電力體制改革的深化，本規程的部分內容將不再適用，使用中需特別注意。

本規程實施之日起代替2012年版《寧夏電力系統調度控制管理規程（試行）》。本規程的附錄A、附錄B為規范性附錄。本規程的附錄C、附錄D為資料性附錄。本規程由寧夏電力公司組織制定。

本規程由寧夏電力調度控制中心提出、歸口并解釋。本規程由寧夏電力調度控制中心負責起草。

本規程主要起草人： 寧波、蘇明昕、彭嘉寧、擺世彬、朱建軍、張衡、黃鵬、徐鶴勇、劉一峰、項麗、王小立、吳建云、黃偉兵、嚴兵、王運、蘇波、馬天東、朱仔新、高任龍、白鷺、韓紅衛、張宏杰、李笑宇、張杰、王鑫、劉剛、田志浩、李金東、王勇、楊龍。

感謝公司科技信通部、所屬各供電局、檢修公司、各直調發電廠在本規程修編過程中給予的大力支持與配合。

總則

1.1 為規范和加強寧夏電網調度控制管理工作，確保電網安全、優質、經濟運行，依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》 和有關法律、法規，并結合寧夏電網實際，制定本規程。

1.2 本規程規定了寧夏電網調度控制管理、設備操作、集中監視、遠方操作、設備驗收、事故處理和業務聯系的基本原則。

1.3 本規程適用于寧夏電力系統發電、輸電、配電、用電及其它活動中與電力調度控制有關的行為。各級電網經營企業、調控機構和并入寧夏電網內的各發電、輸變電、用電單位及其他有關單位必須熟悉和遵守本規程。1.4 寧夏電網實行統一調度、分級管理。1.5 寧夏電網設置兩級電網調度控制機構（簡稱“調控機構”），分別為寧夏（自治區）電力調度控制中心（簡稱“寧夏區調”）和地（市）級電力調度控制中心（簡稱“地調”）。寧夏區調是國家電網西北電力調控分中心（簡稱“西北分中心”）的下級調控機構。

1.6 各級調控機構在調度業務中是上下級關系，下級調控機構必須服從上級調控機構的調度。

1.7 寧夏電網內的電力生產運行單位必須服從與調度管轄相對應的調控機構的調度。

1.8 各級調控機構應按照調度控制、調度計劃、運行方式、繼電保護、調度自動化、水庫及新能源等專業，設立與本級電力調度管理相適應的專業部門和崗位，配備相適應的專職人員。

1.9 本規程適用于寧夏電網內各級調控機構的電力調控業務活動，各電力生產運行單位頒發的有關電力調度控制的規程、規定等，均不得與本規程相抵觸。1.10 任何單位和個人均不得非法干預電力調度，任何違反本規程的單位和個人，按照相應的法律、法規承擔責任。

1.11 寧夏電網與西北電網聯網運行的調控管理，按西北分中心制定的規程規定執行。

調控范圍及職責

2.1 調控管轄范圍包括調度管轄范圍（簡稱“調管范圍”）和設備監控范圍（簡稱“監控范圍”），調管范圍指調控機構行使調度權的設備范圍，監控范圍指調控機構集中監控的所有變電站設備。

2.2 調度管理實行調度、監控權與設備所有權、經營權相分離，按有利于電網安全經濟運行、有利于電網運行指揮、有利于電網調度管理的原則劃分調管范圍和監控范圍。

2.3 寧夏電網內設備屬上級調控機構委托、許可調度設備的，區調按上級調控機構相關規定執行。

2.4 同一設備原則上應僅由一個調控機構直接調度。2.5 二次設備調度管轄范圍由其一次設備管轄范圍確定。2.6 寧夏區調直接調管范圍

2.6.1 并入寧夏電網 110 千伏及以上系統，不屬于西北分中心直調，且單機容量在 50 兆瓦及以上或全廠容量在 100 兆瓦及以上的火力發電機組。

2.6.2 單機容量在 5 兆瓦以上或全廠裝機在 25 兆瓦以上的水電機組。2.6.3 所有風力發電機組及并網容量在 50兆瓦以上的光伏發電設備。

2.6.4 除國調和西北分中心直接調管設備外的其他 330 千伏母線、線路及其附屬設備。

2.6.5 除發電廠啟備變及廠用負荷變外的其他 330 千伏主變及主變附屬設備。

2.6.6 除部分用戶變及直供饋線路外的所有 220 千伏母線及母線附屬設備、母聯開關和相連刀閘、旁路開關和相連刀閘、線路、線路開關和相連刀閘，以及直接調管機組的升壓變及其附屬設備。2.6.7 220 千伏（或 330 千伏）變電站 110 千伏系統中接有區調直調水、火電廠的，其 220 千伏（或 330 千伏）主變、110 千伏母線及母線附屬設備、母聯開關和相連刀閘、110 千伏電源聯絡線及線路開關和相連刀閘。2.6.8 區調直調 110 千伏水、火電廠的 110 千伏母線、母聯開關和相連刀閘、旁路開關和相連刀閘、線路開關和相連刀閘及母線附屬設備。

2.6.9 鋁廠一所、二所 110 千伏母線及母線附屬設備、母聯開關和相連刀閘、線路、線路兩側開關和相連刀閘。

2.6.10 除西北分中心直接調管外的其他 220千伏及以上與寧夏區調直調設備相關的穩控裝置。

2.6.11 220 千伏、330 千伏電網及直調的110千伏廠站主變中性點接地方式。

2.6.12 低頻低壓減負荷裝置的投退。

2.6.13 110 千伏以及上電壓等級的故障錄波器。2.7 寧夏區調間接調管范圍

2.7.1 并網容量在 50 兆瓦及以下的光伏電站。

2.7.2 區調直接調管的 110 千伏及以下新能源場站升壓站的并網聯絡線。2.7.3 直接調管的火電廠啟備變及非 3/2 接線方式的啟備變高壓側開關。2.7.4 地調調管的 110千伏及以上電壓等級的設備與主網的合、解環操作。2.7.5 影響區調直調設備的 110 千伏及以下穩控裝置（系統）。2.8 地調調管范圍

2.8.1 地區電網內不屬西北分中心、寧夏區調調管的電廠。

2.8.2 220 千伏及以上變電站除國調、西北分中心和寧夏區調直接調管范圍外的設備。

2.8.3 地調所在地區的 110 千伏及以下變電站和線路。

2.8.4 接入 110 千伏及以下電壓等級且并網容量在 50 兆瓦及以下的光伏電站。

2.9 發電廠、運維站站自行調度管轄范圍

不屬西北分中心、區調、地調調管的設備。2.10 區調監控范圍

2.10.1 除西北分中心監控和有人值守站外的其他 750千伏變電站。2.10.2 寧夏電網內重要的 330 千伏樞紐變電站。2.11 地調監控范圍

2.11.1 各地調所在地區電網中不屬于區調監控的 330千伏變電站。2.11.2 各地調所在地區電網 220 千伏及以下變電站。

2.12 原則上各級調控機構應每年下達調管范圍和監控范圍明細表。新并網設備應在啟動前明確調管范圍和監控范圍。調管范圍和監控范圍具體劃分見附錄 A。

2.13 各級電力調度控制機構按照調管范圍和監控范圍依法組織、指揮、指導、協調、控制電力系統運行、操作和事故處理，監視和控制電網設備，保證實現下列要求：

a)根據有關規定，使電網安全、連續、可靠供電。b)使電網內的電能質量（頻率、電壓和諧波等指標）符合國家規定的標準。c)按照最大范圍優化配置資源的原則，充分發揮發、供電設備能力，最大限度地滿足本電網內的用電需要。

d)優化資源利用，合理使用燃料和水能資源，最大限度地使電網在經濟方式下運行。

e)根據國家有關法律、法規和政策以及有關合同或者協 議，按照“公平、公正、公開” 的原則維護發、供、用電等有關各方的合法利益。

2.14 寧夏區調的職責

2.14.1 負責寧夏電網的安全、優質、經濟運行，劃分寧夏電網調管范圍和監控范圍，對所轄電網及并網電廠實施統一調度、監控管理。

2.14.2 負責寧夏電網內調度運行、設備監控、調度計劃、運行方式、繼電保護、調度自動化、水庫及新能源調度等專業管理，制定電力系統電力調度、設備監控方面的標準、規程、制度和辦法，負責所轄電網二次設備技術監督。2.14.3 負責指揮寧夏電網調度范圍內設備的運行、操作及電網的事故處理，參與電網事故調查分析。負責指揮寧夏電網調峰、省間聯絡線潮流的調控及調管范圍內的調壓工作。

2.14.4 負責寧夏電網監控范圍內設備的集中監視、遠方操作及事故、缺陷處理，監控信息的統計、上報。

2.14.5 負責電網的安全穩定運行及管理，編制調管范圍內電網的安全穩定控制方案，編制全網低頻、低壓減負荷方案。2.14.6 負責組織編制和執行寧夏電網運行方式，執行西北分中心下達或批準的網間聯絡線運行方式。

2.14.7 負責調管范圍內設備的檢修平衡，受理并批準調管設備的檢修申請。2.14.8 負責寧夏電網電力電量平衡及安全校核。

2.14.9 參與所轄電網規劃、設計、建設和工程項目審查工作，負責調管范圍內新設備啟動。

2.14.10 負責簽訂調管范圍內的發電廠、用戶的并網調度協議。

2.14.11 負責編制《寧夏電網限電序位表》、《寧夏電網緊急限電序位表》，報政府批準后執行。

2.14.12 負責調管水電（廠）站水庫發電調度工作，編制水庫調度方案。2.14.13 負責調管范圍內的新能源場站驗收、并網、發電調度工作及相應的技術監督。

2.14.14 負責組織制定全網繼電保護及安全自動裝置配置的技術方案和調管范圍內的整定方案，并督促實施。

2.14.15 負責組織制定電力自動化系統的規劃，并督促實施。負責電力二次系統安全防護。

2.14.16 負責公司調度技術裝備的運行和管理。

2.14.17 負責寧夏電網內調控運行技術人員的業務技術培訓、考核和上崗考試工作。

2.14.18 接受上級電力管理部門、調控機構授權或委托的與電力調度相關的工作。

2.15 地調的職責

2.15.1 接受寧夏區調的調度管理，執行寧夏區調發布的調度指令。實施寧夏區調及上級有關部門制定的有關標準和規定。

2.15.2 在寧夏區調的統一領導下，負責所轄電網的安全、優質、經濟運行，負責調管范圍內設備的運行、監視、操作及電網的事故處理。

2.15.3 負責監控范圍內設備的集中監視、遠方操作及事故、異常缺陷的處理，并將各類監控信息數據及時上報區調。

2.15.4 負責編制和執行所轄電網的運行方式。2.15.5 負責編制所轄電網內設備檢修計劃，屬寧夏區調間調范圍內設備的檢修申請由地調統一歸口向寧夏區調申請。2.15.6 參與編制《寧夏電網限電序位表》 和《寧夏電網緊急限電序位表》 中相關內容。

2.15.7 負責所轄電網繼電保護、自動化等專業技術的管理工作。

2.15.8 參加所轄電網發展規劃、設計和有關工程項目的審查，負責調管范圍內新設備啟動。

2.15.9 負責本地區負荷預測工作。

2.15.10 負責簽訂調管范圍內的發電廠、用戶的并網調度協議。2.15.11 負責對本級監控范圍內電網運行設備的集中監控，并及時向寧夏區調匯報屬區調調度管轄及許可范圍內一、二次設備狀態及異常、事故情況。2.15.12 負責所轄單位調度值班人員的業務技術培訓、考核和上崗考試。2.15.13 根據寧夏區調的指令進行調峰，負責所轄電網的電壓調整工作。2.15.14 行使區調和本供電公司授予的其它職權。3 調度管理制度

3.1 區調值班調控員在值班期間是寧夏電網生產運行的指揮者和協調者，按相關法律、規定行使調度指揮權，并對其下達調度指揮及調度指令的正確性負責。

3.2 區調監控員、地調調度（監控）員及廠、站、運維站（隊）的值班員接受調控機構值班調控員的調度指令和運行管理，并對執行指令的正確性負責。3.3 在調度聯系和發布、接受調度指令時，雙方必須嚴格執行下令、復誦、記錄、錄音和匯報制度，使用標準調度術語和設備雙重名稱（設備名稱和編號）。受令人在接受調度指令時，必須復誦無誤方可執行，執行完畢后立即匯報執行情況。區調值班調控員只有在接到上述匯報后，方可認為操作指令執行完畢。3.4 任何單位和個人不得干預區調值班調控員下達或執行調度指令，區調值班調控員有權拒絕各種非法干預。

3.5 區調值班調控員下達的調度指令，發電廠、變電站、運維站的值班人員和地調值班調度（監控）員必須執行。如認為其指令不正確時應予以指出，區調值班調控員要認真復查，當區調值班調控員仍重復原指令時，則必須執行。但確認執行該指令對人員或設備的安全有威脅時，接令人應拒絕執行，并將拒絕執行的理由和建議報告區調值班調控員和本單位的直接領導。

3.6 寧夏電力公司領導發布的有關調度業務的指示，一般應通過區調領導傳達到值班調控員。特殊情況下，值班調控員也可直接接受并執行，但應盡快匯報

區調領導和電網調控處長。

3.7 未經區調值班調控員下令或許可，任何人不得操作區調管轄范圍內的設備。當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，并立即匯報值班調控員。

3.8 調度許可設備在操作前應經上級調控機構值班調控員許可，操作完畢后應及時匯報。當發生緊急情況時，允許下級調控機構的值班調控員不經許可直接操作，但應及時向上級調控機構值班調控員匯報。屬廠、站管轄設備的操作，如影響到調控機構調度管轄設備運行的，操作前應經調控機構值班調控員許可。

3.9 發生威脅電力系統安全運行的緊急情況時，區調值班調控員可直接越級向地調管轄的廠、站、監控、運維站等的運行值班單位發布調度指令，并及時通知相應地調值班調控員。此時，地調值班調控員不得發布與之相抵觸的調度指令。3.10 屬于區調直接調管范圍內的設備，根據需要，在區調與有關地調或廠站協商后，可長期或臨時委托地調或廠站進行調度管理。因主網運行方式改變而影響地調管轄范圍內電網、設備運行時，區調應事先通知地調。因地調管轄范圍內電網、設備運行方式改變后影響主網時，地調應事前取得區調的同意。3.11 發電廠必須按照調度日運行方式運行，并根據調度指令參與調峰、調頻、調壓。區調值班調控員根據系統運行情況有權修改日調度計劃，并予以記錄，且對正確性負責。3.12 發電廠、變電站和地調的當值人員應主動向區調值班調控員匯報運行情況，發現異常要及時匯報。區調值班調控員也應向現場通報電網主要運行情況。3.13 一個運行單位同時接到區調和地調的調度指令而不能同時執行時，應及時匯報區調值班調控員，區調值班調控員根據指令的性質和影響，從全局出發確定執行指令的次序，并應及時通知相應地調和該運行單位。

3.14 運行單位必須保證在任何時間都有可接受調度指令的人員在主控室（集控站）內。

3.15 對拒絕執行調度指令，破壞調度紀律，有以下行為之一者，調控機構應組織調查，通報批評并約談相關單位負責人。直接責任人及其主管人員應由其所在單位或有關機關給予行政處分：

3.15.1 未經上級調控機構許可，不執行上級調控機構下達的發電調度計劃。3.15.2 不執行有關調控機構批準的檢修計劃。

3.15.3 不執行調度指令和調控機構下達的保證電網安全的措施。3.15.4 不如實反映調度指令執行情況。3.15.5 不如實反映電網運行情況。

3.15.6 調控系統運行值班人員玩忽職守、徇私舞弊、以權謀私尚不構成犯罪的。

3.15.7 性質惡劣的其它行為。

3.16 調控系統運行值班人員須經培訓、考核取得合格證書，由相應主管部門批準，并書面通知有關單位和部門后，方可正式上崗值班。3.17 有權接受調度指令的人員名單應根據調度管轄范圍，報相應調控機構備案。

3.18 調度值班制度

3.18.1 非調度值班人員不得擅自進入調度控制室，外來人員未經批準嚴禁進入調度控制室。

3.18.2 調控員值班期間，不做與值班無關的事情，謝絕會客，不得將無關人員帶入調度控制室。

3.18.3 值班調控員應保持良好精神狀態，調度業務聯系要嚴肅認真，態度誠懇，語言簡明，使用普通話和統一的調度術語。

3.18.4 調控員接班后應對系統的運行情況勤了解、勤分析、勤調整，并做好本班的事故預想及處理措施。所有記錄要完整、清晰。3.18.5 保持調度控制室肅靜、整潔。

3.18.6 嚴格遵守保密制度，不得向無關人員泄露生產數據和系統運行情況。3.18.7 值班期間調控員不得擅自離開工作崗位。3.18.8 為了保證調度系統正常工作和通信暢通，值班調控員不得轉接非調度業務電話。

3.18.9 值班調控員應按排班表值班，如因病、事需要請假應按規定辦理請假手續，不得私自找人替班。

3.18.10 值班調控員不準連值兩班。3.19 調度交接班制度

3.19.1 交班值應提前十分鐘做好交班的準備工作，認真填寫值班日志，將相關資料收集齊全并擺放整齊，保持調度臺整潔。

3.19.2 接班值應提前十分鐘到崗，了解系統情況，認真閱讀休班期間各項記錄、工作票、調度業務單及其它運行資料。

3.19.3 交接班時，交班調控員應詳細交接電氣方式、機爐方式、檢修設備、系統負荷、計劃工作、運行原則、存在問題等內容及其它注意事項，接班調控員應認真聽取，如有疑問應及時提出。

3.19.4 交接班內容以交接班日志、記錄為依據。交班少交或漏交所造成的后果，由交班值負責。接班值未認真接班造成的后果，由接班值負責。3.19.5 如遇下列情況，不得交接班：

a)交接班人員未到齊。

b)事故處理及倒閘操作未告一段落時。

c)記錄、報表填寫不完全或交待不清楚時。

d)交接班時發生事故，應立即中止交接班，并由交班調控 員進行事故處理。接班調控員可按交班調控員的要求協 助處理事故。

e)不到交接班時間。

3.19.6 交、接班調控員雙方在交接班日志上簽字后，交接班手續方算履行完畢。

監控管理制度

4.1 監控員應熟悉監控系統、所轄變電站的一次主接線及正常運行方式、設備調度管轄范圍、相關操作要領以及其它運行注意事項。4.2 監控值班員負責受控站設備的監控工作，主要包括事故、異常、越限、變位等信息。全面掌握各受控站的運行方式、設備狀態、異常信號、主設備的負載、電壓水平、故障處理等情況。

4.3 監控人員值班期間應與設備管轄調度員、變電運維人員、自動化人員保持通訊暢通。

4.4 值班監控員在進行業務聯系時，必須使用專用錄音電話，并嚴格執行下令、復誦、記錄、錄音和匯報制度，使用標準調度 術語和設備雙重名稱（設備名稱和編號）。4.5 設備集中監視管理

4.5.1 值班監控員應對受控站設備進行集中監視，包括全面監視、正常監視和特殊監視，及時發現設備異常和缺陷信息，通知現場運維人員，必要時匯報相關值班調度員。

4.5.2 正常監視是指監控員值班期間應對變電站設備事故、異常、越限、變位信息，變電站運行工況及設備狀態在線監測告警信息、輸變電設備負載情況進行不間斷監視。

4.5.3 全面監視是指監控員對所有監控變電站進行全面的巡視檢查，全面監視應包括以下內容：

a)檢查監控系統是否正常，遙信、遙測數據是否刷新。

b)檢查變電站一、二次設備，站用電、交直流等設備運行 工況。

c)檢查電流、電壓、有功、無功、溫度等遙測量是否正常，開關、刀閘位置等遙信量是否正確。

d)核對監控系統檢修置牌情況。e)核對監控系統信息封鎖情況。

f)檢查輸變電設備狀態在線監測系統和監控輔助系統（視頻監控等）運行情況。g)檢查變電站監控系統告警直傳、遠程瀏覽功能情況。h)核對未復歸、未確認監控信號及其它異常信號。

4.5.4 特殊監視是指在某些特殊情況下，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、定期抄錄相關數據、通過變電站視頻系統輔助查看、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，做好事故預想及各項應急準備工作：

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)電網發生事故或安防、消防系統告警時。h)其它有特殊監視要求時。

4.6 集中監控許可管理

4.6.1 尚未實施集中監控的變電站，在滿足設備集中監控技術條件后，運維單位如需將變電站納入調控中心設備集中監控，應向調度機構設備監控管理處提交變電站實施集中監控許可申請和相關技術資料。

4.6.2 調控機構應對變電站集中監控進行許可管理，在收到運維單位書面申請后，編制完成變電站監控業務移交工作方案，分析評估變電站集中監控條件。評估通過后，調控機構應與運維單位明確監控職責移交的范圍和時間，當值值班監控員與現場值班運維人員通過錄音電話按時辦理集中監控職責交接手續，并向相關調度匯報。

4.6.3 在變電站集中監控前，調控機構應完成人員培訓、越限告警限值設定、運行規定和臺賬記錄修訂等準備工作。

4.6.4 變電站在集中監控試運行期間內，監控業務移交工作組對變電站是否具備集中監控技術條件進行現場檢查，檢查應根據移交工作方案中現場檢查的項目和內容執行，對檢查發現的問題應及時通知運維單位進行整改，檢查記錄應簽名留存。

4.6.5 變電站在集中監控試運行期滿后，監控業務移交工作組對試運行情況進行分析評估，形成集中監控評估報告，作為許可變電站集中監控的依據。4.6.6 已實施集中監控的變電站改、擴建后，相關監控信息完成驗收聯調后，運維單位如需將改、擴建部分設備納入調控中心設備集中監控，應向調度機構設備監控管理處提交相應設備實施集中監控許可申請和相關技術資料。調度機構可參照新建變電站納入調控中心設備集中監控辦法執行。4.7 監控信息接入變更和驗收管理

4.7.1 出現以下情況，調控中心應組織開展監控信息驗收： a)新建、改建、擴建工程投產。

b)變電站綜自系統改造、變電站遠動機或其它變電站。4.7.2 調度端監控信息聯調驗收應具備以下條件：

a)工程管理部門或運檢單位已完成變電站端監控系統驗收工作，監控信息完整、正確。

b)相關調度技術支持系統已完成數據接入和維護工作。c)相關遠動設備、通信通道正常、可靠。

4.7.3 調控中心制定驗收工作計劃并組織聯調驗收，驗收內容包括技術資料、監控信息、監控畫面及監控功能。4.7.4 調控中心根據驗收工作計劃，組織監控員與現場運維人員對監控信息逐一核對，進行相關遙控試驗，驗證告警直傳和遠程瀏覽功能，及時處理驗收問題，做好驗收記錄。

4.7.5 驗收過程中發現的問題由調控中心協調相關單位、部門進行消缺。消缺完畢后，運維單位應向調控中心提交監控信息接入變更和驗收申請，調控中心組織再驗收。

4.7.6 驗收完畢后，調控中心應將監控信息表及時歸檔。

4.7.7 變電設備檢修，涉及信號、測量或控制回路的，即使監控信息表未發生變化，運維單位也應在工作前向值班監控員匯報。檢修結束恢復送電前，運維單位還應與值班監控員核對雙方監控系統信息一致性。4.8 監控值班管理

4.8.1 設備監控實行 24 小時不間斷監視。

4.8.2 值班監控員與值班調度員值班電話號碼應分設，并具備錄音功能。4.8.3 監控人員應按批準的倒班方式輪流值班，并遵守統一的作息時間，不得擅自變更值班方式和交接班時間，如需換、替班，應經監控負責人批準。4.8.4 監控人員在值班期間，必須堅守工作崗位，如有特殊情況，應經監控負責人批準并安排人員代班，履行交接手續后方可離崗。4.8.5 監控人員在值班期間，應注意文明生產，穿戴統一的值班工作服和值班崗位標志，保持工作場所整潔。

4.8.6 值班人員在接班前 12 小時內嚴禁飲酒，值班期間應保持良好的精神狀態。

4.8.7 監控人員在值班期間，應嚴格執行規章制度，遵守勞動紀律。

運行方式管理

5.1 各級調控機構均應編制管轄范圍內電網年度運行方式和月、日調度計劃。節日、重要保電期間或電網發生重要設備檢修、電網運行方式發生較大改變時，應制定相應的電網特殊運行方式。5.2 年度方式編制 5.2.1 基本原則

年度方式分析應全面評估本年度電網運行情況、安全穩定措施落實情況及實施效果，闡述次年電網運行中預計存在的主要問題及電網運行方式安排重點，提出電網規劃、建設、技術改造等措施建議，指導次年電網規劃、建設、生產和運行。

5.2.2 工作要求

5.2.2.1 為確保及時準確提供次年電網基礎數據，保證年度方式分析的全面性和準確性，各有關單位應于每年 9 月 30 日前向調度部門提供編制年度運行方式所需資料。

5.2.2.2 省公司規劃、運維、營銷、基建、電網交易中心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。

5.2.2.3 各供電公司及區檢修公司提供下列資料：地區分月用電預測、地區現有電網主接線圖和地理接線圖、輸變電設備檢修計劃。

5.2.2.4 各火電廠提供下列資料：發變電設備檢修計劃、發電機 P－Q 曲線、機組微增特性曲線、煤場的有關資料。

5.2.2.5 各水電廠提供下列資料：年度水庫運用計劃、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。5.2.2.6 各風電廠/太陽能發電廠提供以下資料：年度風電/光伏發電預測、發電設備檢修計劃。

5.2.3 年度方式主要內容

a)上年度電網運行情況總結，包括新投產設備及設備規 范、年度末系統規模、上年度生產運行情況分析、上年度電網安全狀況分析。b)本年度電網新設備投產計劃。c)本年度電力生產需求預測。

d)本年度電網主要設備檢修計劃。e)水電廠水庫運行方式。

f)本年度電網結構、短路分析及運行結線方式。g)電網潮流計算、N-1 靜態安全分析。h)系統穩定分析及安全約束。i)無功電壓分析。

j)電網安自裝置和低頻低壓減負荷整定方案。k)調度系統重點工作開展情況。

l)電網安全運行存在的問題及措施。m)下級電網年度運行方式概要。

5.2.4 各地區電網調控機構應于 12 月 20 日前向寧夏區調匯報年度運行方式主要結論，并于 12 月 31 日前完成年度運行方式編制工作，由所屬供電公司主管生產的領導組織審查批準后執行。

調度計劃管理

6.1 調度計劃編制原則

6.1.1 區調根據公司有關部門提出的年、季度發、購、供電計劃和相關單位檢修計劃，在“公開、公平、公正” 原則的基礎上編制月、日調度計劃，并保證實施。

6.1.2 充分發揮發、輸、變電設備的能力，在滿足各種約束的前提下，制定月、日調度計劃，保證電力電量的正常供應，滿足水庫各項綜合運用基本要求。

6.1.3 月度發電調度計劃應在年度分月發電計劃的基礎上，綜合考慮用電負荷需求、月度水情、新能源發電、電網設備能力及其電氣設備檢修情況等因素進行編制。

6.1.4 日發電調度計劃在月調度計劃的基礎上，綜合考慮近期內水情、新能源發電、電網設備能力及其檢修情況、氣象等因素進行編制。

6.1.5 區調編制發、供電調度計劃時，應留有旋轉備用容量，分配備用容量時應考慮輸電網絡的送（受）電能力。寧夏電網的旋轉備用容量應不小于網內單機容量最大的發電機組的額定功率，同時要適當考慮為風電、光伏發電預留一定的旋轉備用容量。

6.2 月調度計劃的編制和執行 6.2.1 月調度計劃主要內容 a)全網及各地區負荷預測及用電計劃。b)水電廠水庫控制運用計劃。c)統調電廠發電計劃。d)省間購售電計劃。

e)省間聯絡線電力、電量計劃。f)電氣設備停電計劃及進度表。

g)各地區負荷功率因數和各中樞點電壓（或無功）允許偏 差范圍。6.2.2 每月 15 日前區調統調廠、各地調應根據水情和檢修情況將次月發電、用電計劃報區調。每月 5 日 24:00 前區檢修公司、各地調將停電計劃報區調并報相應供電公司。如遇到報送日期為節假日，則報送日期提前至節假日前最后一個工作日。

6.2.3 編制全網月停電計劃并納入月調度計劃。

6.2.4 水電廠根據水情預報及發電計劃將預計的月末運行水位報送區調。6.2.5 每月 13 日由區調主持召開月度停電計劃協調會，確定次月調度計劃。如遇到節假日，則順延至節假日后第一個工作日。6.2.6 月度調度計劃編制完成后，經上級調控機構及寧夏電力公司主管生產領導批準后，下發有關單位執行。6.3 日調度計劃的編制和執行 6.3.1 日調度計劃內容

a)全網及各地區 96 點日用電負荷預計曲線。b)省間聯絡線 96 點有功曲線。c)省間電力電量交換計劃。

d)統調電廠日發電量及有功出力曲線。e)發電設備停電計劃。f)輸變電設備停電計劃。

g)電網運行風險預警通知書（可能觸發電網風險時提供）。h)特殊運行方式下穩定措施變更通知單。6.3.2 調度計劃處在月調度計劃的基礎上，根據西北分中心下達的省間日購售電計劃并結合電網實際情況、短期負荷預報、新能源發電預測、設備運行狀況等編制日發電調度計劃，并進行電能日前安全校核，確保日調度計劃滿足安全穩定導則要求，經調度計劃處、調度控制處、系統運行處處長審核，區調主管生產領導批準后，由區調值班調度員負責下達執行。

6.3.3 調度計劃處受理區調調管范圍內電氣設備停電工作申請票，經過調度、計劃、系統、保護、自動化處、公司科技信通部通信處處長審核，區調主管生產副主任或總工程師批準后形成日檢修計劃，區調值班調度員負責下達執行。

6.3.4 調度計劃處在編制日停電計劃時，對于重大檢修方式或可能觸發風險預警的檢修方式，應提前 1 周下達風險預警通知書，系統運行處根據需要下達有關檢修方式下電網運行控制原則的調度業務聯系單。

6.3.5 各直調發電廠應嚴格執行日有功負荷計劃曲線，并根據調度指令調整，當發電廠無法按計劃運行時，應立即匯報區調值班調度員，區調按有關規定進行考核。

6.3.6 正常情況下區調應嚴格執行日調度計劃。出現下列緊急情況之一時，區調值班調度員可以調整日發電、供電調度計劃，發布限電、調整發電廠功率及開、停發電機組等指令，并匯報西北分中心值班調度員，通知有關地調值班調度員及直調發電廠值班長：

a)發電、供電設備發生重大事故或電網發生事故。b)電網頻率或者電壓超過規定值。c)輸變電設備負載超過規定值。

d)主干線路功率超過規定的穩定極限。

e)其它威脅電網安全運行的緊急情況。6.4 設備停電計劃的編制和執行 6.4.1 停電檢修分類

6.4.1.1 計劃檢修：指列入月度停電計劃的停電項目。

6.4.1.2 臨時檢修：計劃停電檢修以外的電氣設備停電檢修工作。設備異常需緊急處理以及設備故障停運后的緊急搶修、與已批準的計劃停電檢修相配合的檢修（但不得超過已批準的計劃停電檢修時間或擴大停電范圍）除外。6.4.1.3 事故搶修： 指由于設備健康或其它原因被迫停止運行，需立即進行搶修恢復的停電檢修工作。

6.4.1.4 依據《發電企業設備檢修導則》（DL/T 838-2003），發電廠機組檢修按檢修規模和停用時間分為 A、B、C、D 四個等級。6.4.1.5 有關單位向寧夏區調提交發電廠設備停電申請時，對于發變組單元式接線方式（發電機與變壓器之間無開關），應明確是機組檢修還是發變組檢修。對于發電機與變壓器之間有開關的，機組和主變的檢修申請應分別提交（本規程中規定： 機組不包括變壓器，發變組包括變壓器）。6.4.2 停電計劃編制原則

6.4.2.1 設備停電檢修的工期與間隔應符合有關檢修規程的規定，并滿足有功備用裕度和輸變電容量裕度的要求。設備停電檢修須協調配合，實行統一管理、統一安排進度、統一制定安全措施并予以落實，避免重復停電。

6.4.2.2 堅持計劃檢修，應修必修，合理安排檢修，保證檢修質量和檢修工期。設備檢修應做到相互配合，即電源和用電、發電和輸變電、主機和輔機、一次和二次設備停電檢修之間以及各單位之間的相互配合。

6.4.2.3 由生產或基建單位引起的設備停電（包括一、二次設備），均需納入計劃。

6.4.2.4 寧夏區調間接調管及許可設備的停電檢修也需納入區調停電計劃。6.4.2.5 設備停電計劃一經全網平衡后，原則上不再變動。當電網運行狀況發生變化導致電網有功備用裕度不足或電網受到安全約束時，電力調度機構應對相關的發、輸變電設備檢修計劃進行必要的調整，并及時向受到影響的各電網使用者通報。

6.4.2.6 月度停電計劃嚴格按照年度停電計劃項目進行編制，停電時間可根據電網實際情況及工程進度等進行調整，原則上不再增加年度計劃以外的檢修。月度停電計劃的內容包括設備名稱、檢修工期、檢修內容、停電范圍等。6.4.2.7 寧夏區調下達的月度停電計劃，原則上應在當月完成。確因特殊原因無法當月完成的，應由責任單位對未完成原因書面說明及改期時間，并上報寧夏區調。該電氣設備停電計劃需重新申請，寧夏區調根據電網運行方式平衡情況另行安排。

6.4.2.8 各單位在上報日停電計劃時應合理安排設備的操作時間，原則上同一電廠或變電站內不同時安排 2 個及以上運行元件的停電檢修計劃，同一輸電斷面或通道不安排線路同停； 全網內2 條及以上線路或同一電廠、變電站內 2 個及以上運行元件在當天停（送）電操作時間間隔是一個設備操作結束再進行另外設備的操作。

6.4.3 停電計劃的編制 6.4.3.1 年度停電計劃編制

6.4.3.1.1 寧夏電網內統調各發電廠、檢修公司及各供電公司應按照有關規程規定編制三年檢修工程滾動規劃，并于每年 9 月30 日前按照調管范圍向寧夏區調報送次年度寧夏區調調管設備停電計劃。

6.4.3.1.2 寧夏區調調管的 330 千伏及以上等級電氣設備的次年度停電計劃由寧夏電力公司調度控制中心編制，于 10 月 30 日前報送西北分中心。寧夏區調根據西北分中心次年度調管設備檢修計劃編制寧夏電網 220千伏及以上等級電氣設備次年度停電計劃，并于當年 12 月 31 日前以公司文件的形式下發。6.4.3.2 月度停電計劃編制

6.4.3.2.1 次月停電計劃由統調各電廠、檢修公司及各供電公司依據公司下達的電氣設備年度停電計劃，結合本單位實際情況，于每月 5 日 24： 00 前通過 OMS 系統將內部平衡后的月度停電計劃申請報送寧夏區調，此后將不再受理任何停電計劃申請。如遇到報送日期為節假日，則報送日期提前至節假日前最后一個工作日。

6.4.3.2.2 寧夏區調根據各單位上報的電氣設備月度停電計劃并結合電力電量平衡及電網安全約束編制成初稿，通過寧夏區調內部審核后，將月度停電計劃初稿下發至各單位征求意見，于每月13日由寧夏區調組織召開寧夏電網月度停電計劃協調會，集中進行停電計劃統籌安排。如遇節假日，則開會日期順延至節假日后第一個工作日。

6.4.3.2.3 寧夏區調編制完成次月月度停電預計劃后，于每月15 日前向西北分中心其調管范圍內的電氣設備停電計劃。預計劃一經排定后，除上級調度機

構管轄范圍內要求變動的停電計劃，其余工作不得修改及變動。

6.4.3.2.4 每月 28 日前，寧夏區調以公司文件形式正式下發次月月度停電計劃，各電廠、檢修公司及供電公司嚴格執行。6.4.3.3 節日停電計劃：除在月度停電計劃中確定外，一般情況應在節日前五個工作日報寧夏區調平衡后安排。

6.4.4 日停電計劃的申請、批復與執行

6.4.4.1 寧夏區調調管設備的停電檢修，雖已在年、月停電計劃中確定，但仍需在開工前三個工作日 10 點前由具備檢修工作票申請資格人員通過 OMS 系統向區調提出申請。如遇到報送日期為節假日或節假日后 3 個工作日內的工作，則報送日期均提前至節假日前 3 個工作日。

6.4.4.2 西北分中心直調機組及直調電廠升壓站電氣設備的停電申請，由直調電廠值長在開工前三個工作日 10 點前通過網調OMS 向網調申報，并向區調通過 OMS 系統上報停電申請。

6.4.4.3 國調直、間調、許可電氣設備的停電申請，由區檢修公司運維檢修部生產調度專責在開工前五個工作日 10 時前通過OMS 系統向區調申請，再由寧夏區調向上級調度部門申請。

6.4.4.4 區調受理運行單位日停電申請后，進行安全校核及檢修票流轉批復，在開工前兩個工作日 17 時前批復停電申請。國調、西北分中心直接、間接調管及許可設備檢修時間以國調、西北分中心批復時間為準。

6.4.4.5 區調受理的停電申請未獲批準即行作廢。工作單位如需檢修須重新按規定提出停電申請。

6.4.4.6 運行中發現設備缺陷需要臨時檢修，應盡早向寧夏區調提出申請，事故搶修可隨時向寧夏區調申請。

6.4.4.7 因基建施工單位施工或用戶本身工作需要，要求寧夏區調調管范圍內的設備停電時，其停電計劃和申請手續由設備運維單位統一向寧夏區調辦理。6.4.4.8 嚴禁未經辦理申請、未獲批準、未經允許開工而私自在已停電的設備上進行工作。在寧夏區調調管的電氣設備上進行帶電作業時，均須按正常手續辦理申請。

6.4.4.9 已經批復的設備停電計劃，設備狀態的改變，必須得到值班調度員的指令以后才能進行。檢修工作經值班調度員許可后方可開工。工作結束后應及時報告值班調度員，否則不能認為檢修工作已經完畢。

6.4.4.10 如因某種原因原定停運轉入檢修的設備延期開工時，不允許按原批準檢修的期限自行推遲設備投入運行或轉入備用的時間。如需變更工期，必須重新按停電申請的流程向寧夏區調申請。因系統原因不能按期開工，寧夏區調應提前通知申請單位。

6.4.4.11 開工檢修的設備因故不能按期完工，應在原批準的計劃檢修工期未過半前辦理延期申請手續。如果計劃檢修工期只有一日（包括每天都要恢復送電的檢修），只允許由于氣候突然變化，影響人身和設備安全不能繼續進行計劃檢修者，方可提出改期申請。臨修設備不允許改期。6.4.4.12 對正在檢修的設備，要增加工作項目，必須向寧夏區調增報申請，若有設備狀態變化必須明確要求，待批復后方能工作。新增工作要延長工期，應按第 6.4.4.11 款規定辦理延期申請手續。

6.4.4.13 設備的非計劃停運，或計劃檢修未能按期開工、完工，影響正常的電力電量交易計劃者，按有關規定追究相應單位的責任。

6.4.4.14 寧夏區調值班調度員有權批準下列對系統運行方式影響不大的臨時檢修：

a)不影響正常供電且在 24 小時內可以完成的設備檢修。

b)與已批準的計劃檢修相配合的檢修工作（但不能超出計劃檢修設備的檢修時間）。

設備新投管理

7.1 調管范圍內新(擴、改)建設備的建設單位，應在每年 8 月31 日之前向相應調控機構提交下年度的工程進度表、設計參數及對運行設備的影響情況，以便調控機構有計劃的安排投運并及時發揮效益，否則調控機構有權拒絕受理。7.2 凡新(擴、改)建的發、輸、變電設備（統稱新設備）接入電網運行，應遵循電網相關規程、技術標準和管理流程，調控機構應參與工程前期工作，涉及運行設備的配合停電、啟動調試等投入運行前的準備工作都必須經過調度部門的同意。

7.3 新設備的工程管理部門必須按《寧夏電網新(擴、改)建設備啟動管理規范》 有關時間要求，及時向所屬調度部門提供相關資料。調度部門收到全部資料后，進行相關的計算、核定和設備命名編號工作。

7.4 電網內調度命名應遵循統一、規范、唯一的原則。授權下級調控機構調管的設備，其調度命名應按規定報送區調備案。

7.5 新設備啟動前調度部門各專業應完成各項生產準備工作。

7.6 新設備運行單位確定最終投產日期后，應提前 3 天向調控機構提出書面啟動投產申請，調控機構根據系統運行情況進行安排。

7.7 新設備啟動前，相關人員應熟悉廠站設備，熟悉啟動調試方案、調度方案及運行規程規定等。新投產設備啟動調試期間，影響上級調控機構直調系統運行的，其調試調度方案應報上級調控機構備案。7.8 新設備啟動條件

7.8.1 新投運廠站（或間隔）完成調管范圍劃分，確定監控主體并按調管范圍報相應調控機構備案。

7.8.2 設備驗收工作已結束，質量符合安全運行要求，相關運 行單位按調度相關規定，向調度部門已提出新設備投運申請。7.8.3 所需資料已齊全，繼電保護及安全自動裝置調試報告等均已報送相應調度部門審核通過。設備參數實測工作已完成，實測報告以書面形式提供相關單位，并符合調度部門的要求。

7.8.4 接受電網統一調度的安全技術裝備和管理設施齊備。

7.8.5 運行人員通過上崗考試并取得合格證書，且名單已正式報區（地）調。現場標識、規程和制度等均已完備。

7.8.6 發電機組投運前三個月，按調管范圍與相關調度機構簽訂《并網調度協議》。

7.8.7 遠動設備和調度數據網絡設備已按電力行業標準、規程設計建成，遠動信息及調度數據網絡系統信息齊全，具備準確、實時送入有關電網調度機構的電網調度自動化系統的條件。

7.8.8 與并網運行有關的計量裝置和電能量采集終端安裝齊備并經驗收合格，電能量計量計費系統具備運行條件； 二次系統安全防護應滿足規定要求。7.8.9 資產分界點或關口計量點的電量數據通過電量采集終端具備完整、準確接入調度自動化系統的條件。與電網調度有關的通信設施（不同路由的主、備通道）通過調試，滿足繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、并網啟動、調度、測試試驗等的要求，與有關電網調度機構間的通信通道符合規定，并已具備投運條件。

7.8.10 保護定值已按實測參數調整到位，有關繼電保護定值通知單已下發現場，核對定值準確無誤。

7.8.11 變電站內部監控信息已通過實際回路操作驗證回路施工的正確性，并驗收合格。完成遠傳監控信息的核對驗收工作。

7.8.12 啟動試驗方案和相應調度方案已批準。7.8.13 啟動試驗方案和相應調度方案經審查批準。電網調度人員已掌握新設備并網啟動方案。

7.8.14 相關其它生產準備工作已經完成。7.8.15 啟動委員會同意投產。

7.9 新設備投產只有得到值班調度員的命令后方能投入系統運行。值班調度員接到啟動委員會啟動許可后，按照新設備啟動方案進行啟動工作。啟動過程中運行方式的改變、試驗安排等必須經值班調度員的許可后方能進行，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。7.10 新建機組或增容改造機組進入168 小時試運前必須完成的試驗包括：勵磁系統參數實測、PSS 投入試驗、調速系統參數實測、一次調頻試驗、AGC 試驗、AVC 試驗、進相試驗。

7.11 繼電保護及安全自動裝置應與一次設備同步投產。

頻率及聯絡線控制

8.1 頻率運行管理

8.1.1 電網額定頻率為 50 赫茲。裝機容量為 3000 兆瓦及以上電網，頻率偏差不得超過±0.2赫茲，正常情況下，頻率偏差按不超過±0.1赫茲控制。8.1.2 寧夏電網與西北電網聯網運行時，電網頻率由西北分中心負責調整，寧夏區調配合西北分中心進行頻率調整。

8.1.3 寧夏電網獨立運行或地區電網與寧夏電網解列運行時，寧夏區調可根據電網具體情況確定第一、第二調頻廠。第一調頻廠在其調頻能力范圍內應保持系統頻率在 50±0.2 赫茲以內，當電網頻率超過 50±0.2 赫茲時，第二調頻廠應主動協助調整，使頻率恢復至正常允許的偏差范圍以內。若需西北分中心直調機組擔任調頻電廠，寧夏區調需征得西北分中心同意。8.2 機組一次調頻運行管理

8.2.1 并網運行的機組應投入一次調頻功能。

8.2.2 機組一次調頻投退狀態應接入相應調控機構智能電網調度技術支持系統，實現調度端遠方監視。

8.2.3 機組投入一次調頻，首先應在電廠內部通過試驗，確認已達到《西北電網機組一次調頻運行管理辦法》 相關技術要求，征得機組所在電網調度管理部門和技術監督部門的認可后，方可確認該機組投入了一次調頻功能。8.2.4 西北分中心直調發電機組，其一次調頻功能由西北分中心負責管理。寧夏區調直接調管機組以及其他機組的一次調頻功能由寧夏區調具體負責，其功

能投退、技術指標變化、調速系統更新改造等情況須征得西北分中心同意并報送備案。

8.2.5 當電網頻率波動超出一次調頻死區時，機組在所有運行方式下都應自動參與一次調頻。現場應隨時記錄并保存機組一次調頻的投入及運行情況，以便有關部門進行技術分析與監督。

8.2.6 已由電網調度管理機構確認投入了一次調頻功能的機組，不得擅自退出此功能。

8.2.7 寧夏區調應實時監測直調機組一次調頻運行情況，對達不到規定技術指標要求的機組，按照“兩個細則” 進行考核。未達到一次調頻要求的機組應盡快進行功能完善、試驗等工作，并及時上報相關材料，在規定的時間內完成一次調頻整改工作。

8.3 廣義聯絡線調整

8.3.1 寧夏區調應充分運用 AGC、負荷預測等技術手段，按照西北分中心下達的廣義責任聯絡線調整直調機組出力，嚴格執行本控制區聯絡線電力、電量計劃，并滿足一定比例負荷偏差及新能源預測偏差的調整需求。8.3.2 在西北電網事故或特殊方式下，寧夏區調應按照西北分中心調度指令調整聯絡線送受計劃，輔助西北分中心進行調峰、調頻及輸電斷面調整。8.3.3 當寧夏電網發生新能源大幅波動、大容量機組跳閘、輸變電設備故障、電網損失較大負荷、負荷預測偏差大等情況時，經全力調整后仍造成本控制區聯絡線偏差超過允許值時，區調應在事故后及時向西北分中心匯報并申請修改廣義考核聯絡線計劃或聯絡線偏差免考核。申請修改（或免考核）聯絡線計劃時，須明確修改（或免考核）的數量及時間。

8.3.4 當電網安全和聯絡線調整發生矛盾時，應以優先保證電網安全為原則。9 無功控制和電壓調整

9.1 電力系統的無功和電壓的調整、控制和管理，由各級調控機構按調度管轄范圍分級負責。電力系統的無功電壓管理實行“分區分層、就地平衡” 的原則。

9.2 各級調控機構應在所轄范圍內設置電壓監測點、考核點及電壓允許波動范圍。220 千伏及以上電網的電壓質量監測點、考核點及電壓允許波動范圍由區調設置并報西北分中心批準。地調設置所轄范圍內的電壓質量監測點、考核點及電壓允許波動范圍，并報省電力公司批準和區調備案。凡有調整手段的電壓考核點均應實施逆調壓。

9.3 各級值班監控（運維、運行）人員必須監視電壓考核點的電壓，區調與地調、發電廠要互相配合，根據相應調控機構下達的電壓曲線和相關規定的要求，充分利用現有調壓手段進行電壓調整，并逐步實現自動控制方式。

9.4 各調控機構、發電廠要保證自動電壓控制系統（AVC）正常運行時處于閉環控制狀態。各級運行、監控人員必須監視 AVC 系統運行狀態，發現問題及時匯報、處理。地調 AVC 系統、發電廠AVC 子站改變運行狀態需征得寧夏區調值班調度員同意。

9.5 各供電公司、檢修公司要認真維護無功補償裝置及調壓裝置，使其保持完好狀態。無功補償裝置及調壓裝置應定期維護，發生故障時應及時修復，保證無功補償設備及調壓裝置可用率達到 96%以上。

9.6 裝有有載調壓變壓器的變電站，應綜合考慮調壓措施效果。電壓偏低時不宜調整主變壓器分接頭，防止配網大量吸收主網無功； 電壓偏高時不宜調整

主變壓器分接頭，防止配網向主網反送大量無功。

9.7 各發電廠、變電站需根據區調要求投入 AVC 裝置，不得擅自退出。9.8 在電壓水平影響到電網安全時，調度部門有權采取限制負荷和解列機組、停運線路等措施，防止電壓崩潰。

9.9 水、火電廠無功功率及調壓運行管理

9.9.1 發電廠應按調度部門下達的無功出力或電壓曲線，嚴格控制高壓母線電壓，保證高壓母線日電壓合格率為 100%。若由于調整能力所限無法達到時，應立即報告值班調度員。

9.9.2 各并網機組必須具備《電力系統電壓和無功電力技術導則》 所規定的遲相運行能力（額定功率時滯后功率因數應能達到cosφ =0.85～0.9）。達不到要求時，發電廠應進行無功帶載能力試驗，確定發電機發出無功的最大能力，報所屬調控機構備案。

9.9.3 各并網機組必須具備《電網運行準則》 所規定的進相運行能力（I00 兆瓦及以上機組在額定功率時超前功率因數應能達到cosφ =0.95～0.97），發電廠應按調度機構要求進行進相試驗，確定發電機的實際可用進相范圍，其調壓能力、進相運行資料報所屬調控機構備案，并嚴格執行區調下發的發電機進相運行規定。

9.9.4 區調值班調度員在中樞點電壓高于上限且其它常規調壓手段均已進行完畢，而電壓仍超出允許值上限時，可采用鄰近電廠已經過試驗確定可以進相的發電機進相調壓。

9.9.5 區調值班調度員在實施發電機組進相時，要綜合掌握電網的穩定性控制，對進相運行的機組要優先降有功出力調峰，以增加穩定儲備。

9.9.6 發電廠運行值班人員在機組進相操作過程中要平穩進行，并注意監視有關母線電壓，當發現異常時應立即按現場運行規程處理，并將情況報告區調值班調度員。

9.9.7 區調值班調度員在電網發生異常引起電壓或穩定儲備降低時，要立即指令進相機組增加勵磁并退出進相運行。

9.9.8 發電機的勵磁裝置、強勵、低勵限制功能、失磁保護、AVC 和無功補償裝置應正常投入運行。其停用、試驗應事先經調度管轄的調控機構批準。發生故障停用時，應立即報告值班調度員。

9.9.9 區調統一確定所管轄發電廠的升壓變壓器分接頭位置，任何單位不得自行變動。

9.10 風電廠無功電壓控制原則

9.10.1 當風電廠并網點的電壓偏差在-10%～+10％之間時，風電廠應能正常運行。

9.10.2 風電廠變電站高壓側母線電壓正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的 10％，一般應控制在額定電壓的-3%～+7％。9.10.3 風電廠無功補償裝置宜采取自動控制方式。

9.10.4 在風電機組發電時，風電廠升壓變電站高壓側不應從系 統吸收無功功率。

低頻低壓減負荷管理

10.1 為防止電網低頻率或低電壓運行而擴大事故，應有計劃地配置足夠數量的低頻低壓減負荷裝置。在頻率或電壓嚴重下降時自動切除部分次要負荷，以保證電網的安全運行及對重要用戶的不間斷供電。

10.2 新（擴、改）建變電站必須按要求設置低頻低壓減負荷裝置并與一次設備同步投運。

10.3 低頻低壓減負荷裝置的設置和整定原則依照《電力系統自動低頻減負荷技術規范》和《電力系統自動低壓減負荷技術規范》的相關規定執行。10.4 低頻低壓減負荷方案應按上級電網低頻減負荷統一整定方案的要求，確定整定輪次和各輪切除負荷數量，并報上級調度備案。

10.5 區調于當年 1 月完成低頻低壓減負荷方案的編制下發，各地區供電公司在方案下發 15 日內編制地區電網低頻低壓減負荷方案，各地區供電公司和檢修公司分別負責各自運維廠站方案的 具體實施，并于當年 3 月份完成方案的實施工作，同時報寧夏區調備案。

10.6 各地區供電公司應嚴格執行調控機構下達的低頻低壓減負荷實施方案。10.7 檢修公司不負責運維變電站低頻低壓減負荷方案的制定工作，必須嚴格執行地區供電公司的低頻低壓減負荷方案。10.8 低頻低壓減負荷裝置的運行管理

10.8.1 低頻低壓減負荷方案包含的變電站低頻低壓減負荷裝置正常均應投入使用，未經區調同意，不得自行退出。若低頻低壓減負荷裝置因故退出，在系統頻率或電壓降到該裝置的動作值時，應手動切除該裝置所控制的線路負荷。10.8.2 自動低頻低壓減負荷裝置有效切除的負荷不允許通過備用電源自動投入裝置恢復送電。低頻低壓減負荷裝置動作切除的負荷送電時，需區調值班調度員同意。

10.8.3 各地區供電公司管轄內的低頻低壓減負荷裝置應按有關規程定期校驗和處理缺陷，保證可靠投入運行。

10.8.4 對現有低頻低壓減負荷裝置的方案完善、更改須經寧夏區調審批。10.9 電網發生事故出現系統頻率、電壓低于低頻低壓減負荷裝置整定值的情況時，各地調值班調度員應及時了解低頻低壓減負荷裝置動作情況（動作時間和切除的負荷量），并及時報告區調值班調度員。事故后各地調還應向區調書面報送管轄范圍內低頻低壓減負荷裝置的動作情況分析與評價材料。11 電網穩定管理

11.1 電網穩定分析應按照“統一計算程序、統一計算標準、統一計算參數、統一計算模型” 的原則，依照調管范圍分級負責進行。區調與各地調在穩定計算中要密切配合，并有責任相互提供必要的參數與信息。

11.2 各級電網調度機構編制的電網安全穩定運行規定，一般一年修訂一次，遇有電網結構或電網運行方式發生重大變化時，應及時修訂或做專題研究。11.3 各級電網安全穩定運行規定需經相應公司生產主管領導批準后執行。下級調度機構的電網安全穩定運行規定應及時上報上級調度機構備案，并不得與上級調度機構的電網安全穩定運行規定相抵觸。

11.4 各級調度機構負責調管范圍內電網的安全穩定計算分析，負責所調管電網安全穩定措施的制定和實施，并報上級調度備案。下級調度機構的安全自動裝置和電網穩定措施，其狀態改變可能影響上級調度電網安全穩定水平時須報告上級調度機構。

11.5 在日常運行中應按調度管轄范圍密切監視電網運行狀態，并嚴格按照運行規定的限額進行控制。當斷面輸送功率達到或接近穩定規程時，應立即報告上級調度機構值班調度員，并及時進行調整。

11.6 各發電廠負責制定保電用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，并報區調備案。及時組織落實調度制定的有關系統穩定的具體措施。

11.7 各級調控機構應制定本網黑啟動調度操作方案，并根據電網發展，適時修訂。作為電網黑啟動電源點的相關發電廠應按區調要求每年定期進行機組黑啟動試驗，并將試驗報告送區調系統運行處備案。11.8 機組涉網安全管理

11.8.1 電力系統穩定器 PSS 管理 11.8.1.1 寧夏區調職責 11.8.1.1.1 組織、協調寧夏區調直接管轄發電機組 PSS 性能驗證試驗，審核試驗報告，向西北分中心上報調管機組 PSS 性能驗證試驗報告及審核結果備案。

11.8.1.1.2 編制并下達寧夏區調直接管轄發電機組 PSS 定值，向西北分中心上報機組 PSS 定值備案。根據電網實際運行工況和需要，確定寧夏區調直接管轄發電機 PSS 投退狀態，并上報西北分中心核準。

11.8.1.1.3 負責建立并維護寧夏區調直接管轄機組 PSS適用于當前電網安全穩定分析工具的計算模型和參數，并將機組 PSS 計算模型和參數報西北分中心備案。負責建立并維護寧夏區調管轄機組 PSS 計算模型參數庫。11.8.1.1.4 定期開展電網小干擾穩定分析，校核寧夏電網各典型方式動態穩定水平，發現動態穩定薄弱環節，提出包括調整部分發電機組 PSS 定值及投退狀態的對策，并在西北分中心統一協調下安排相關并網電廠實施。11.8.1.1.5 組織本區調管轄范圍機組 PSS 相關事故調查和分析。11.8.1.2 并網發電企業職責

11.8.1.2.1 負責勵磁系統 PSS 模塊的選型安裝、運行維護、調試檢修及技術改造全過程工作，確保 PSS 在其生命周期全過程處于良好的運行狀態，滿足運行可靠性和其他功能性運行指標要求。

11.8.1.2.2 負責按照標準和電網要求組織并實施 PSS的整定和性能試驗，包括按調度管轄范圍向相應調度部門上報 PSS 預整定方案和性能試驗方案申請，實施性能試驗，按要求上報性能試驗結果等。

11.8.1.2.3 執行調控機構下達的 PSS 參數整定單，根據調控機構的要求投退勵磁系統 PSS 模塊。

11.8.1.2.4 保證 PSS 和其他機組保護以及機組監控系統（DCS等）控制模式的配合，在保證機組安全穩定運行的同時確保 PSS能夠切實發揮作用。

11.8.1.2.5 監視勵磁系統 PSS 模塊的運行狀態，及時發現 PSS故障或異常狀況并向相應調度部門匯報，提出故障或異常原因的技術分析意見，協助并參與相關事故調查。

11.8.1.2.6 建立勵磁系統 PSS 臺帳，保持臺帳的有效性、完整性和準確性，并按要求向調控機構上報 PSS 模型參數資料。

11.8.1.2.7 在電網調度部門統一協調下參與提高電網動態穩定水平工作，實施 PSS 性能優化、參數重新整定和驗證工作。11.8.2 涉網保護管理

11.8.2.1 并網電廠應重視與加強廠用系統繼電保護整定計算與管理工作，杜絕因廠用系統保護不正確動作擴大事故范圍。

11.8.2.2 并入寧夏電網且由寧夏電力調度控制中心直接調管的發電機組的發電機定子過電壓、發電機定子過激磁、發電機定子低電壓、發電機低頻率、發

電機高頻率、發電機失步保護、發電機失磁保護、低勵限制的定值應報區調備案，并滿足以下要求：

11.8.2.2.1 發電機定子低電壓保護定值應低于系統低壓減載的最低一級定值。發電機定子低電壓保護中動作值一般不高于額定電壓的 0.75 倍、時限應不低于 1.0 秒，動作于信號。

11.8.2.2.2 發電機定子過電壓保護整定值應結合發電機的過電壓能力，采用較高的定值。對于汽輪發電機，過電壓保護整定值根據定子繞組絕緣狀況決定，一般不低于額定電壓的1.3 倍，動作時限取 0.5 秒，保護動作于解列。對于水輪發電機，過電壓保護整定值根據定子繞組絕緣狀況決定，一般不低于額定電壓的1.5倍，動作時限取 0.5 秒；采用晶閘管整流勵磁的一般不低于額定電壓的 1.3倍，動作時限取 0.3 秒，保護動作于解列。過激磁保護依據廠家提供的發電機、升壓變過激磁曲線，選擇其中過激磁能力低者進行整定，可由低定值和高定值兩部分組成。過激磁保護如果配置定時限保護，其低定值部分應帶時限動作于信號，高定值部分應動作于解列。過激磁保護如果配置反時限保護，反時限保護應動作于解列。過激磁保護啟動值不得低于額定值的1.07 倍。

11.8.2.2.3 發電機失磁保護應能正確判斷失磁狀態，宜動作于解列。發電機失磁保護應具備不同測量原理復合判據的多段式方案。與系統聯系密切的發電廠或采用自并勵勵磁方式的發電機組宜將阻抗判據作為失磁保護的復合判據之一，優先采用定子阻抗判據與機端三相正序低電壓的復合判據。在機組自身沒有失磁的情況下，系統振蕩（含同步振蕩）時發電機組失磁保護不應動作。勵磁調節器中的低勵限制應與失磁保護協調配合，遵循低勵限制先于失磁保護動作的原則，低勵限制線應與靜穩極限邊界配合，且留有一定裕度。11.8.2.2.4 發電機失步保護應能正確區分失步振蕩中心所處的位置。發電機失步保護的失步次數定值一般不超過 2 次、失步保護范圍不超出升壓變，電網調度管理部門要求須與系統配置的失步保護相配合者除外。

11.8.2.2.5 汽輪發電機組頻率異常保護的動作定值應滿足《電網運行準則》 中汽輪發電機組頻率異常運行能力的要求。發電機組低頻保護應與電網的低頻減載裝置配合，低頻保護定值應低于低頻減載裝置最后一輪定值。發電機組過頻保護應與電網的高頻切機裝置配合，遵循高頻切機先于過頻保護動作的原則。同一電廠過頻保護應采用時間元件與頻率元件的組合，分輪次動作。

11.8.2.3 各發電廠應每年定期核查涉網保護的定值，對不滿足上述要求的定值應在保護發電設備安全的情況下及時調整。

并網調度管理

12.1 并網運行的發電廠、地區電網和直供電用戶必須服從調控機構的統一調度。

12.2 需要并網運行的發電廠、地區電網和直供電用戶的供電設備與所并入的電網雙方之間，必須在并網前按國家有關法律法規，根據平等互利、協商一致的原則簽訂并網調度協議(并網電廠按國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局制定的《并網調度協議(范本)》 簽訂)，并嚴格執行。調控機構應向并網電廠提供《寧夏電網新機并網指南》、《省電網發電機組首次并網投運必備條件列表》 及《省電網發電機組進入 72 小時/168 小時試運行必備條件列表》。12.3 協商一致必須以服從統一調度為前提，以《電網調度管理條例》 為依據，以電網安全、優質、經濟運行為目的，并符合國家有關電網管理的法律法規以及電力行政主管部門和電網管理部門的規程、規定、規范、標準等。

12.4 并網方應在首次并網日的三個月前，向調控機構提交并網申請書。并網申請書的內容應符合《并網調度協議》 的要求。

12.5 調控機構依據《并網調度協議》和《寧夏電網新機并網指南》《寧夏電網新（擴、改）建設備啟動管理規定》的內容對并網方的并網條件進行認定。12.6 并網方根據調控機構已確認的并網調試調度方案，按照值班調度人員的調度指令進行并網調試，并網調試設備應視為系統運行設備。

12.7 調控機構應針對并網調試期間可能發生的緊急情況制定事故處理預案。12.8 并網設備通過調試后，并網方應向調控機構提交調試報告和正式并網運行申請。經調控機構批準后方可正式并網運行。12.9 未簽定并網調度協議的不能并網運行。

12.10 并網電廠在進入商業運行前，還應通過安全性評價并合格。

12.11 并網運行的發電廠、地區電網和直供電用戶運行值班人員上崗前須參加調控機構舉辦的上崗培訓并考試合格。

水庫調度管理

13.1 依照《水法》、《防洪法》、《電網調度管理條例》、《中華人民共和國防汛條例》、《黃河水量調度條例》、《水庫調度工作規范》 等有關政策規范，做好水庫調度工作。

13.2 水庫調度的基本原則： 按照設計確定的任務、參數、指標及有關運用原則，在確保樞紐工程安全的前提下，充分發揮水庫的綜合利用效益。13.3 水庫防洪防汛工作服從有管轄權的防汛部門的統一領導和指揮。13.4 調控機構職責

13.4.1 負責電網內直調水電廠水庫經濟調度和運行工作，制訂水庫運用和發電調度計劃并監督執行。

13.4.2 負責與上下級調控機構、政府有關部門以及綜合用水單位聯系協調水庫調度相關業務。

13.4.3 負責電網水調自動化系統及網內水電廠水調自動化系統的管理。13.4.4 負責區內及所屬水電廠的水文、氣象信息收集及預報管理。13.4.5 參與電網負荷預測、電力電量平衡、運行方式編制、運行分析、節能發電調度及“三公” 調度等有關工作。

13.4.6 參與電網內公司系統的防汛、同業對標及電力市場等有關工作。13.5 水電廠職責

13.5.1 水電廠應按要求向相應電網調控機構提供水庫調度有關的運行參數、指標和基本資料（含歷史水文資料）。如主要參數、指標及基本資料發生變化，應及時核準并上報。

13.5.2 水電廠應按照調度部門頒發的水調自動化系統運行管理規定，建設水調自動化系統，系統應充分滿足向上級調控機構水調自動化系統傳輸流域水文氣象信息及水庫運行數據的功能，制定管理細則并加強維護管理，確保系統可靠運行。

13.5.3 水電廠應根據水庫設計的防洪標準、洪水調度原則和防護對象的重要程度，結合樞紐工程實際情況,于每年4月1日前制訂年度水庫洪水調度方案，按照相應程序審批后報相應電網調控機構備案，于每年10月底前向相應電網調控機構上報本年度水庫度汛和大壩安全工作總結。

13.5.4 水電廠應及時向相應電網調控機構報送水庫調度重要信息，主要包括年度、月度水庫運用計劃，所轄流域防洪調度，水庫停機排沙及影響水庫綜合

利用的樞紐施工情況等。

13.5.5 水電廠應做好水庫經濟運行工作，重視短期水文氣象預報，制訂相應日運行計劃，優化開機方式及負荷分配，保持水庫較高水位運行，加強綜合用水管理，充分利用水能資源。

13.5.6 凡并入電網運行的水電廠，在保證各時期控制水位的前提下，應充分發揮其在電網運行中的調峰、調頻和事故備用等作用。

13.5.7 水電廠應在每月1日向相應電網調控機構報送水庫調度月報，在每年1月15日前報送上年度水庫調度工作總結。14 新能源調度管理

14.1 按照《中華人民共和國可再生能源法》 的要求，在確保電網安全穩定運行的前提下，全額保障性收購符合并網技術標準的風電、光伏發電等新能源上網電量。

14.2 根據風電、光伏發電功率預測結果，在確保電網安全穩定運行的前提下，合理安排電網運行方式，優先調度風電、光伏發電等新能源。14.3 并網管理

14.3.1 調控機構應嚴格按照《風電場接入電網技術規定》、《光伏電站接入電網技術規定》 及并網調度協議要求，做好風電場和光伏電站并網管理工作。14.3.2 凡并入寧夏電網運行的風電場、光伏電站，必須與調度管轄對應的調控機構簽訂并網調度協議及購售電合同，并服從電網調控機構的統一調度，接受技術監督，不得無協議并網運行。

14.3.3 新建風電場應滿足《國家能源局關于印發風電機組并網檢測管理暫行辦法的通知》 要求，所用機型應在并網前通過國家認證檢測單位進行的并網檢測，否則不得并網。

14.3.4 風電場輸變電一次設備及二次設備配置應當符合《風電場接入電網技術規定》 的技術要求，光伏電站輸變電一次設備及二次設備配置應當符合《光伏電站接入電網技術規定》 的技術要求。電力二次系統應當符合《電力二次系統安全防護規定》 和其它有關規定。

14.3.5 新建、改建、擴建的風電場和光伏電站必須具備齊全的變電站和機組技術資料，包括繼電保護、安全自動裝置、調度自動化、電力通信、機組類型和主要參數等相關資料，掌握風電場和光伏電站所處地域內的自然地理和風力資源等基本情況，為新能源調度工作提供可靠依據。應注重資料的積累，必要時予以補充和修正。

14.3.6 新建、改建、擴建的風電廠和光伏電站投入運行前，電網調控機構應當根據國家有關規定、技術標準和規程，組織認定風電廠和光伏電站的并網基本條件。不符合并網基本條件的，調控機構應向發電企業提出改進意見。14.3.7 新建、改建、擴建的風電廠、光伏電站應在并網前三個月向電網調控機構提交調度基本資料。發電企業應當按照新設備啟動并網調度方案和有關技術要求完成啟動準備工作。在首次并網前 3 日向相應調控機構提出并網申請，提交機組調試計劃，辦理相應的調度管理手續并在機組首次并網前，征得值班調度員同意。

14.3.8 光伏電站調試運行結束后，應提供經有資質單位提交的光伏電站運行特性的測試報告，內容包括： 光伏電站有功功率控制能力、無功/電壓控制能力、電能質量、低電壓耐受能力、相關涉網保護、運行特性及調控機構要求的其他并網調試項目。

14.3.9 風電廠調試運行結束后，應提供風電機組的電能質量、有功和無功調節性能、低電壓穿越能力等項目的檢測報告，還應提供風電廠的電能質量、有功和無功調節性能檢測報告。

14.3.10 風電廠和光伏電站在全部檢測項目檢測合格，全部電氣一次和二次設備調試合格并完成并網安全性評價后才可以進入商業運行。

14.3.11 風電場和光伏電站應按照相關規程、規定，通過自動化系統向電網調控機構報送其運行信息，對于調控機構需要調整或增加的與發電調度有關的數據或信息時，發電企業應按照有關要求調整和增加。

14.3.12 風電場應在并網后 6 個月內完成電能質量、有功功率/無功功率調節能力、機組低電壓穿越能力、電網適應性測試、電氣模型驗證等現場檢測及評估。檢測不合格的，須解網整改。14.4 功率預測和發電計劃

14.4.1 風電廠、光伏電站須簽訂風電、光伏功率預測服務合同，確保氣象信息的來源，并與當地氣象部門合作，逐步建立歷史氣象信息和發電曲線資料庫，根據氣象預測資料，研究新能源發電的規律。

14.4.2 寧夏區調、風電場和光伏電站應建立相應的功率預測系統。

14.4.3 風電場、光伏電站應根據多年氣候情況預測下一年發電量，并按規定上報相應調控機構。

14.4.4 風電場、光伏電站應根據氣候情況預測下月發電量和最大出力、最小出力，并按規定上報相應調控機構。

14.4.5 并網風電場、光伏電站應開展短期和超短期功率預測工作，并按規定將功率預測結果上報相關調控機構。

14.4.6 風電場、光伏電站日發電計劃依靠功率預測系統的預測結果來編制，供電力電量平衡時參考。遇異常天氣等特殊情況，實際出力與預測值偏差較大時，可以根據電網運行情況及時對發電計劃進行調整。

14.4.7 當電網運行受到約束時，電網調控機構可對風電場、光伏電站發電計劃進行適當調整。14.5 調度運行

14.5.1 風電場、光伏電站應按相關規定要求，按期、按時向區調及其它相關調控機構報送年、月、日發電計劃和調管設備檢修計劃及檢修申請。

14.5.2 并網風電場、光伏電站應具備有功調節能力和有功自動控制功能。14.5.3 并網風電場、光伏電站應嚴格執行調控機構下達的發電調度計劃曲線（包括實時滾動修正的計劃曲線）和調度指令，及時調整有功功率。調控機構根據相關規定對并網風電場、光伏電站的計劃執行情況進行考核。14.5.4 并網風電場、光伏電站應裝設足夠的無功補償裝置，滿足地區電壓調整的需要，同時應保證無功補償裝置處于完好狀態并接受區調監督。

14.5.5 并網風電場、光伏電站應具備電壓調節能力和電壓自動控制功能，按照相關規定參與電網調壓。

14.5.6 并網風電場、光伏電站應根據調控機構下達的電壓范圍和調度指令，及時調整無功功率。

14.5.7 并網風電場、光伏電站相關設備的檢修應按照區調檢修管理規程執行。

14.5.8 并網風電場、光伏電站變電站需要安裝故障記錄裝置，記錄故障前 10 秒到故障后 60 秒的情況。該記錄裝置應該包括必要數量的通道，并配備至區

調的數據傳輸通道。

14.5.9 并網風電場、光伏電站內屬調控機構管轄范圍內的設備（裝置）參數整定值應按照調控機構下達的整定值執行。光伏電站、風電場在改變其狀態和參數前，應經相關調控機構批準。

14.5.10 正常情況下，不安排風電場、光伏電站參與系統調頻、調峰，但在下列特定情況下，風電場、光伏電站應根據調度機構值班調度員指令來控制其輸出的有功功率。電網恢復正常運行后，值班調度員應及時恢復相關風電場、光伏電站并網及其出力。

a)電網故障或特殊運行方式下要求降低風電場、光伏電站有功功率，以防止輸電線路發生過載，確保電力系統穩定性。

b)當電網頻率過高時，如果常規調頻電廠容量不足，可降 低風電場、光伏電站有功功率。

c)在緊急事故情況下，電力調度部門有權臨時將風電場、光伏電站解列。一旦事故處理完畢，應立即恢復風電場、光伏電站的并網運行。15 繼電保護和安自裝置

15.1 繼電保護和安自裝置是保證電網安全穩定運行和保護電氣設備的主要裝置。電力系統繼電保護裝置包括線路保護、變壓器保護、發電機保護、發電機-變壓器組保護、母線保護、斷路器輔助保護、電抗器保護、電容器保護、遠方跳閘保護、短引線保護、保護通道接口、數據交換接口、故障錄波器及故障信息管理系統等設備。安自裝置包括備自投、振蕩解列裝置、低頻低壓 減載裝置、區域安控系統等設備。

15.2 各運行單位應認真執行《繼電保護和安全自動裝置技術規程》、《微機繼電保護裝置運行管理規程》、《寧夏電網繼電保護和安全自動裝置運行管理規程》、《寧夏電網繼電保護整定系統運行管理規范（試行）》等有關規程規定及國家有關文件，以保證所轄范圍內繼電保護裝置的正常運行。

15.3 繼電保護裝置的運行實行“統一調度、分級管理” 的原則。各級調度按調管范圍劃分對繼電保護裝置實施調度管理。15.4 電氣設備必須有可靠的保護裝置，任何電力設備和線路在任何時候不得在無繼電保護的狀態下運行。

15.5 凡屬區調調管繼電保護裝置的投、退操作，必須依照區調值班調度員的指令進行。嚴禁擅自對繼電保護進行投、退操作。

15.6 發電廠、變電站應有完善的繼電保護現場運行規程，明確站內各設備保護裝置的投退操作原則。

15.7 一次設備在運行狀態或熱備用狀態時，其保護應為投入狀態。一次設備在冷備用或檢修狀態時，其保護應為退出狀態。

15.8 繼電保護和安全自動裝置的定期校驗應盡量配合一次設備的檢修同時進行，所有檢修工作應辦理申請手續。

15.9 超越年度運行方式規定的系統運行方式及中性點接地方式，須由寧夏區調主管領導批準。

15.10 繼電保護裝置出現異常時，運行人員應及時向主管調度匯報，根據現場運行規程無法處理時，立即通知繼電保護人員。

15.11 運行的電氣設備原則上不允許無主保護運行，特殊情況下停運主保護，按如下原則處理：

a)110 千伏線路的全線速動保護停用，后備保護故障切除時間必須滿足年度運行方式對系統穩定的要求。

b)220 千伏及以上變壓器（含發變組）、線路無主保護時 必須停運。

c)110 千伏及以上母線無母差保護運行時，后備保護故障切除時間必須滿足年度運行方式對系統穩定的要求。若不滿足，須經電力公司主管生產的領導批準方可停用。

d)在系統運行方式允許時，不宜采用旁路開關代變壓器運 行方式。15.12 在下列情況下應停用整套繼電保護裝置：

a)繼電保護裝置使用的交流電壓、交流電流、開關量輸入、開關量輸出回路作業。

b)繼電保護裝置內部作業。c)繼電保護人員輸入定值。

d)繼電保護裝置發生影響到裝置功能及出口的缺陷時。

15.13 線路縱聯保護裝置如需停用直流電源，應在兩側縱聯保護裝置退出后，才允許停用直流電源。

15.14 無人值守變電站高頻保護應設置通道自測，每天定時自動檢測高頻通道，檢測信號作為集中監控信號上送。15.15 代送線路

15.15.1 代送線路前將被代線路兩側高頻閉鎖保護停用，切換高頻通道結束后，測試高頻通道正常，投入高頻閉鎖保護。15.15.2 旁路代路前，需將線路兩側光纖差動保護退出運行，避免因旁路支路分流引起兩側差流過大，造成線路跳閘。15.16 重合閘應在下列情況下停用：

a)由于運行方式的臨時改變，三相重合閘可能出現非同期 重合或電勢角過大重合。b)開關遮斷容量不足時。c)空載線路充電時。

d)重合后會引起系統穩定破壞時。e)線路有人帶電作業要求停用時。f)重合閘裝置異常時。

15.17 220 千伏及以上電壓等級保護裝置定值更改時，要求雙套保護裝置輪流退出進行定值更改，線路另一側對應的縱聯保護裝置同時退出。15.18 保護裝置更改定值后或新保護裝置投入運行前，各級調 度、現場運行人員必須完成寧夏調度管理系統（OMS）中繼電保 護定值單執行流程，否則不允許該保護裝置投入運行，具體執行 流程參照《寧夏電網繼電保護整定系統運行管理規范（試行）》。

15.19 現場繼電保護工作結束，工作負責人應認真填寫發電廠、變電站現場工作記錄本，向當值值班員明確保護能否投入運行結論。

15.20 繼電保護動作信號、燈光信號，現場值班人員必須準確記錄后方可復歸。

15.21 現場運行人員每月對微機保護裝置時鐘進行檢查與校正。每月對微機保護裝置采樣值查看或打印一次，發現問題及時處理、匯報。15.22 故障錄波器與保護裝置一樣，正常情況下必須始終投入運行，并保持良好的工作狀態。未經調度批準，不得擅自停用。

15.22.1 現場運行人員每周手動起動故障錄波器一次，以檢查故障錄波器工作是否正常。

15.22.2 故障錄波器頻繁啟動時，現場運行人員應立即通知繼電保護人員處理。

15.23 保護及故障信息系統可以進行定值召喚、模擬量查看、錄波文件和歷史記錄查詢等操作，未經授權不得進行操作。定值修改、定值切換、壓板投退等功能禁用。

15.24 保護及故障信息系統的信息核對應納入保護設備定檢工作中，在保護設備定檢過程中應核對保護動作信息、告警信息、自檢信息、定值、故障量信息是否能正確上送故障信息系統。

15.25 保護及故障信息系統中不得擅自使用移動存儲設備。

15.26 通信專業人員在通道設備上工作影響繼電保護裝置的正常運行時，應提前向調度部門辦理申請手續，經調度批準后方可工作。

15.27 智能變電站繼電保護正常運行時，運行人員應通過后臺定期對保護狀態、壓板等進行調閱，確保裝置功能正確投入、網絡通信正常。

15.28 智能變電站繼電保護裝置光纖回路、二次回路、裝置內部有工作時應停運整套保護并投入該保護檢修壓板。

15.29 智能變電站繼電保護光纖回路工作前應確認相關合并單元及智能終端已退出運行，保護相關 SV 壓板及 GOOSE 壓板已退出。

15.30 智能變電站繼電保護裝置報 GOOSE 斷鏈或 SV 斷鏈時應退出相關保護，并立即聯系保護人員處理。

15.31 各級運行人員在繼電保護方面的職責 15.31.1 調度人員在繼電保護方面的職責 15.31.1.1 了解保護的原理。

15.31.1.2 批準和監督所轄保護的正確使用與運行。15.31.1.3 系統事故狀態或運行方式改變時，應按有關規程、規定對保護使用方式進行變更。

15.31.1.4 根據設備最大允許負荷，做好負荷調整，避免設備過載可能引起的保護跳閘。

15.31.1.5 在系統發生事故或異常情況時，應根據開關、保護的動作情況處理事故，并作好記錄，及時通知有關人員。根據保護裝置的測距結果，給出巡線范圍，及時通知有關單位。

15.31.1.6 熟悉繼電保護專業運行規程、規范和整定方案。15.31.1.7 負責與各級調度或現場值班員進行定值核對。15.31.2 監控人員在繼電保護方面的職責 15.31.2.1 了解保護的原理及二次回路，掌握繼電保護裝置及相關設備上送信息的含義。

15.31.2.2 負責監視保護裝置及相關設備上送信息，發生事故或異常后及時匯報主管調度，通知運行值班人員處理，并做好記錄。

15.31.2.3 負責監視設備的運行情況，出現過負荷運行及時匯報相關調度處理，避免設備過載可能引起的保護跳閘。

15.31.3（電氣）運行值班人員在繼電保護方面的職責

15.31.3.1 了解保護的原理及二次回路，掌握保護裝置打印（顯示）出的各種信息的含義。

15.31.3.2 負責與保護人員核對裝置運行定值的正確性，負責保護的投入、停用、校正時鐘等操作。

15.31.3.3 負責與調度人員核對保護裝置的定值。15.31.3.4 執行上級頒發的有關保護規程和規定。

15.31.3.5 負責巡視保護裝置和二次回路，做好保護屏體清掃，打印機紙張更換工作。

15.31.3.6 負責審核繼電保護工作人員的工作票及安全措施，審核無誤后許可工作。負責對繼電保護作業內容及現場進行檢查驗收。

15.31.3.7 保護裝置及其二次回路出現缺陷或異常情況時，及時趕到現場確認，向調度管轄對應的調控機構值班調度員匯報，做好記錄，聯系并督促有關單位處理。

15.32 各類型繼電保護裝置的運行注意事項和具體使用按《寧夏電網繼電保護和安全自動裝置運行管理規程》 等有關繼電保護專業規程、規范、反措的要求執行。

調度自動化系統

16.1 寧夏電力調度控制中心自動化處是寧夏電網調度自動化專業技術歸口管理部門，負責寧夏全網調度自動化系統的技術管理、技術監督和技術指導。16.2 寧夏電網調度技術支持系統負責實時采集和監視全網電力系統運行信息，自動調節與控制指定的電力設備，采集和處理全網發供電關口電能量，實現寧夏電網在線安全穩定計算和分析，是寧夏電網安全、優質、經濟運行和管理的重要技術支持系統。

16.3 本規程所指調度自動化子站設備是指變電站、開關站、換流站、火電廠、水電廠、風電場、太陽能電站等各類廠站的自動化設備，主要包括：

a)廠站監控系統、遠動終端設備（RTU）及與遠動信息采集有關的變送器、交流采樣測控單元、相應的二次回路。b)電能量遠方終端。

c)電力調度數據網絡接入設備。d)廠站二次系統安全防護設備。e)相量測量裝置（PMU）。f)計劃檢修管理終端。g)時間同步裝置。

h)風（光）功率預測子站。i)和諧調度支持系統子站設備。j)自動電壓控制（AVC）子站。

k)遠動終端、電能量遠方終端、PMU、路由器、安全防護

設備專用的電源設備（包括 UPS、直流電源等配電柜）及其連接電纜。

l)自動化數據傳輸通道，主要包括自動化系統專用的電力 調度數據網絡、專線、電話撥號等通道。

16.4 自動化管理和運行維護部門之問應相互配合、緊密合作，按照《寧夏電網調度自動化系統運行管理規程》 中各部門職責進行管理并嚴格執行。16.5 運行維護管理

16.5.1 運行維護和值班人員應嚴格執行相關的運行管理制度，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。

16.5.2 主站在進行系統的運行維護時，如可能會影響到向調度員提供的自動化信息時，自動化值班人員應提前通知值班調度員，獲得準許并辦理有關手續后方可進行； 如可能會影響到向相關調度機構傳送的自動化信息時，應提前通知相關調度機構自動化值班人員并辦理有關手續后方可進行。16.5.3 廠站在進行有關工作時，如可能會影響到向相關調度機構傳送的自動化信息時，應按規定提前通知對其有調度管轄權的調度機構自動化值班人員，自動化值班人員應及時通知值班調度員，獲得準許并辦理有關手續后方可進行。16.5.4 子站設備運行維護部門應保證設備的正常運行及信息的完整性和正確性，發現故障或接到設備故障通知后，應立即進行處理，并及時報對其有調度管轄權的調度機構自動化值班人員。事后應詳細記錄故障現象、原因及處理過程，必要時寫出分 析報告，并報對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門備案。

16.5.5 廠站應建立設備的臺賬、運行日志和設備缺陷、測試數據等記錄。每月做好運行統計和分析，按時向對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門填報運行維護設備的運行月報。

16.5.6 由于一次系統的變更(如廠站設備的增、減，主接線變更，互感器變比改變等)，需修改相應的畫面和數據庫等內容時，應以經過批準的書面通知為準。

16.5.7 廠站未經對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門的同意，不得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。

16.5.8 各類電工測量變送器和儀表、交流采樣測控裝置、電能計量裝置須按 DL/T 410 和 DL/T 630 的檢驗規定進行檢定。16.5.9 凡屬對運行中的自動化系統、設備、數據網絡配置、安全防護配置、軟件或數據庫等作重大修改，均應經過技術論證，提出書面改進方案，經主管領導批準和相關調度機構確認后方可實施。技術改進后的設備和軟件應經過 3～6 個月的試運行，驗收合格后方可正式投入運行，同時對相關技術人員進行培訓。

16.6 檢修管理

16.6.1 自動化系統和設備的檢修分為計劃檢修、臨時檢修和故障搶修。計劃檢修是指納入年度計劃和月度計劃的檢修工作； 臨時檢修是指須及時處理的重大設備隱患、故障善后工作等； 故障搶修是指由于設備健康或其他原因須立即進行搶修恢復的工作。

16.6.2 自動化檢修按照 OMS 系統自動化檢修流程進行管理，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一同編制和上報。對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門負責 進行審核和批復； 主站系統由其自動化管理部門提出，并報本調度機構的領導審核批準。

16.6.3 各廠、局應于每月 5 日向區調提供下個月的自動化系統設備檢修計劃，當月根據通知時間參加公司月度檢修平衡會對本單位調度自動化設備檢修計劃進行審核，25 日前將審核后的月度檢修計劃上掛 OMS 系統調度自動化月度檢修計劃。

16.6.4 子站設備的計劃檢修由設備運維單位至少在 3 個工作日前提出申請，臨時檢修至少在 2 個工作日前提出申請，同時報對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門批準后方可實施。

16.6.5 設備檢修工作開始前，應與對其有調度管轄權的調度機構自動化值班人員聯系，得到確認并通知受影響的調度機構自動化值班人員后方可工作。設備恢復運行后，應及時通知以上調度機構的自動化值班人員，并記錄和報告設備處理情況，取得認可后方可離開現場。

16.6.6 主站系統的計劃檢修和臨時檢修由自動化部門至少在 3個工作日前提出書面申請，經本單位其他部門會簽并辦理有關手續后方可進行； 如可能影響到向上級調度機構傳送的自動化信息時，應向上級調度機構提出申請并獲得準許后方可進行。

16.6.7 主站系統的故障搶修，由自動化值班人員及時通知本單位相關部門并按現場規定處理，必要時報告主管領導； 如影響到向相關調度機構傳送的自動化信息時，應及時通知相關調度機構自動化值班人員。故障搶修結束后，應及時提供故障分析報告。16.7 投運和退役管理

16.7.1 子站設備應與一次系統同時設計、同時建設、同時驗收、同時投入使用。59 16.7.2 子站設備永久退出運行，應事先由其維護單位向對其有調度管轄權的調度機構自動化管理部門提出書面申請，經批準后方可進行。一發多收的設備，應經有關調度協商后再作決定。

16.7.3 主站系統投入運行或舊設備永久退出運行，應履行相應的手續。16.8 缺陷管理

16.8.1 運行中的調度自動化系統和設備出現異常情況均列為缺陷，根據威脅安全的程度，分為嚴重缺陷和一般缺陷。

16.8.2 缺陷未消除前，運行維護部門應加強檢查，監視設備缺陷的發展趨勢。嚴重缺陷因故不能按規定期限消缺，應及時向相關調度機構匯報。16.8.3 缺陷處理應按照 SOP 缺陷處理流程進行管理，自動化管理部門負責對缺陷處理工作的及時性、正確性進行考核評價。

16.9 寧夏區調直調廠站的自動化設備為寧夏區調直調設備，其運行管理遵循“屬地化管理” 原則，即由設備所在單位負責設備的安全運行和維護。16.10 發電廠、變電站基建竣工投運時，自動化數據傳輸通道應保證同步建成投運。各級調度機構對調度數據網骨干網進行網絡結構調整或參數修改時，應報上級調度機構審批。新接入調度數據網的單位，或網絡接入單位對網絡結構進行調整時，應報主管調度機構審批。新的業務接入調度數據網時，應將業務描述、業務 IP 地址、開放端口、安全要求、用戶范圍等信息報主管調度機構審批。

16.11 電力調度數據網絡用戶在遇到網絡故障、網絡攻擊、收到非法信息、感染計算機病毒時，應及時向主管調度機構報告。

16.12 寧夏區調直調廠站及聯絡線兩側計量關口電能表計的運行管理由設備主管運行單位負責，關口電能表計和電能量遠方終端的計量監督由設備主管運行單位指定的計量部門負責。

16.13 調度自動化設備運行維護的責任單位應保證設備的正常運行及信息的完整性和正確性，發現故障或接到設備故障通知后，應立即進行處理，必要時派人到廠站處理，并將故障處理情況及時上報寧夏區調的自動化值班人員。

16.14 調度自動化設備運行維護的責任單位應制定自動化設備的檢修計劃，把檢查相應的遠動輸入輸出回路的正確性及檢驗相關的交流采樣裝置和變送器準確度列入檢修工作任務。檢修計劃需要各運行維護的責任單位上線填報，檢修工作同時上線流轉進行管控。

16.15 調度自動化設備需配置必要的備品備件和儀器儀表，并對各類設備及儀器儀表按規定進行定期檢測。

16.16 寧夏區調直（間）調輸電線路檢修或通信設備檢修等，如影響調度自動化通道時，由通信管理部門列出受影響的通道名單，附在相應的停役申請單后通知寧夏區調自動化處，經同意后方可進行。通道恢復時，也應及時通知寧夏區調自動化處，以便使自動化設備及時恢復運行。

16.17 調度員或監控員發現調度自動化系統信息不正確或其它不正常情況時，應及時通知自動化值班員進行處理，并做好記錄。

16.18 自動化值班員發現系統出現異常或信息不正常時，應及時通知調度員和相關單位自動化值班員，并進行處理，事后做好記錄。

16.19 各級調度機構應按“源端維護、全網共享” 的原則，維護調管范圍內的電網模型、圖形、實時數據。地調自動化管理部 門應及時將最新的電網公共模型、圖形、實時數據傳送給上級調度機構和其它相關調度機構。16.20 各發電廠、供電公司和區檢修公司應根據寧夏區調的統一要求進行自動化系統功能和設備的補充及更新改造。各發電廠、供電公司和區檢修公司調度自動化系統的建設規劃、功能設計、技術方案、設備選型必須經寧夏區調審查。調度自動化設備必須符合國家和行業標準，具備入網資格。必須滿足寧夏電網的入網要求和相關規定，符合寧夏區調規定的技術條件及通信協議，必要時應通過寧夏區調組織的技術測試。

16.21 各發電廠、供電公司和區檢修公司自動化部門應按有關規定要求定期核定本級電網調度自動化系統信息采集與考核范圍。每年第一季度內，行文上報寧夏區調，經核準后考核執行。運行的電網調度自動化設備及運行參數不得隨意更改。

16.22 各發電廠、供電公司和區檢修公司自動化部門必須上線建立本系統設備臺帳，要求技術參數完整、正確，并進行動態維護。設備投產后兩個月內將竣工報告、圖紙資料、設備及通道參數等報寧夏區調自動化處。

16.23 各發電廠、供電公司和區檢修公司自動化部門應在每年第一季度內將本單位自動化專業人員名單及聯系電話報送寧夏區調自動化處。專業人員變動時，應于一周內報送寧夏區調自動化處。

16.24 各發電廠、供電公司和區檢修公司自動化部門應對每月的運行數據進行分析統計，按期編寫運行月報和年報。月報于每月 5 日前上報寧夏區調自動化處，年報于每年 1 月 5 日前上報寧夏區調自動化處。

16.25 寧夏區調按有關規定對各發電廠、供電公司和區檢修公司自動化部門實施運行管理考核。

16.26 各發電廠、供電公司和檢修公司在做好計劃性工作之外，還需配合區調完成好臨時性工作。

16.27 自動發電控制（AGC）管理

16.27.1 自動發電控制（AGC）是保證電網安全、優質、經濟運行的重要技術手段之一，各發電廠應按《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》 等規定，建設和完善機組自動發電控制（AGC）功能。

16.27.2 凡新建單機容量 200 兆瓦及以上、已運行的單機容量300 兆瓦及以上火電機組（含供熱機組）、30 兆瓦及以上的水電機組應具備自動發電控制(AGC)功能。上述機組在正式并網前應與調度自動化系統進行 AGC 聯調試驗并滿足電網有關調整要求，并納入區調自動化系統 AGC 控制管理。

16.27.3 寧夏電網內各發電廠必須配合區調安排的定期或臨時的自動發電控制（AGC）功能調試工作，并按區調要求調整自動發電控制（AGC）系統的技術參數，調試結束后雙方應各自存檔，發電廠改變其技術參數前必須經區調自動化處批準，由區調再次安排調試，并對修改后技術參數和調試結果進行存檔。16.27.4 自動化系統 AGC 控制的機組運行工況，由調度端軟件控制，現場值班人員不得無故人工干預。

16.27.5 自動化系統 AGC 控制的機組發生如下緊急情況，現場值班人員可以先行將機組退出 AGC 控制，事后應立即匯報當班調度員。

a)機組已達上限出力或下限出力而控制指令仍然增加或減少出力，已影響機組運行安全。

b)現場遠動主機（RTU）已死機且 3 分鐘未恢復。c)機組有關保護已動作應打閘停機。

d)機組主要附屬設備故障，需要緊急停機處理。

16.27.6 自動化值班人員應認真監視 AGC 控制軟件的運行和通道情況，發現問題應及時處理。

16.27.7 對不滿足調整要求的 AGC 機組，區調有權責令整改，并依據有關法律、法規和規定進行處理。

16.27.8 寧夏電網新能源發電機組的自動發電控制功能應滿足《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》、《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》 的具體要求。

電力通信系統

17.1 寧夏電力通信網實行統一調度、分級管理、下級服從上級、局部服從整體、網絡集中化運行、設備屬地化維護的基本原則。17.2 通信網規劃是電網規劃的重要組成部分，由各級通信機構組織或參與編制并通過上級通信管理機構審查，其編制和滾動修訂周期應與電網規劃相一致。通信網規劃應遵循統籌規劃、適度超前、優化整合、資源共享的基本原則。17.3 各級通信網規劃和建設應充分考慮電網備調以及通信網容災的需求，在各級電網主調通信系統整體失效的極端情況下，通信網仍能證各調度點至備調通信暢通。

17.4 電網基擴建項目通信技術方案以及通信專項技改、大修項目技術方案應接受相應通信管理部門的專業技術審查。

17.5 新建通信設備須明確設備運行維護單位，經通信運行維護單位竣工驗收合格后方可投入運行，驗收資料報相關通信機構備案。

17.6 并網通信設備應具備國家電信主管部門或公司核發的通信設備入網許可證，設備技術指標應滿足公司通信技術標準和規范的要求。17.7 各級通信機構應建立健全電力通信應急機制，組織編制和 修訂所轄通信網應急預案，并組織定期演練。17.8 各級通信機構應合理配置人員，通信現場作業人員必須具備相應的通信專業知識和技能，熟悉電力安全生產規定，熟悉相應通信標準和工作流程，并經考核合格后方可上崗。

17.9 運行管理

17.9.1 各級通信機構應按照“統一協調、分級負責” 的原則，編制本級通信調管范圍內的通信網年度運行方式和日常運行方式。17.9.2 各級通信資源由相應通信管理部門實施統一管理，通信資源的調配應嚴格履行申請、審批流程，任何單位和個人未經許可不得擅自使用。通信資源基礎數據應采用信息化方式進行管理，并保證數據的準確性。

17.9.3 通信資源應優先保證電網調度生產業務（包括繼電保護及安全自動裝置、調度自動化數據、調度電話等）的需求。17.9.4 通信網應實施集中監控，地級及以上通信機構應建設通信網絡管理系統，功能包括網絡實時監視、通信資源管理、通信運行管理等。17.10 維護與檢修

17.10.1 通信設備維護應遵循屬地化維護的基本原則，各級通信機構應根據上級下達的維護責任區段及職責劃分負責相關通信設備的維護工作。17.10.2 各級通信機構應與電網運行維護單位明確光纜線路、電力載波、通信電源等設備維護界面，與繼電保護、自動化、信息、營銷等業務部門明確維護界面。

17.10.3 通信運行維護單位應確保電網調度生產業務（包括繼電保護及安全自動裝置、調度自動化數據、調度電話等）的通道暢通，調度電話必須進行錄音，錄音保存時間至少 1 年。

17.10.4 通信運行維護單位應儲備必要的備品備件，并定期進行測試，保證其可用性。

17.10.5 當通信檢修影響電網調度生產業務（包括繼電保護及安全自動裝置、調度自動化數據、調度電話等）時，相關部門和專業應對通信檢修票進行會簽。當通信檢修工作影響繼電保護及安全自動裝置通道時，應按照電網檢修管理規定同時辦理電網設備檢修手續。

17.10.6 電網設備檢修或基擴建施工如影響通信電源、引入光纜及其他設備正常運行，或輸電線路施工檢修造成光纜異動，檢修或施工單位須提前向相應通信運行維護單位提出計劃和申請，由通信運行維護單位向相應通信調度提出通信檢修計劃和申請，經通信專業管理部門審批同意后方可開展相關工作。如影響上級通信業務，必須報上級通信調度審批后，方可開展相關工作。17.10.7 當通信設備發生故障或缺陷時，相關人員應立即通知通信調度，并按照有關規定組織緊急搶修和設備消缺工作。通信運行維護單位應對通信故障應及時進行總結，提出整改措施和反事故預案，重大故障應列入通信故障案例庫。

調度操作制度

18.1 操作原則

18.1.1 電網倒閘操作應按調度管轄范圍，嚴格依據調度指令執行：

18.1.1.1 上級調管范圍內的倒閘操作，按照上級調控機構相關規定執行。18.1.1.2 凡區調直接調管范圍內的設備，其操作須由區調值班調度員發布調度指令后方可執行。

18.1.1.3 凡區調間接調管范圍內的設備，其操作須經區調值班調度員許可后，方可執行。

18.1.1.4 區調調管范圍內的設備操作對下級調度調管系統有影響時應提前通知有關調度。

18.1.1.5 地調管轄的設備的操作涉及區調管轄設備時，必須向區調提出申

請，區調可根據具體情況由區調操作或委托地調操作。

18.1.1.6 區調委托地調進行的操作，在操作前地調應及時聯系區調，操作完后盡快向區調匯報。

18.1.1.7 當涉及兩個調度單位的設備操作時，特別是設備管轄范圍交界處的操作時，應事先聯系好，嚴防互不通氣或聯系不清造成事故。18.1.1.8 調控機構間借用對方調管范圍內的設備時，須經調度管轄的值班調度員同意，雙方在確認借用前設備的運行狀態后，方可操作。18.1.2 倒閘操作前應充分考慮以下問題：

a)結線方式改變后電網的穩定性和合理性，保證有功、無功功率平衡及留有必要的備用容量。

b)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。

c)繼電保護、安全自動裝置運行方式是否合理，變壓器中性點接地方式、無功補償裝置投入情況是否正確。

d)操作對安控、通信、自動化、計量等方面的影響。

e)注意嚴防非同期并列、帶地線送電及帶負荷拉刀閘等惡 性誤操作，并應作好操作中可能出現的異常情況的事故預想及對策。

f)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送電時，應查明相序、相位正確。

g)操作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。

h)注意設備缺陷可能給操作帶來的影響。18.1.3 操作指令

18.1.3.1 調度運行人員在下達和接受調度指令時，必須使用普通話和調度術語，互報單位和姓名，開關、刀閘要用雙重名稱。

18.1.3.2 調度指令一般通過調度操作指令票和調度口頭指令兩種形式下達，兩者具有同等效力。

18.1.3.2.1 操作指令票： 由值班調度員擬票，經審核后下達的調度指令。18.1.3.2.2 口頭指令： 由值班調度員口頭下達的調度指令。此類指令調度員無須填寫操作指令票。

18.1.3.3 值班調度員在發布調度指令時，必須嚴格執行下令、監護、復誦、錄音、記錄等制度。

18.1.3.4 值班調度員發布操作指令時，必須發出“發令時間”。“發令時間” 是值班調度員正式發布操作指令的依據，運行值班人員沒有接到“發令時間” 不得進行操作。運行值班人員完成操作任務后，應立即向值班調度員匯報操作內容及完成情況，同時匯報“完成時間”，只有當值班調度員接到操作“完成時間” 的匯報后，該項操作指令才算執行完畢。

18.1.3.5 值班調度員對其發布的調度指令的正確性負責。現場運行操作人員接受值班調度員的調度指令，對其執行指令的正確性負責。18.1.3.6 受令人與值班調度員必須時刻保持通信暢通，在操作或事故處理過程中，受令人聽到調度聯系電話鈴聲，應立即暫停操作，并迅速接聽電話，確認電話內容與本操作任務無關，方可繼續操作。在操作過程中如有疑問時應停止操作，待詢問清楚后再進行操作。

18.1.3.7 正常操作應盡可能避免在下列時間進行： a)交接班時。

b)雷雨、大風等惡劣氣候時。c)系統發生異常及事故時。d)系統高峰負荷期間。

e)通信、自動化系統發生異常及事故影響正常操作時。但事故處理及改善電網安全穩定運行狀況的操作，應及時進行，并應考慮相應的安全措施，必要時應推遲交接班。

18.1.4 操作指令票制度

18.1.4.1 一切正常倒閘操作，必須使用調度操作指令票。18.1.4.2 編制調度操作指令票的依據：

18.1.4.2.1 根據檢修工作票、日運行方式、試驗方案及新設備投運方案來編制。

18.1.4.2.2 臨時停送電項目和其它臨時性操作，按實際情況的要求編制。18.1.4.3 調度操作指令票由副值調度員填寫，填寫操作指令票前，值班調度員應嚴格審查檢修工作票內容、專業意見和說明，必須充分掌握前后運行方式的變化，并與相關運行值班人員、運維人員仔細核對有關設備狀態，包括保護、自動裝置等。

18.1.4.4 操作指令票應做到任務明確、內容正確，設備使用雙重名稱（設備名稱和調度編號），并正確使用調度術語。

18.1.4.5 調度操作指令票應包括以下內容： 操作任務、操作內容、接令單位、操作單位、操作步驟、操作時間（包括發令時間和匯報執行完畢時間）、發令人、受令人、備注、擬票人簽名、審核人簽名、監護人簽名、評價人簽名、執行日期、編號以及頁數。其中操作內容欄中包括所有一次、二次設備操作和匯報、通知項目。

18.1.4.6 操作指令票必須經過擬票、審票、預發、執行四個環節，其中擬票、審票不能由同一人完成。18.1.4.7 操作指令票的審核

18.1.4.7.1 調度操作指令票由調度值班長或正值調度員審核，經由擬票和審核人都簽字的操作票，方可按規定下令操作。18.1.4.7.2 前一值編制的調度操作指令票，執行值的正值調度員或調度長必須重新審核簽字后才能執行。如認為有問題可作廢重新填寫，對于上一值調度操作指令票的正確性，執行值負主要責任。18.1.4.8 對于計劃檢修工作，值班調度員應將操作目的和操作內容事先通知操作單位，以便于操作單位編制本單位的倒閘操作票。18.1.4.9 操作指令票的執行

18.1.4.9.1 調度員在開始操作前，應先進行在線安全校核無誤后，再進行正式操作。

18.1.4.9.2 調度員發布操作命令時，應與受令人互報單位、姓名，現場受令人為當值負責人。

18.1.4.9.3 調度員發布操作命令時，應下達操作票號、操作任務、操作項號及內容、下令時間，現場復誦無誤后，調度員發布 “可以執行” 的命令。

18.1.4.9.4 調度員發布操作命令前，應了解現場作業及操作準備情況。

18.1.4.9.5 調度員應按操作順序逐項下達操作命令，除允許連續執行的項目外，下一個操作項目，必須在上一個操作項目已執行完畢、并記錄匯報人姓名和操作完成時間，才能下達。18.1.4.9.6 操作指令票中，一個操作單位有幾個連續操作項目，雖然有先后順序，但與其它單位沒有配合問題，又不需要在操作中間和調度聯系的，調度員可以將連續操作項目一次下達，現場可連續執行完后，將操作完成時間匯報調度。

18.1.4.9.7 操作中有疑問和遇到異常時，應暫停操作，查明情況和消除異常后再進行。

18.1.4.9.8 操作票執行完，由調度長或主值調度員對操作票進行詳細檢查，確認正確無誤并歸檔后，操作票才算正式執行完畢。

18.1.4.9.9 對填寫錯誤或填寫正確而未執行的操作指令票，應予以作廢。18.1.4.10 下列操作可不填寫和使用操作指令票： a)事故及緊急異常處理。

b)拉、合單一的開關或刀閘（含接地刀閘）。c)投入或退出一套保護、安全自動裝置。d)更改電網穩定措施。e)發電機組啟停。

f)計劃曲線更改及功率調整。18.1.5 調度預發指令票制度 18.1.5.1 區調調度預發指令票（簡稱預令票）是指根據區調已批準的一次設備檢修計劃，針對母線、線路停電、開關代路等大型操作，在開工前一日擬寫、預發的調度預發指令票，以便相關操作單位提前做好操作準備。

18.1.5.2 對于計劃性的母線、線路及開關代路等停電操作，區調在批準開工時間前一日 16 時前預發布調度指令。

18.1.5.3 調度預令的編寫應根據次日檢修工作票內容，由區調副值調度員按照正式調度指令的要求編寫，經區調主值或調度長審核后進行預發布。18.1.5.4 預令票應使用智能操作票系統擬票，預令票的格式、編號等均由 OMS 系統自動生成。

18.1.5.5 區調預令票在計劃操作前一日 16 時前由值班調度員進行發布。18.1.5.6 預令票的發布應通過 OMS 系統流程進行，不具備條件的可通過口頭、電話或傳真、電子郵件等手段進行預發。

18.1.5.7 預令票應下發至操作單位（運維站、發電廠），同時下發管轄設備的監控員。

18.1.5.8 操作單位及管轄設備的監控員應在預令票下發當日18 時前通過 OMS 系統對發布的預令票進行瀏覽。若對發布的預令票如有疑問，應及時與區調值班調度員聯系； 若無疑問應簽字確認簽收。

18.1.5.9 預令票流程納入安全內控平臺進行考核。若計劃操作因故取消，值班調度員將預令票直接歸檔。

18.1.5.10 區調預發布的調度指令僅作為操作單位提前了解作過程、擬寫現場操作票并做好有關操作準備工作的依據。

18.1.5.11 有關操作單位必須以區調值班調度員電話下達的正式操作指令為準執行操作，嚴禁未經核對而按預發布的調度預令執行操作。

18.1.5.12 預令票轉操作票時，要重新履行擬票、審核、下達等環節，并根

據電網實際運行情況對操作步驟和操作內容作相應調整。禁止不經審核而直接根據預令票下達調度操作指令。18.2 基本操作

18.2.1 并列與解列操作 18.2.1.1 并列條件 a)相序一致，相位相同。

b)頻率相等，系統聯系較強時，最大允許偏差0.5赫茲。由于某部分系統電源不足，必要時允許降低頻率較高系統的頻率進行同期并列，但不得低于49.5赫茲。c)電壓相等或電壓差盡量小，允許電壓偏差 330 千伏不超 過 10%，220 千伏不超過 20%。

18.2.1.2 發電機組必須準同期并列。

18.2.1.3 電壓相等或電壓偏差盡量小，允許電壓偏差330千伏不超過 10%，220 千伏及以下不超過 20%。

18.2.1.4 不論何種情況，所有并列操作必須使用同期裝置。

18.2.1.5 解列前，必須將解列點的有功功率調整至接近于零，無功功率調整至最小，確保使解列后的兩個電網頻率、電壓均在允許范圍內。18.2.2 合、解環路操作

18.2.2.1 合環前必須確認相位相同，相角差一般不超過 30°。

18.2.2.2 合環前應將電壓差調整到最小。電壓差一般允許在20%以內，特殊情況下，環狀并列最大電壓差不應超過 30％，或經過計算確定允許值。18.2.2.3 合環時一般應經同期裝置檢定，功角差原則上不大于30°

18.2.2.4 合、解環前應先檢查與合、解環點相關的有功、無功潮流，以確保合、解環后電網各部分電壓在規定范圍內，各環節的潮流不超過繼電保護、系統穩定和設備容量等方面的限額。18.2.3 變壓器操作

18.2.3.1 變壓器并列運行條件： a)相位相同，接線組別相同。b)電壓比相等。

c)短路電壓百分數相等（允許差值不超過 10%）。d)容量比不超過 3:1。

18.2.3.2 如果不符合上述條件，應經必要的計算和試驗，經調管單位主管生產領導批準后才能并列運行。

18.2.3.3 在中性點直接接地電網中，變壓器停、送電操作時,中性點必須接地。18.2.3.4 并列運行的變壓器在倒換中性點接地刀閘時，應先合上原不接地變壓器的中性點接地刀閘，再拉開原直接接地變壓器的中性點接地刀閘。

18.2.3.5 變壓器停電時，應先斷開負荷側開關，后斷開電源側開關。變壓器送電時，先合上電源側開關，后合負荷側開關。

18.2.3.6 如變壓器高、低壓側均有電源，一般情況下，送電時應先由高壓側充電，低壓側并列。停電時先在低壓側解列，再由高壓側停電。18.2.3.7 變壓器充電前所有保護應正確投入。

18.2.3.8 對于沒有裝設發電機開關的發電機變壓器組，停電操作先在發電機變壓器組高壓側解列，然后降壓停電。送電時，零起升壓再由變壓器高壓側同期并列。

18.2.3.9 自耦變壓器中性點直接接地運行，帶負荷調壓分接頭開關允許操作次數按制造廠或現場規定執行。18.2.4 開關操作

18.2.4.1 開關合閘前必須檢查繼電保護已按規定投入，開關合閘后，必須確認三相均已合上，三相電流基本平衡。

18.2.4.2 開關操作時，若控制室操作失靈，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。

18.2.4.3 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。停電時應先斷開中間開關，后斷開母線側開關。

18.2.4.4 用旁路開關代其它開關運行,應先將旁路開關保護按所代開關保護定值整定投入，確認旁路開關三相均已合上后，方可斷開被代開關，最后拉開被代開關兩側刀閘。18.2.5 刀閘操作

18.2.5.1 允許用刀閘進行下列帶電操作： 18.2.5.1.1 拉合無故障電壓互感器或避雷器。18.2.5.1.2 拉合變壓器中性點接地刀閘。18.2.5.1.3 拉合經開關閉合的旁路電流。

18.2.5.1.4 拉合 220 千伏及以下電壓等級空母線（經試驗確定）。18.2.5.1.5 凡經過現場試驗的以下情況，允許用刀閘斷開因故不能分閘的開關。操作前還應注意刀閘閉鎖裝置退出及調整通過該開關的電流到最小值： a)在角形接線，閉環運行的情況下。

b)一個半開關接線，兩串及以上同時運行的情況下。c)雙開關接線，兩串及以上同時運行的情況下。18.2.6 線路操作

18.2.6.1 線路操作時應考慮電壓變化和潮流轉移，特別注意保證運行設備不過負荷、線路（斷面）輸送功率不超過穩定限額，防止發電機自勵磁及線路末端電壓超過允許值。

18.2.6.2 對線路進行充電時，充電線路的開關必須至少有一套完備的繼電保護，充電端宜有變壓器中性點接地。

18.2.6.3 聯絡線停送電操作，如一側為發電廠、一側為變電站，一般在發電廠側解合環，變電站側停送電。如兩側均為變電站或發電廠，一般在短路容量小的一側解合環，短路容量大的一側停送電。有特殊規定的除外。18.2.6.4 雙回線線路同時送電時，應先將一回線路送電，另一回線再由受端側反充電。雙回線的一回線送電時，應由受端側充電，送端側合環。18.2.6.5 線路由熱備轉運行或運行轉熱備時，應待一側開關操作完畢后，再操作另一側開關。

18.2.6.6 線路停電時，應在線路各側開關斷開后，先拉開線路側刀閘，后拉開母線側刀閘。線路送電時，應先合上母線側刀閘，后合上線路側刀閘，再合上線路開關。

18.2.6.7 投入或切除空載線路時，應避免電壓發生過大波動，造成空載線路末端電壓升高至允許值以上。

18.2.6.8 改建或檢修后相位可能變動的線路，首次帶電時，必須核相，確保相序正確。

18.2.6.9 220 千伏及以上電壓等級線路操作時，不允許線路末端帶變壓器停送電。

18.2.6.10 禁止在只經開關斷開電源的設備上裝設地線或合上接地刀閘。多側電源（包括用戶自備電源）設備停電，各電源側至少有一個明顯的斷開點后，方可在設備上裝設地線或合上接地刀閘。

18.2.6.11 線路檢修時，線路各端均應合上接地刀閘或掛接地線。線路工作結束時，必須在所有工作單位都已匯報完工，工作人員已全部撤離現場，工作區域所有安全措施確已拆除，方可進行送電操作。18.2.7 零起升壓操作一般規定

18.2.7.1 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。

18.2.7.2 擔任零起升壓的發電機容量應足以防止發生自勵磁，強勵磁裝置應停用，其余保護均可靠投入，但聯跳其它非零升壓回路開關的壓板退出。18.2.7.3 升壓線路保護完整、可靠投入。但聯跳其它非升壓回路開關壓板退出，線路重合閘停用。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，并退出聯跳其它非零起升壓回路開關的壓板，中性點必須接地。

18.2.7.4 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。18.2.8 新設備投運操作

18.2.8.1 新設備投運前，應將投運方案及有關設備參數資料交調度員熟悉，并做好系統操作準備和事故預想。

18.2.8.2 新設備投運時，啟動驗收委員會應指定現場聯系工作的負責人，并將姓名提前通知區調。

18.2.8.3 新設備投運時應做以下工作： 18.2.8.3.1 全電壓沖擊合閘，合閘時有條件應使用雙重開關和雙重保護。對于線路須全電壓沖擊合閘三次，對于變壓器須全電壓沖擊合閘五次。18.2.8.3.2 相位、相序要核對正確。

18.2.8.3.3 相應的繼電保護、安全自動裝置、自動化設備同步調試并按方案要求投入運行。

18.2.8.3.4 新設備進行試運行，系統相關保護定值的變更應根據方式變化，按不配合時間盡可能短、影響盡可能小的原則來安排更改。18.2.9 發電機操作

18.2.9.1 發電機在開機前、停機后必須進行有關項目的檢查。

18.2.9.2 發電機正常解列前，宜先將有功、無功功率降至零，然后再斷開發電機開關，切斷勵磁。

18.2.9.3 發電機單獨對線路遞升加壓時應遵守下列事項： a)對線路零起升壓時，應避免發電機產生自勵磁和設備過電壓。

b)遞升加壓的變壓器中性點應接地，變壓器保護必須完整并可靠投入。

c)遞升加壓線路時，該線路所有保護裝置起動相鄰元件的后備接線（開關失靈保護）應退出。線路重合閘改投直跳或退出。

d)用作遞升加壓的發電機后備保護跳其他開關的壓板應斷開，失磁保護應退出。e)遞升加壓時，發電機采用手動勵磁，強勵退出。

f)雙母線中的一組母線進行遞升加壓時，母聯開關應改為冷備用，母差保護應

按母線分列方式投入。

g)一般避免用 20 萬千瓦及以上大型火電機組對線路遞升 加壓。如有必要，需經主管領導批準。18.2.10 母線操作 18.2.10.1 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。18.2.10.2 母線操作時，應根據繼電保護的要求，調整母線差動保護運行方式。18.2.10.3 在中性點直接接地的系統中，變壓器向母線充電時，變壓器充電側中性點必須可靠接地。

18.2.10.4 用母聯開關向母線充電時，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。

18.2.10.5 對于母線倒閘操作中會發生諧振過電壓的發電廠、變電站母線，必須采取防范措施才能進行倒閘操作。18.2.10.6 恢復雙母線運行時，必須按調度預先規定的雙母線正常接線方式操作，如有特殊要求值班調度員應在操作前下達。18.2.10.7 雙母線一組母線電壓互感器停電，母線接線方式不變（電壓回路不能切換者除外）。

18.2.11 電網 AGC、AVC 操作一般規定

18.2.11.1 按照規定參加電網 AGC、AVC 運行的電廠，其廠內AGC、AVC功能應按調度指令投退。

18.2.11.2 電廠或機組的 AGC、AVC 功能的投退，應經調度員許可。無調度許可，電廠 AGC、AVC 功能不得隨意退出運行或更改定值。18.2.12 電網一次調頻操作一般規定

18.2.12.1 按照規定參加電網一次調頻運行的電廠，其廠內一次調頻功能應按調度指令投退。

18.2.12.2 電廠或機組的一次調頻功能的投退，應經調度員許可。無調度許可，電廠一次調頻功能不得隨意退出運行或更改定值。19 監控操作制度

19.1 值班監控員接受調控機構值班調度員的調度指令和運行管理，進行規定范圍內的遙控、遙調等工作，并對執行指令的正確性負責。19.2 監控遠方操作范圍包括：

a)拉合開關的單一操作（無需人員到現場的操作）。b)調節變壓器有載分接開關。c)投切電容器、電抗器。d)電磁環網合解環操作。e)事故處理時的遙控操作。f)按照調度指令在 10 千伏（35 千伏）系統查找接地時進行線路試停的操作。g)調度允許的其它操作。

19.3 設備遇有下列情況時，不允許進行監控遠方操作： a)設備未通過遙控驗收。

b)設備存在缺陷或異常不允許進行遙控操作時。c)設備正在進行就地操作時。

d)設備正在進行檢修時（遙控驗收除外）。e)監控系統異常影響設備遙控操作時。

19.4 遇到重大檢修或新設備啟動，應以現場操作為主。

19.5 遇到下列情況，區調監控可許可地調進行地調調管設備的 遠方操作，并將所調管設備監控權移交地調監控，工作完畢收回 監控權：

a)區調監控系統因異常情況無法進行遠方操作時。b)區調監控員接受上級調度或區調指令進行事故處理時。c)區調監控正在進行其他設備遠方操作時。d)其他無法正常進行遠方操作的情況時。

19.6 監控員按規定接受、執行調度指令，正確完成規定范圍內的遠方操作； 負責與相關調度、運維單位之間進行監控遠方操作有關的業務聯系；負責監控范圍內變電站的無功電壓調整。

19.7 監控員進行監控遠方操作應服從相關值班調度員統一指揮。

19.8 監控員執行的調度操作任務，應由調度員將操作指令發至監控員。監控員對調度操作指令有疑問時，應詢問調度員，核對無誤后方可操作。19.9 監控遠方操作前應考慮操作過程中的危險點及預控措施。

19.10 進行監控遠方操作時，監控員應核對相關變電站一次系統圖，嚴格執行模擬預演、唱票、復誦、監護、錄音等要求，確保操作正確。

19.11 監控遠方操作中，若發現電網或現場設備發生事故及異常，影響操作安全時，監控員應立即終止操作并報告調度員，必要時通知運維單位。19.12 監控遠方操作中，若監控系統發生異常或遙控失靈，監控員應停止操作并匯報調度員，同時通知相關專業人員處理。

19.13 監控遠方操作中，監控員若對操作結果有疑問，應查明情況，必要時應通知運維單位核對設備狀態。

19.14 監控遠方操作完成后，監控員應及時匯報調度員，告知運維單位，對已執行的操作票應履行相關手續，并歸檔保存，做好相關記錄。

19.15 自動電壓控制系統（簡稱 AVC 系統）異常，不能正常控制變電站無功電壓設備時，監控員應匯報相關調度，將受影響的變電站退出 AVC 系統控制，并通知相關專業人員進行處理。退出AVC 系統控制期間，監控員應按照電壓曲線及控制范圍調整變電站母線電壓。

19.16 AVC 系統控制的變電站電容器、電抗器或變壓器有載分接開關需停用時，監控員應按照相關規定將相應間隔退出 AVC系統。

19.17 未納入 AVC 系統進行閉環控制的電容器、電抗器、有載調壓變壓器，監控員應根據相關調度頒布的電壓曲線及控制范圍進行投切、調檔，并按調度指令執行，操作完畢后做好記錄。20 事故處理規定

20.1 總則

20.1.1 區調調度員在值班期間為寧夏電網事故處理的總指揮。按調度管轄范圍劃分事故處理權限和責任，區調調管設備的事故處理操作，除本規程允許運行單位不待調令進行的操作以外，必須按照區調值班調度員的指令進行。區調間接調管設備的事故處理以地調為主，在事故處理過程中應及時互通情況。20.1.2 事故處理的主要任務

20.1.2.1 迅速限制事故的發展，消除事故的根源，并解除對人身、電網和設備安全的威脅，防止系統穩定破壞或瓦解。

20.1.2.2 用一切可能的辦法，保持正常設備的運行和對重要用戶的正常供電。

20.1.2.3 盡快使各電網、發電廠恢復并網運行。

20.1.2.4 盡快對已停電地區恢復供電，對重要用戶應盡可能優先恢復供電。20.1.2.5 調整系統運行方式，使其恢復正常運行。20.1.3 為防止事故擴大，事故單位運行值班人員可不待區調調度指令進行以下緊急操作，但操作后應盡快報告區調值班調度員： a)對人身、電網和設備安全有威脅的設備停電。b)將故障停運已損壞的設備隔離。

c)當廠（站）用電部分或全部停電時，恢復其電源。

d)現場規程規定的可以不待調度指令自行處理事項。20.1.4 電力系統發生事故時，事故單位必須主動采取措施，消除對人身、電網和設備安全的威脅，限制事故的發展。同時應迅速、準確向值班調度員簡要匯報事故發生的時間、現象、相關設備狀態、潮流異常情況，經檢查后再詳細匯報以下內容：

a)開關動作情況和主要設備出現的異常情況。b)繼電保護和自動裝置動作情況。c)頻率、電壓、負荷變化情況。d)運行方式變更情況。e)事故原因及其處理過程。

f)有關事故中的其它異常現象和情況。

20.1.5 電力系統發生事故時，各級運行值班人員應根據繼電保護、安全自動裝置動作情況、調度自動化信息以及頻率、電壓、潮流等有關情況判斷故障點及性質，迅速處理事故。事故處理時，必須使用標準的調度術語，接令人須復誦無誤后方可執行，雙方做好記錄和錄音。

20.1.6 電力系統發生事故時，各級運行值班人員應堅守崗位，認真監視管轄設備的運行情況。事故單位運行值班人員應迅速、準確、扼要地向值班調度員報告事故情況，并按照調度指令進行處理。非事故單位應加強設備運行監視，不得在事故期間用調度電話向調度或其它單位詢問事故情況。20.1.7 電力系統發生事故時，值班監控員應立即通知運維人員進行現場設備檢查，并盡快將檢查結果匯報值班調度員。20.1.8 電力系統發生事故時，區調值班調度員應將事故情況迅速報告有關領導，并按電網重大事件匯報制度，及時向上級值班調度員匯報事故簡況。20.1.9 調度管轄范圍內發生下列故障時，值班調度員應立即向上級調控機構值班調度員匯報。

a)上級調控機構調管的設備故障。b)需要上級調控機構協調或配合處理。

c)影響上級調控機構調管穩定控制裝置（系統）切機、切負荷量的。d)影響上級調控機構控制輸電斷面（線路、變壓器）穩定限額的。e)影響上級調控機構直調發電廠開機方式或發電出力的。f)需要立即匯報的其它情況。20.1.10 事故處理時，區調值班調度員命令運行單位立即拉合開關，雙方都不允許掛斷電話，接令單位立即操作，立即回令。20.1.11 事故處理時，各單位的領導對本單位運行值班人員發布的指示不得與上級值班調度員的調度指令相抵觸。如認為值班調度員處理事故不正確，應及時糾正，必要時可直接指揮事故處理，并對系統事故處理承擔責任。

20.1.12 事故處理時，除有關領導和專業人員外，其他人員應迅速離開調控大廳。值班調度員有權要求系統運行、繼電保護、調度計劃、自動化等專業人員配合事故處理，提供必要的技術支持。

20.1.13 交接班時發生事故，應立即暫停交接班，并由交班調度員進行處理，直到事故處理完畢或事故處理告一段落，方可交接班。接班調度員可按交班調度員的要求協助處理事故。交接班完畢后，系統發生事故，交班調度員亦可應接班調度員的請求協助處理事故。20.1.14 事故處理完畢后，進行事故處理的調度員應詳細記錄事故情況，及時填寫事故報告并按規定向上級調控機構報送。20.2 頻率異常處理

20.2.1 寧夏電力系統額定頻率為 50.00Hz，超過 50±0.20Hz為頻率異常。依據《國家電網公司電力生產事故調查規程》，當系統頻率偏差超出 50±0.20Hz 且延續時間超過 30 分鐘，或超出50±0.50Hz 且延續時間 15 分鐘，為一般電網事故。當系統頻率偏差超出 50±0.20Hz 且延續時間超過 20 分鐘，或超出 50±0.50Hz且延續時間超過 10 分鐘，為電網一類障礙。20.2.2 寧夏電網與西北主網并網運行時按下列規定處理：

20.2.2.1 頻率異常由西北分中心負責處理，區調按西北分中心的指揮，配合處理。

20.2.2.2 寧夏電網內發電廠均為頻率監視廠，當頻率變化超過50±0.2Hz 時，各發電廠按調度指令增減出力。

20.2.2.3 當頻率變化超過 50±0.5Hz 時，寧夏電網內各發電廠不待調度指令，立即自行調整出力，直至頻率恢復正常或調整設備達到額定出力或最小技術出力為止，并將調整情況盡快匯報區調。

20.2.2.4 當頻率低至低頻減載裝置整定值以下而裝置拒動時，運行值班人員在核對無誤后立即手動斷開低頻減載裝置控制的線路，并盡快匯報區調。20.2.3 寧夏電網單獨運行（包括局部電網解列）時按下列規定處理： 20.2.3.1 頻率低于 49.80Hz，持續時間超過 5 分鐘，區調令電廠調整出力（如無備用容量可直接安排限電），15 分鐘后仍未達到 49.80Hz 時，可下令拉閘限電，使頻率恢復到 50±0.20Hz 以內為止。各單位在接到限電指令后，必須在 5 分鐘內限電完畢并匯報區調。

20.2.3.2 當頻率下降到 49.50Hz 以下，各地調應立即限制部分負荷或按區調調度員指令限電，使頻率恢復到 49.50Hz 以上，地調在接到區調限電指令后，必須在 5 分鐘內限電完畢并匯報區調。

20.2.3.3 當地調限電不力，頻率仍未恢復正常，區調值班調度員按《寧夏電網緊急事故限電序位表》直接下令拉閘限電，造成的后果由限電不力的地調負責，并追究相關責任。

20.2.3.4 當頻率下降到 49.00Hz 時，區調值班調度員按《寧夏電網緊急事故限電序位表》 拉大饋路限電。

20.2.3.5 當頻率下降到48.50Hz以下時，區調值班調度員在限完《寧夏電網緊急事故限電序位表》中的大饋路后，可以拉其它可限的 110 kV 饋路負荷限電，使頻率恢復到 49.50Hz 以上。

20.2.3.6 當系統頻率高于 50.20Hz 時，調度指定調頻廠應不待調令立即降低出力，使頻率恢復正常。如果無法使頻率恢復正常，應報告值班調度員。當系統頻率高于 50.50Hz 時，電網內各發電廠不待調令降低出力直至最小技術出

力，使頻率恢復至50.20Hz以下 如果發電廠調整容量不足，值班調度員可采取解列機組的措施。

20.2.3.7 裝有高頻切機裝置的發電廠，當頻率已高至動作值而裝置未切機時，應手動解列該發電機組。裝有低頻解列裝置的發電廠，當頻率低于裝置動作值而該裝置拒動時，應立即將機組手動解列。

20.2.3.8 區調下令的限電或低頻減載裝置動作切除的負荷，在未得到區調解除限電指令時，不得擅自恢復送電。

20.2.3.9 各地調、發電廠、變電站在執行低頻限電時，要嚴密監視頻率的變化，防止造成多限電使頻率偏高或窩電。限電時要迅速、準確，嚴防等待觀望導致事故擴大。

20.2.3.10 當頻率降低危及電廠廠用電安全時，電廠可按保廠用電方案的規定解列部分發電機保廠用電。

20.2.3.11 當電網分成兩個系統，并列時如頻率差較大，頻率低的系統可以通過限電提高頻率，頻率高的系統應該降低頻率，但最低不準降至 49.5Hz 以下。20.2.3.12頻率調整廠站的值長對于保證頻率正常與區調調度員負有同等責任。

20.3 電壓異常處理

20.3.1 依據《國家電網公司電力生產事故調查規程》，系統電壓監視控制點電壓偏差超出電壓曲線值±5％，且延續時間超過 2小時；或偏差超出±10％，且延續時間超過 1 小時，為一般電網事故。系統電壓監視控制點電壓偏差超出電壓曲線值±5％，且延續時間超過1小時； 或偏差超出±10％，且延續時間超過30分鐘，為電網一類障礙。

20.3.2 為了保持系統的靜態穩定和電能質量，發電機最低運行電壓不得低于額定值的 90％。

20.3.3 電壓降低處理

20.3.3.1 運行值班人員應立即進行電壓調整，切除電抗器、投入電容器。20.3.3.2 發電廠應不待調度指令自行增加無功出力，使母線電壓恢復至允許偏差范圍內。

20.3.3.3 應迅速調用無功備用容量來提高電壓。

20.3.3.4 改變電網運行方式，充分發揮長線路無功功率效應。20.3.3.5 確實無調壓能力時按事故限電序位表控制負荷。20.3.4 電壓升高處理

20.3.4.1 運行值班人員應立即進行電壓調整，切除電容器、投入電抗器。20.3.4.2 發電廠應不待調度指令降低無功出力至下限值或進相運行，使母線電壓恢復至允許偏差范圍內。

20.3.4.3 頻率正常，發電容量足夠時，可命令部分發電機組解列。20.3.4.4 改變電網運行方式，減少或避免長線路無功功率效應。20.4 變壓器事故處理 20.4.1 變壓器主保護（重瓦斯保護或差動保護或分接頭瓦斯保護）動作跳閘，在未查明故障原因并消除故障前不允許送電。

20.4.2 變壓器主保護動作跳閘，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后，有條件時應進行零起升壓，如正常可將變壓器恢復運行。如無零起升壓條件，因系統急需，經設備主管單位領導同意，可以試送一次，否則應按照有關規程、規定進行檢查，45

確認變壓器內部無故障后方可恢復運行。

20.4.3 變壓器后備過流保護動作跳閘，在找到故障點并有效隔離后，可試送一次。輕瓦斯保護動作發出信號后應注意檢查并適當降低變壓器傳輸功率。20.4.4 強油循環、自耦、帶負荷調壓變壓器冷卻系統故障，允許的傳輸功率和運行時間按現場規程執行。

20.4.5 并列運行的兩臺變壓器，當一臺故障跳閘，造成另一臺過載時，運行值班人員按調度指令轉移負荷或限電，直至過載消除，并考慮系統中性點分布是否合理，必要時應調整系統中性點的分布。

20.4.6 若變壓器某側正常運行時接于中性點直接接地的系統（簡稱“接地系統側”）跳閘后改由另一側（簡稱“另一側”）對變壓器充電，則無論跳閘前“接地系統側” 中性點接地刀閘處于何種位置，在從“另一側” 對變壓器充電前均應先合上“接地系統側” 中性點接地刀閘，待變壓器投入后再恢復正常的中性點接地方式。20.5 開關異常處理

20.5.1 開關的液壓、氣壓、油位異常，地調、現場運行值班人員應盡快報告區調值班調度員，并通知運維部門。

20.5.2 開關在運行中不能分閘操作需要停電處理時，可采取下列措施將開關停電：

20.5.2.1 凡有專用旁路開關或母聯兼旁路的發電廠、變電站，采用代路的方法使故障開關脫離電網。

20.5.2.2具有母聯開關的廠站,可采用母聯開關串聯故障開關使故障開關停電。

20.5.2.3 直饋線路的受端開關，將負荷轉移后，用斷開對側電源開關的方法使故障開關停電。

20.5.2.4 對于母聯開關可將部分元件兩個母線刀閘同時合上，再拉開母聯開關的兩側刀閘。

20.5.2.5 用拉開本站和其他廠、站開關的辦法，使與故障開關連接的回路斷開，從而使故障開關停電。

20.5.2.6 無論采取何種方式，刀閘的操作必須符合刀閘操作原則。

20.5.3 開關單相自動跳閘，造成兩相運行時，如重合閘沒動作，現場值班人員不待區調指令立即手動合閘一次后匯報區調。區調按下述原則處理： 20.5.3.1 變壓器和負荷線路不允許兩相運行，應立即轉移負荷后停電處理。20.5.3.2 電源聯絡線兩相運行，如果系統條件允許可將故障開關停運處理。系統條件不允許停運開關時，允許短時間運行，此時應注意盡量減少通過故障開關的功率，并盡快查找原因及處理缺陷。如較長時間才能恢復，應請示區調主管生產領導批準后再停運故障開關。20.5.4 當事故跳閘后造成一相相通，現場運行值班人員確認無誤后立即手動斷開，并匯報調度。20.6 線路事故處理

20.6.1 單電源負荷線路跳閘，無重合閘、重合不成功或重合閘不動作情況下，地調、現場值班人員可不待調度指令立即強送電一次（低頻、低壓減載裝置及安全自動裝置動作切除者除外）后匯報區調。若強送失敗，地調、現場值班人員應立即報告區調值班調度員。區調值班調度員可根據具體情況，必要時再強送一次。

20.6.2 系統聯絡線、環網線路（包括雙回線）事故跳閘時的處理原則： 20.6.2.1 投單相重合閘的開關，單跳重合成功，地調、現場值班人員應立即將動作情況匯報區調值班調度員。

20.6.2.2 裝有同期裝置的線路開關跳閘，現場值班人員在確認線路有電壓且符合并列條件時，可以不待調度指令自行同期并列后匯報調度。

20.6.2.3 投單相重合閘的開關，重合閘拒動、單跳重合不成功、相間故障或未投重合閘的線路故障而三相跳閘時，現場值班人員應立即將事故情況匯報區調值班調度員，區調值班調度員根據規定和系統情況選擇強送端強送一次。強送成功后對側開關經同期并列或合環。

20.6.2.4 當線路跳閘后強送不成功，且現場匯報無明顯故障現象，必要時經區調主管領導批準可再次強送一次。強送不成功，有條件的應對線路零起升壓。20.6.3 強送電的原則

20.6.3.1 正確選擇線路強送端，必要時改變結線方式后再強送電，要考慮到繼電保護及開關情況和對電網穩定的影響。20.6.3.2 強送開關應至少有一套完善的保護，強送端母線上必須有中性點直接接地的變壓器。

20.6.3.3 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。20.6.3.4 強送前應控制強送端電壓，使強送后首端、末端電壓不超過允許值。20.6.3.5 線路跳閘或重合不成功的同時，伴有明顯系統振蕩的，不應馬上強送，需檢查并消除振蕩后再強送電。

20.6.4 下列情況線路跳閘不再強送電： a)空充電線路。b)電纜線路。c)試運行線路。d)線路跳閘后，經備用電源自動投入已將負荷轉移到其它線路上，不影響供電。e)線路有帶電作業。

f)運行人員已發現明顯故障時。

g)線路變壓器組跳閘，重合不成功。

h)線路開關有缺陷或遮斷容量不足的線路。

i)已掌握有嚴重缺陷的線路（水淹、桿塔傾斜、導線嚴重斷股等）。20.6.5 遇有下列情況，必須聯系區調調度員得到許可后方可強送電： a)母線故障，經檢查沒有明顯故障點。b)可能造成非同期合閘的線路。c)變壓器后備保護跳閘。

20.6.6 對于故障的線路，區調值班調度員應及時通知該線路運維單位查線,并將保護、安全自動裝置動作情況、開關跳閘情況、故障測距通知查線單位。查線人員未經調度許可，不得進行任何檢修工作。查線結束后,無論是否發現故障點，均應及時匯報區調值班調度員。區調值班調度員通知的查線，均視為線路帶電。

20.7 發電機事故處理

20.7.1 發電機事故跳閘，應按現場規程處理。

20.7.2 裝有失磁保護的 100MW及以上發電機失磁而失磁保護拒動時，現場值班人員應不待調度指令迅速將失磁的發電機組手動解列。水輪發電機組嚴禁

失磁運行。

20.7.3 容量在 50MW 及以下汽輪發電機發生失磁，在不危及發電機安全的條件下，可不必手動解列，但應匯報區調并迅速降低失磁機組的有功出力至發電機允許的最低值，同時設法恢復勵磁。如果不能在 30 分鐘內恢復勵磁應停機。發電機失磁運行，機端電壓嚴重下降不能維持廠用電設備正常運行時，可將廠用電切換至備用廠用電源。

20.7.4 當發電機進相或高力率運行時，系統發生干擾容易失去同步，如出現失步應立即減少發電機有功出力，增大勵磁電流使發電機重新恢復同步。如無法恢復同步時，應將發電機解列，并盡快重新并入系統。

20.7.5 發電機三相電流不平衡，采取措施后仍超出規定值，則應立即停機檢查。

20.7.6 發電機對空載線路零起升壓產生自勵磁時，應立即將發電機解列。20.7.7 大型機組出現嚴重缺陷需要停機前，應及時匯報相關調度，待值班調度員采取緊急措施后再安排停機，防止突然停機造成事故擴大。20.8 母線事故處理

20.8.1 當母線失壓時，地調、現場運行值班人員應不待調令，立即拉開失壓母線上的所有開關，并匯報區調值班調度員。20.8.2 母差保護動作引起母線失壓處理原則 20.8.2.1 未經檢查不得強送。

20.8.2.2 經過檢查找到故障點并能迅速隔離的、或屬瞬時故障且已消失，可對停電母線恢復送電。

20.8.2.3 經過檢查找到故障點但不能很快隔離的，若系雙母線中的一條母線失壓，應對接于失壓母線的各元件進行檢查，確認無故障的元件可倒至運行母線并恢復送電，并將故障母線或故障元件轉為冷備用或檢修狀態。

20.8.2.4 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。

20.8.2.5 雙母（包括雙母單分段、雙母雙分段）接線方式 GIS母線失壓時，因無法觀察到故障點，應首先將接于失壓母線的所有刀閘拉開，然后用外來電源對接于該母線的線路、母聯開關及刀閘、變壓器帶電，逐段查找故障點。查找故障點時，應特別注意對線路、變壓器與失壓母線之間 T 接點的檢查。20.8.3 因開關失靈保護或出線、主變后備保護動作造成母線失電時，應在故障開關隔離后恢復母線供電。20.9 安控裝置動作處理

20.9.1 當安控裝置動作后，監控（運行值班）人員應立即匯報值班調度員。20.9.2 當安控裝置誤動作時，應將誤動的安控裝置退出。

20.9.3 安控裝置動作切除的線路、機組，在未得到值班調度員許可前，不得恢復。

20.10 系統潮流異常處理

20.10.1 增加受端發電廠出力，并提高電壓水平。

20.10.2 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。

20.10.3 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。

20.10.4 在受端進行限電或拉閘。20.11 系統振蕩處理

20.11.1 寧夏電網可能產生振蕩的主要原因

20.11.1.1 主網穩定破壞引起寧夏電網與主網間振蕩。

20.11.1.2 輸電線路輸送功率超過極限值造成靜態穩定破壞。

20.11.1.3 電網發生短路故障，切除大容量的發電、輸電或變電設備，負荷瞬間發生較大突變等造成電力系統暫態穩定破壞。

20.11.1.4 環狀網絡（或并列雙回線）突然開環，使兩部分系統聯系聯絡阻抗突然增大，引起動穩定破壞而失去同步。20.11.1.5 大容量機組跳閘或失磁，使系統聯絡線負荷增大或使系統電壓嚴重下降，造成聯絡線穩定極限降低，易引起穩定破壞。20.11.1.6 電源間非同期合閘未能拖入同步。20.11.1.7 多重故障。

20.11.1.8 弱聯系統阻尼不足或其它偶然因素。20.11.2 同步振蕩的主要現象

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

20.11.2.2 發電機機端和系統的電壓波動較小，無明顯的局部降低。

20.11.2.3 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。20.11.3 同步振蕩處理

20.11.3.1 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。20.11.3.2 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，經值班調度員同意后，將該機組解列。

20.11.3.3 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，增加受端發電出力或限制部分負荷，直至振蕩消除。20.11.4 異步振蕩的主要現象

20.11.4.1 發電機、變壓器以及聯絡線的電壓表、電流表、功率表明顯的周期劇烈擺動，發電機、變壓器發出有節奏的轟鳴聲。

20.11.4.2連接失去同步的發電機或系統聯絡線上的電流表和功率表擺動最大。

20.11.4.3 振蕩中心電壓周期性地降至接近于零，且其附近的電壓擺動最大，隨著離振蕩中心距離的增加，電壓波動逐漸減小。白熾燈隨電壓波動有不同程度的明暗現象。

20.11.4.4 失去同步的電廠或系統間產生頻率差，送端頻率升高，受端頻率降低，并略有擺動。

20.11.5 異步振蕩處理

20.11.5.1 發電廠應迅速采取措施恢復正常頻率，使兩部分系統頻率盡快地接近相同。高頻率的電廠，迅速降低頻率，直到振蕩消除或降低到不低于 49.20Hz 為止。低頻率的電廠，應充分利用備用容量和事故過載能力提高頻率，直到消除振蕩或頻率恢復到正常范圍內。

20.11.5.2 頻率升高或降低的電廠應不待調度指令退出機組的AGC、AVC裝置，49

并立即提高發電機的的電壓至最高允許值。地調、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，提高系統電壓至允許最高值。20.11.5.3 在系統振蕩時，電廠不得自行解列機組。若由于機組失磁而引起系統振蕩時，應立即恢復勵磁，否則將失磁的機組解列。

20.11.5.4值班調度員應迅速采取措施在3分鐘內將振蕩消除,否則應按年度方式中規定的解列點解列。待電網恢復穩定后，再進行并列。選擇解列點時，需防止因解列后有功電力供需不平衡而導致頻率崩潰，防止缺少無功而導致電壓崩潰。

20.11.5.5 當發生系統振蕩，寧夏電網與主網解列后，寧夏電網內部仍然振蕩，可以在寧夏電網內再次解列以消除振蕩。20.11.6 低頻振蕩的主要現象

20.11.6.1 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。20.11.7 低頻振蕩處理

20.11.7.1 應根據振蕩頻率、振蕩分布等信息正確判斷低頻振蕩源。20.11.7.2 降低振蕩源機組有功，減輕重負荷線路潮流，直至振蕩消除。20.11.7.3 增加機組無功出力，提高振蕩區域系統電壓。20.11.7.4 若有運行機組未投入 PSS 裝置，令其立即投入。20.12 互感器異常及事故處理

20.12.1 電壓互感器發生異常情況時，值班人員應迅速按現場規程規定處理。20.12.2 電流互感器發生異常情況時，應立即停用與該組電流互感器有關的保護裝置，值班人員應迅速按現場規程規定處理。20.13 通信聯系中斷處理

20.13.1 調控機構、廠、站、運維站（組）與上級調控機構的專用通信中斷時，各單位應積極主動采取措施，利用一切可能的方法與上級調控機構通信正常的單位中轉、修復通信設備等方式，盡快與上級調控機構進行聯系。如不能盡快恢復，上級調控機構可通過有關下級調控機構的通信聯系轉達調度業務。20.13.2 事故時凡能與區調通訊暢通的地調、發電廠、變電站有責任向與區調失去聯系的單位，轉達區調指令和聯系事項。

20.13.3 發電廠、變電站失去通訊聯系時，除應設法恢復通訊外，還應按下列原則處理：

20.13.3.1 發電廠應按調度曲線自行調整出力，同時要注意頻率、電壓變化及聯絡線潮流情況。

20.13.3.2 發電廠和變電站的運行方式，盡可能保持不變，一切已批準但未執行的計劃及臨時操作應暫停執行。

20.13.3.3 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。若值班調度員已經同意執行操作，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，則認為該操作指令正在執行中。20.13.3.4 正在進行檢修的設備，具備恢復運行條件時，應待通信恢復正常后，根據調度指令恢復運行。

20.13.3.5 凡涉及系統安全的操作，在與調度員取得聯系前不得自行處理。緊

第二篇：河南電力調度規程

河南電力調度規程

1范圍

本規程適用于河南電力系統內發電、輸電、售電、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。本規程出版時，所示版本均為有效。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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本規程，使用本規程的各方應使用本規程所引用的法律、標準、技術規范、上級調度規程（規范）及管理文件等最新版本。

《中華人民共和國安全生產法》

——2002《中華人民共和國電力法》 ——1995《電網調度管理條例》 國務院——1993《電力監管條例》

國務院——2005《國家電網公司電力安全工作規程》（變電部分）國家電網公司——2009《國家電網公司電力安全工作規程》（線路部分）國家電網公司——2009《國家電網公司電力生產事故調查規程》 國家電網公司——2005《電力系統安全穩定導則》 國家經貿委——2001《微機繼電保護裝置運行管理規程》 ——DL/T587—2007《電網調度自動化系統運行管理規程》 ——DL/T516—2006《電力系統通信管理規程》 ——DL/T544—94《電力系統光纖通信運行管理規程》 ——DL/T547—94《電力系統通信站防雷運行管理規程》 ——DL/T548—94-2-《關于加強電力系統管理的若干規定》 能源部——1988《電力二次系統安全防護規定》

國家電力監管委員會令5號——2005《節能發電調度辦法實施細則（試行）》

發改能源〔2007〕3523號 《電網運行規則（試行）》

國家電力監管委員會令22號——2006《電網運行準則（試行）》 ——DL/T 1040—2007 3術語和定義 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穩定自動裝置、計量裝置、電力通信設施、自動化設施等構成的整體。（參見《電網運行準則》

術語第1條）3.2電力系統運行

指在統一指揮下進行的電能的生產、輸送和使用。3.3獨立小電力系統

指與主網不相連接的孤立運行的局部地區電力系統。3.4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。（參見《電網運行準則》 術語第5條）3.5電網企業

擁有、經營和運行電網的電力企業。（參見《電網運行準則》 術語第4條）

發電企業、電網企業兩者合并簡稱為發、供電單位。3.6電力用戶

通過電網消費電能的單位或個人。（參見《電網運行準則》 術

-3-語第7條）3.7電力調度

為保障電力系統安全、優質、經濟運行和電力市場規范運營，實行資源的優化配置和環

境保護，保證電力生產的秩序，對電力系統運行的組織、指揮、指導和協調的活動。

3.8電力調度機構

對電力系統運行的組織、指揮、指導和協調的機構，在電力系統運行中行使調度權，簡稱調度機構。（參見網調規程）

3.9電力調度管理

指電力調度機構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、運行方式管理、繼電保護及安全穩定自動裝置管理、調度自動化管理、電力通信管理、水電廠水庫調度管理、新能源調度管理、調度系統人員培訓管理等。

3.10電力調度系統

包括各級電力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，下同）、大用戶變（配）電系統等的運行值班單位。

3.11 調度管轄范圍

電力系統設備運行和操作指揮權限的范圍。3.12調度許可

下級調度機構、廠（站）管轄（或受委托調度）的設備在進行有關操作前，下級調度機構值班調度員、廠（站）值班運行人員向上級調度機構值班調度員申請并征得同意。

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越級調度

緊急情況下值班調度員不通過下一級調度機構值班調度員而直接下達調度指令給下一級調度機構調度管轄的運行單位的值班運行人員的方式。

3.15調度指令值班調度員對其下級調度機構值班調度員或調度管轄廠（站）值班運行人員發布有關運行、操作和事故處理的指令，包括自動發電控制（簡稱AGC）、自動無功電壓控制（簡稱AVC）、實時調度等調度自動化系統下達的調控指令。

3.15.1發布指令——值班調度員正式向下級調度機構值班調度員或廠（站）值班運行人員（調度自動化主站系統正常運行時）下達調度指令。

3.15.2接受指令——受令人聽取指令的步驟和內容，復誦指令并認可。

3.15.3復誦指令——受令人依照指令的步驟和內容，向發令人完整無誤誦讀一遍。3.15.4回復指令——受令人向值班調度員報告已執行完調度指令的步驟、內容和時間。

3.15.5拒絕接受指令——受令人認為值班調度員或調度自動化系統發布的調度指令會危害人身、電網和設備安全，不執行調度指令。

3.16水調自動化系統水調自動化系統是電網調度自動化的一個重要組成部分，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。

3.17調度自動化系統調度自動化系統包括能量管理系統（EMS）、電力系統實時動態監測系統（WAMS）、調度管理及實時調度系統、調度員培訓仿真系統（DTS）、電能量計量系統（TMS）、水調自動化系統、調度生產管理信息系統（OMS）、配電管理系統（DMS）-46-名規范》和《河南電力通信設備標識規范》執行。

16.5.2各維護單位應設專人負責通信資源數據庫維護工作，應保障維護范圍內的資源數據庫的完整性和準確性。

16.5.3 500kV系統電力載波頻率由網調分配；220kV系統電力載波頻率由省調分配；110kV系統電力載波頻率由地調分配。16.6規劃建設

16.6.1通信規劃建設應遵循統籌規劃、適度超前、優化整合、資源共享的原則。根據電網發展規劃的需求和特點，結合專業管理和通信網發展狀況，采用先進、實用、可靠的通信技術。16.6.2調度機構與所屬調度對象之間通信應具有兩條及以上獨立路徑的數字通道。16.6.3同一條線路的兩套線路保護和同一系統的兩套安全穩定自動裝置，應組織兩條獨立的通道，配置兩套獨立的通信設備，由兩套獨立的通信電源供電。

16.6.4新建220kV及以上通信站的調度交換機，應采用統一編號、統一信令和數字中繼接入電力調度交換網。調度臺應采用通信專用-48伏直流供電或UPS電源供電。16.6.5調度機構與所屬調度對象之間應配置應急調度電話單機和調度錄音系統。

16.6.6并網電廠和用戶變電站的通信設備技術標準和運行條件應符合電力通信網技術規范和運行要求，接入方案應經所屬通信機構審核。

16.6.7省網基建和技改通信項目相關單位應按以下要求向省調報送技術資料：設備采購前25個工作日報送設備技術規范書；并網前25個工作日報送設備技術協議、采購合同復印件和

施工設計圖；并網前10個工作日報送設備及光纜測試參數。

16.6.8通信工程竣工應經運行維護單位驗收合格后方可投運，應對設備運行維護人員進行技術培訓。16.7通信站

16.7.1通信站應滿足國網公司通信站標準化管理和《華中電

-47-力系統電力通信管理規程》的要求和相應技術條件，維護單位應建立健全各項規章制度，完備各種技術資料和記錄，配備儀表、備件和工具。

16.7.2廠、站應具備對通信機房動力環境、通信設備運行狀態監視的手段。通信設備（電源、傳輸、交換等設備）的主要告警信息應接入廠站綜合監控系統。

16.7.3站內通信設備的日常巡視工作應納入變電站統一運行管理，在設備出現異常時，變電運行人員應及時通知當地通信調度。16.8統計考核

16.8.1電力通信統計分析工作采取分級統計、逐級匯總的方式。分為統計分析（通信設備運行統計分析工作）和月度統計分析（通信管理和運行統計分析工作）。各維護單位負責維護范圍內的通信統計分析和報送工作。

16.8.2通信考核按照相關規程規定進行，實行月度和考核。17并網與調度 17.1 凡與河南電網并網運行的發電廠（機組）、接入電網的用戶變電站應服從調度機構的統一調度，在并網前簽訂并網調度等協議，按照規定履行相關手續。17.2 需并網運行的發電廠（機組）、入網用戶變電站在與有關電網企業簽訂并網協議之后，應當提出并網申請，由有關電網企業審查其是否符合并網運行的條件。17.3 需并網運行的發電廠（機組）、入網用戶變電站應具有接受電網統一調度的技術裝備和管理設施，應當具備以下基本條件：

17.3.1新投產設備已通過分部調試或試運行，通過并網必備技術條件審查、工程質量檢查和安全性評價。-48-

17.3.2按照電網調度機構的要求提交全部技術資料。

17.3.3與電網調度機構間的通信通道符合有關規定，至少保證兩種相互獨立的通道，并已投運。調度總機按組網要求接入開通。

17.3.4按照電力行業標準、規程配置的，電網安全穩定運行需要的繼電保護和安全穩定自動裝置具備投運條件，有關安全措施已落實，并已通過相應電網調度機構的審查。220kV及以上電壓等級的廠站應裝設繼電保護信息子站，并完成與省調主站的聯調。

17.3.5自動化設施已按電力行業標準、規程設計建成，滿足電力調度二次系統安全防護要求并驗收合格。信息已經正確傳送至有關調度機構的電網調度自動化系統。

17.3.6并網關口計量裝置按電力行業標準、規程設計建成并經驗收合格，電能量數據能夠正確傳送至有關調度機構的電能量計量計費系統。

17.3.7調度管理及實時調度系統電廠端的子系統完成接入省調主站的調試工作并投入運行。17.3.8廠站端調度數據專網設備按要求安裝完畢，接入相應電力調度數據專用網絡，并承載調度信息業務。

17.3.9發電機組試運行結束，應該完成帶負荷運行的所有試驗，將有關報告和技術資料報送調度機構，并通過審查。

17.3.10具備正常生產運行的其它條件。17.4 新建或擴建的電氣設備加入試運行前三個月，并網方應向調度機構提供下列資料三份。17.4.1注明設備型號、設計規范參數的一次接線圖； 17.4.2繼電保護、安全穩定自動裝置的原理圖及說明書；

17.4.3線路長度、導線型號、排列方式、線間距離、桿型及線路走徑地理圖（線路在啟動試運行前應測量線路工頻和高頻參數）；-49-17.4.4通信有關資料；

17.4.5相關的調度自動化系統技術參數及工程設計文件，包括：遠動施工設計圖和二次接線圖，遠動設備清單及說明書，測量回路變比，通信規約；AGC、AVC、PMU的型號、技術

參數及指標；電能量計量系統相關圖紙、設備型號及參數，計量回路變比，輔助接點類型，關口點的設置方案；調度數據專用網絡的施工設計圖、設備清單及說明書；調度管理及實時調度系統廠站端的施工設計圖、設備清單及說明書；二次系統安全防護方案，安全防護產品清單及說明書等；

17.4.6其它涉及新設備投產的資料。17.5 新建或擴建發電廠啟動試運行前三個月，擬并網方還應向調度機構提供下列資料： 17.5.1鍋爐、汽輪機、發電機、變壓器等主要設備規范和參數； 17.5.2發電機、變壓器的測試結論；

17.5.3發電廠輸煤、給水、主蒸汽、除灰、燃燒、調速、循環水、發電機冷卻系統圖，勵磁系統圖；

17.5.4新設備規程，運行人員名單；

17.5.5線路長度、導線型號、排列方式、線間距離、桿型及線路走徑地理圖（線路在啟動試運行前應測量線路工頻和高頻參數）；

17.5.6相關調度自動化系統設備驗收報告；遠動信息表；電能計量裝置檢驗記錄及施工圖一套；電能計量若有撥號通道，應提供撥號號碼；二次系統安全防護實施方案有關資料。17.5.7風電、太陽能等新能源機組應提供有關模型及參數。模型及參數應滿足省調校核、計算的要求。

17.5.8調度機構要求的其他資料。17.6 提供資料的單位應對資料的正確性負責，并且對因資料誤差而引起的后果負責。-50-17.7 調度機構接到上述資料后，按照有關規定進行下列工作： 17.7.1確定設備命名、編號和調度管轄范圍劃分。17.7.2提供繼電保護及安全穩定自動裝置定值。

17.7.3進行潮流和穩定計算，確定輸送功率極限和運行方式及主變分接頭位置。17.7.4編制試運行調度方案。

17.7.5依據并網通信系統設計方案，組織完成并網通信電路的測試、開通工作。17.7.6組織完成調度機構的調度自動化系統與擬并網方自動化設備的聯調。

17.7.7組織完成并網調度業務所需的其它二次系統（數據專網、實時調度、保護信息等）的調試、開通。

17.7.8有關人員赴現場熟悉設備。

17.7.9組織研究并網條件，提出意見，參與有關并網前的檢查等。17.8 擬并網方運行人員應在設備投入運行前熟悉本調度規程，經調度機構考試合格后方可上崗。17.9 新設備技術參數不滿足國家標準或規定的要求，未通過并網運行必備條件審查，調度機構應拒絕該設備加入電網運行。

17.10新設備第一次啟動的并網申請應由啟動委員會主任簽發并以書面形式通知省調，表示新設備已具備并網的安全和技術條件。調度機構認為新設備已滿足并網條件，方可在日調度計劃中安排并網試運行工作。

17.11新發電機組相關調試工作結束，確認繼電保護、通信、調度自動化設備全部正常運行，發電設備帶到額定出力穩定運行后，方可向調度機構申請進入168h或72+24h滿負荷試運行。發電機168h或72+24h滿負荷試運行結果由調度機構依據相關規程標準認定，其中起止時間和負荷率以調度機構的記錄為準。

第三篇：調度管理規程

調度管理規程

第一章 調度管理任務

第1條：鄭煤集團電力系統主要負責向集團公司內部廠、礦企業提供合格的電能，確保集團公司各生產礦井的安全、穩定用電，同時適當服務于周邊地區的工農業生產和居民生活用電。

第2條：為正確掌握和指揮集團公司有關發、輸、變、配電氣設備運行的調度管理，以充分合理的發揮集團公司電氣設備能力，有計劃的供電，使集團公司整個電力系統安全、穩定、經濟運行，提供合格的電能質量，特制定本辦法。

第3條：鄭煤集團電力系統調度管理的組織形式為鄭煤集團公司供電處電力調度室。

第4條：鄭煤集團供電處電力調度室的職責是：

1、領導和指揮鄭州礦區電力系統的運行和操作以及事故處理。

2、充分發揮和使用本系統內發供電設備能力，有計劃供應系統客戶用電。

3、保證本電力系統安全、可靠運行，使系統內各處電能質量符合規定標準。

4、合理調整系統運行方式，保證電網的經濟運行。

5、涉及周邊電業局的停電手續辦理。

6、停電檢修計劃、調度措施、各項報表的編制和發送。

7、電力調度協議的簽訂、修改、變更。

8、雨季“三防”、冬季“四防”相關工作。

9、業務保安值班管理。第二章 調度管理制度

第1條：各級調度范圍內的任何設備，只有得到所屬當值調度員的指令才能操作。特殊情況下不得到調度指令可進行的操作，并及時報告集團公司電力調度室應按有關規定執行。各級調度自調的設備，如果操作對系統運行方式有較大影響時，應得到上級調度員的許可后，方可操作。

第2條：遇有危及人身、設備以及電網安全的情況時，發電廠、變電站的運行值班人員應當按照有關規定處理，處理后應立即報告有關調度機構的值班調度員，以便于及時采取預防事故擴大的措施。第3條：發布和接受調度指令時，發令人和受令人應使用調度術語，雙方應互報工作單位、姓名。受令后應復誦指令，核對無誤后立即按指令執行。發令人對其發布的調度指令的正確性負責，受令人對其執行調度指令的正確性負責。通話必須錄音、并作好記錄。

第4條：在執行調度指令過程中，若聽到調度電話鈴響應立即停止操作，迅速接聽電話，執行后要立即匯報執行情況，不會匯報或匯報不完整不算執行完畢。

第5條：任何形式指令的發令、受令后的復誦以及執行情況匯報都應準確清晰，都應錄音，并作好記錄。

第6條：受令人如認為不正確或有疑問時，應向當值調度員提出意見，如執行該命令確會威脅人身或設備安全時，應拒絕執行，并將拒絕執行的理由報告當值調度員和本單位的直接領導人。當發生誤調度或拒執行調度命令，破壞調度紀律的行為時，有關調度及領導應及時組織調查并將調查結果報告有關領導處理。

第7條：調度、各廠、站值班負責人接班后，應立即向所屬調度匯報其管轄范圍的調備運行、備用、檢修、預定工作、重大缺陷等情況，并核對時鐘，各方應一致。在值班過程中，發現設備不正常時，應立即匯報所屬調度和主管領導。影響到上一級系統時，也應向上級調度匯報。

第8條：任何人均不得干涉調度命令的正常執行。發、供、用電單位領導發布的命令，如涉及電力調度權限，必須經當值調度員許可才能執行，但在“現場事故處理規程”內已有規定者除外。發電廠、變電站、用戶電氣值班人員接到相互矛盾的調度命令時，應按其中的上級調度命執行，并報告所屬調度。

第9條：電力系統上級業務領導對有關廠、站、用戶發布調度命令要通過所屬調度進行。各廠、站、及用戶領導不得干涉調度正常業務，不得發布與調度命令相抵觸的指示。

第10條：系統的電氣設備結線和運行方式應能保證：

1、當電網內個別或部分設備發生事故時應能保證把事故范圍限制到最小，并保

證對重要用戶供電。

2、便于迅速切除故障點，保證系統供電安全，迅速恢復供電。

3、將短路容量限制在設備所允許的范圍內。

4、保證電能質量合乎要求。

5、使系統具有合理的經濟性和靈活性。第11條：為監視系統運行情況和考核負荷、電壓、發電廠、變電站及有關用戶進行24小時全天抄表。正點+ 10分鐘抄電流、有功、無功、各分段母線電壓，并及時向有關調度報送。其它臨時需要，按調度通知的時間、內容要求進行抄報。第12條：各廠、站值班人員應經常監視其母線電壓，及時按規定或根據調度權限調整無功補償裝置，使母線電壓波動不超過規定值。若經調整仍不能達到規定時，應報調度進行調整。

第13條：集團公司領導發布的一切有關調度業務的命令、指示、應通過調度室主任轉達給其值班調度員。若其調度主任不在時，則其值班調度員可直接接受命令和指示，并應盡快報告調度主任。第三章 用戶入網

第1條：鄭煤集團電力系統內新建或改建變電站（所），配電線路及其它新增用電戶應于設備投運前10天向供電處電力調度室提出入網申請，并提供以下資料：

1、一次接線圖

2、繼電保護及自動裝置型號、技術說明書、保護整定方案。

3、主要設備的技術規范和參數（主要包括：變壓器、開關、刀閘、PT、CT、消弧線圈、電容器、電纜、架空線路應注明桿塔結構、線路長度、導線型號、排列方式，電纜線路應注明線路長度、敷設方式、電纜型號）。

4、設備變更單。

5、試運行時間、措施。

6、通訊聯系方式。

第2條：電力調度室在接到上述申請和資料后，應進行以下工作，并在試運行前三天通知設備運行單位。

1、調度范圍的劃分，對設備命名編號。

2、運行方式，確定變壓器分接開關位置。

3、試運行措施，簽訂調度協議。

第3條：凡因未按時提供資料、或資料不齊全、設備不合格、調度電話未接通等原因，調度有權拒絕新設備投入系統運行。

第4條：《電力調度協議》應明確用戶的運行方式，雙方的權利和義務。第5條：電力用戶必須嚴格遵守《礦區電力調度規程》、遵照《電力調度協議》，執行調度命令。供電處電力調度室向用戶提供合格的電能質量。第四章 設備檢修

第1條：設備檢修分為：計劃檢修和事故檢修。凡涉及集團公司電力調度管轄設備的停電檢修工作，均應列入停電檢修計劃。

第2條：各有關單位應于每月15日前將下月月計劃、每周周四前將下周周計劃報送生產科匯總并轉發至調度室，由調度室進行停電檢修計劃的具體安排，月底前、每周周五前正式發送給有關單位，沒有特殊原因不得變動，無列入調度范圍的電氣設備可由本單位自行安排。

第3條：在申請與編制停電檢修計劃時，應考慮運行方式，負荷分配，電氣設備和繼電保護的允許負荷值，供電的安全操作的可能性等。

第4條：臨時停電檢修一般不予安排、必要時應提前一天提出書面申請，經調度室主任同意，報業務處長或總工程師批準，由調度室安排。影響對用戶供電時應由調度室提前通知用戶。不影響用戶供電，而且操作簡單的電氣設備正常維護工作（如備用電氣設備解除進行清掃與測量絕緣，倒旁母等），且工作時間在當日可以完成的，可提前一天向調度室申請。若不影響對外供電，且本值可以完成的工作，當值調度有權酌情安排。

第5條：對周停電檢修計劃中影響用戶的，要在計劃工作前一天通知用戶。第6條：由于電氣設備損壞而造成事故的檢修，可隨時向調度臺申請。當值調度員有權按有關規定批準，并迅速向有關領導匯報。

第7條：為了消除電氣設備的重大隱患，防止事故發生的緊急故障檢修，若影響用戶用電者應在6小時前辦理停電申請手續，并確保重要用戶得到通知，作好準備，方可進行。

第8條：批準檢修或試驗的電氣設備，無論在運行中或備用中仍需由值班調度員發出操作命令后，才能將設備停止運行解除備用進行檢修。工作負責人應得到調度許可，方能開始工作。工作終結立即向調度匯報，辦理工作終結手續。

第9條：各項電氣設備檢修時間的計算，是從設備斷開時開始到電氣設備加入運行或備用為止。停、送電操作時間包括在內，一般考慮各為半小時（復雜操作除外）。

第10條：檢修單位必須按批準的線路檢修計劃，在工作前一日16點前將工作票（或聯系單）送交調度臺（特殊情況下應向調度說明）。因故檢修計劃工作不能照常進行時，在工作前一日10點前通知運行方式、特殊情況必須在操作前向調 度臺說明。

第11條：對于批準的檢修項目，如發生意外或特殊情況，不能按期完工時，工作單位須按以下規定辦理申請手續。

1、當日的檢修或試驗。在進行中若覺得不能按期完工時應在原批準的計劃檢修工 作過半前向調度臺提出延期申請，影響用戶用電的經處領導批準并通知用戶。

2、續數日的檢修、試驗應在原批準檢修工期過半前向調度臺提出申請，并經處領導批準。延期申請應詳細說明理由，并報安全、生產科各一份。

第12條：因某種原因計劃停電的電氣設備未能按期停電，則應將檢修時間縮短，其計劃完工時間不變。若檢修時間不夠必須延長時，應在開工前提出并得到調度臺同意，對用戶影響供電的應經處領導批準。

第13條：發電廠、變電站的檢修或試驗工作完畢后，由各廠、站值班人員負責辦理工作終結手續，并向調度及時匯報設備檢修情況，得到所屬調度命令后才能加入運行。

第14條：電氣設備檢修若相位發生變動時，工作后進行核對相位確認無誤。第15條：凡無調度協議的用戶工作要求線路停電或趁線路停電進行的檢修電氣設備，必須由用戶向有關調度申請并辦理工作票。

第16條：單獨停配電變壓器的檢修，也應列入計劃，并按排在輪休日進行。由工作班自行操作停、送。特殊情況臨時停送電工作須經領導批準，由工作單位負責事先通知低壓用戶，并將通知單交調度。若涉及新增或改變低壓網絡影響到高低壓配電問題的工作，還應提前向調度報送經會簽批準的設備變更通知單和圖紙資料。

第17條：停電檢修，調度必須保證工作范圍內所有電源均已斷開，并有明顯斷開點。配電線路上僅有柱上油開關無明顯斷開點時, 檢修人員應采取相應措施：經驗電判明線路確無電壓，短路接地。對發電廠的線路停電操作應依次斷開開關，線路刀閘、母線刀閘。調度員只下達停運、解備、作安措、拆除安措恢復恢復備用加入運行等命令。凡不在線路側裝、拆接地線“（或拉、合接地刀閘）必須得到調度命令后方可操作。

第18條：礦區架空配電線路停電工作時，應注意以下事項：

1、雙電源用戶應先倒另一電源供電、并將停電的一回路解除備用，掛線路“有人工作，不許合閘“的警告牌。

2、線路上其他可能來電的備用開關，應解除備用。

3、工作地段同桿架設有路燈高低壓線時，路燈總開關解除備用，并裝設地線。為不影響其它路燈的送電，必要時可臨時解除影響工作的路燈的電磁開關保險。

4、停電范圍內與系統并列的用戶，若自備發電機應與系統解備隔離，防止返回至線路上。

5、同桿架設的低壓線由另一電源供電，如檢修工作需要停電時，應由工作班提出申請將其低壓停電。對三相四線制線路特別注意停電時將零線斷開。第19條：凡需要由現場工作班自行停、送電的操作，停、送電前得到有關調度或用戶負責人同意，始能進行操作。

第20條：允許檢修工作前，應對照日調度計劃，模擬圖板、命令票、確知線路設備已全部停電，方可允許檢修工作開始。并向工作負責人交代停電范圍，注意事項。嚴禁約時停、送電，嚴禁約時允許工作。

第21條：線路停電檢修的工作班數目，調度員除作好記錄外，還應在調度模擬盤的停電線路上標明與工作班數目相等的標示牌。

第22條：線路檢修工作負責人接到調度允許工作的命令后，必須在工作地段可能來電的各方驗電接地。然后進行工作，有感應電壓時還應增加地線。

第23條：所屬調度范圍內發電廠、變電所的檢修工作，由所在廠、站值班負責人辦理允許工作和結束工作手續，并及時向“集團公司電力調度”匯報。

第24條：線路工作檢修結束、工作負責人應按下列內容向有關調度匯報；姓名、工作線路名稱、工作內容、設備結線變動情況，開關、刀閘或令克的合、斷位置，相位是否正確，工作地段所有短路接地線全部拆除，人員全部都脫離等內容，可以送電。

第25條：調度在接到各工作負責人（包括用戶配合的工作）的工作終結報告，確知所有工作班報告工作結束，短路接地線拆除，并對照記錄和模擬盤核對無誤后，方可下達對線路送電。

第26條：發生事故時，各單位接到通知后應迅速進行搶修。事故處理當天可不辦理工作票，但必須由工作負責人履行工作許可及工作終結手續。有特殊要求者應向調度提出。若處理間斷，第二天工作必須辦理工作票手續。第五章 負荷平衡管理

第1條：集團公司電力調度室必須認真開展用戶調查，編制詳細的負荷平衡 計劃及緊急事故情況下拉閘限電順序表。

第2條：集團公司各用電單位及用戶，必須按照集團公司電力調度室下達的負荷指標進行運行。

第3條：兩電廠的機組出力情況必須按照集團公司電力調度室下達的指標運行，電力調度室應量滿足兩電廠滿發。

第4條：電力調度室在平衡負荷時，必須以集團公司所屬各單位的安全生產和居民生活用電為重，正常情況下不得影響各生產單位的安全生產。

第5條：集團公司自備電網的負荷平衡遵守《鄭煤集團公司自備電網電力系統管理辦法》執行。第六章 無功電力補償

第1條：電力系統的無功補償與無功平衡，不僅能保證電網電壓質量，而且能夠提高電力系統運行的安全性、穩定性、經濟性，電力調度室要根據國家相關標準加強無功管理，努力使各個功率因數監測點符合國家標準，第2條：各級用戶功率因數要達到國家規定標準，高壓供電的工業用戶和高壓供電帶有有載調壓裝置的電力用戶功率因數為0.9及以上，其它100kW及以上電力用戶和大中型電力排灌站功率因數為0.85及以上，躉售和農業用戶功率因數為0.8及以上。

第3條：電力調度室運行方式組要根據鄭州礦區電網負荷合理編制運行方式，督促發電廠按照國家規定的無功發電曲線發電運行。

第4條：當值調度員應注意觀察各功率因數監測點的功率因數（各變電站的變壓器），保證功率因數符合國家標準，并做好記錄。

第5條：當值調度員對本值范圍內的功率因數進行監視，若達不到國家標準時，應及時投、切電容器。

第6條：當值調度員在本值范圍內要注意監視各個變電站功率 因數，防止過補償，無功倒送。

第7條：按照分級補償的原則，鄭州礦區電網各用戶要按照有關規定安裝無功補償裝置。

第8條：各用戶應每月向電力調度室匯報電容器安裝情況，投、切情況及相關的資料、參數。

第9條：對沒有安裝自動投、切電容器組的各用電戶，要嚴格遵守調度命令，合理投、切電容器，滿足無功電力要求。（又要防止過補償，無功倒送）。第七章 電壓質量管理

第1條：電壓質量對電網穩定及電力設備安全運行，線路損失、工農業生產、產品質量、用電單耗和人民生活用電都有直接影響，它涉及電力生產過程中的每一個環節，是保證電力系統安全、優質、經濟和穩定運行的重要指標。

第2條：電力調度室必須加強調度管理工作，密切監視各電壓監測點電壓情況（35kV、6kV母線電壓），努力使各監測點的電壓達到國家規定標準。35kV及以上供電電壓正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%（如供電電壓上下偏差同號時，按較大的偏差絕對值作為衡量依據）。10kV及以下三相供電電壓允許偏差為額定電壓的±7%。

第3條：電力調度室運行方式組，必須合理編制出運行方式，月、日停電檢修計劃，充分考慮整個礦區電網負荷分配情況，使各監測點電壓在全年運行中達到國家規定標準。

第4條：當值調度員在本值范圍內，必須密切監視各變電站監測點（母線電壓）電壓情況。對出現的電壓超出國家規定的情況，及時進行調整，使各監測點的電壓符合國家規定標準。

第5條：當值調度員對礦區（岳村站、裴溝站北段母線，超化站、大平站、告成站）出現電壓超出國家規定情況，應立即通知鄭州地調調整其出口電壓，如仍不能滿足電壓標準要求，根據變壓器運行情況，下令調整有載調壓變壓器檔位或通知修試工區人員調整無載調壓變壓器分接開關檔位。

第6條：當值調度員對礦區自備電網出現的電壓超標準情況，應及時投、切電容器或調整變壓器分接開關檔位。

第7條：當值調度員對礦區自備電網出現的無法通過上術手段調壓的情況，應及時通知兩電廠增加無功出力，使兩電廠出口電壓符合國家規定標準。

第8條：當值調度員應做好本值范圍內的高峰及低谷時段的負荷平衡工作。規定各個季節用電高峰、低谷電壓值，以及允許的電壓偏移范圍并進行監測，保證整個鄭州礦區電網的電壓合格率達到93%。

第9條：當值調度員在本值范圍內，調整電壓情況應能滿足中、低壓用戶受端電壓合格的要求，對于用戶提出的電壓過高、過低情況應積極進行調整。

第四篇：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），省（自治區、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停電計劃，制定調管設備、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、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 運行方式

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

4.2.4 運行方式主要包括以下內容： 4.2.4.1 上電網運行總結

a.上新設備投產情況及系統規模。b.上生產運行情況分析。c.上電網安全運行狀況分析。4.2.4.2 本電網運行方式

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.下級電網運行方式概要。4.3 豐（枯）期運行方式

4.3.1 在方式基礎上，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 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，調控機構根據停電建議計劃，結合電網運行特點、負荷預測、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設備停電計劃。

5.4.3 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及以上主網設備停電計劃。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 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設備停電計劃為依據，未列入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，、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。現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 發電機異常或跳閘后，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。如未發現異常可試送一次。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，應暫停可能影響系統運行的設備操作。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檢驗計劃，并將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、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 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、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、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、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、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）。

第五篇：淺談電力調度管理

淺談電力調度管理

摘要 為了更好的發展電網系統,維護電網的正常運行,更好的服務于社會,企業和家庭,本文主要闡述了電力調度存在的安全問題和針對這些安全問題做出的措施。

關鍵詞 電力調度;業務;思想工作;學習力

中圖分類號TM73 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708(2010)30-0105-0

2電力調度是電力系統在正常運營中最重要也是非常關鍵的,每一個調度員都肩負著保證電網運行的安全,保證電網運行的穩定性。在電網運行中,任何不規范的行為,都可能影響電網穩定,電網的安全。甚至造成重大事故的發生。如果電力調度員發生不正確的判斷和操作,將會給家庭、企業和社會帶來不可估量的經濟損失和政治影響。電力調度的安全隱患

1)電力調度員業務不熟練,在送電環節出現大大小小的問題,比如,該送電的時候不送,或者延誤送電,或者下錯命令。都肯能造成很大的事故發生;

2)電力調度員的思想意識淺薄, 就是指的那些因工作繁重或者個人因素而造成擬寫調度命令錯誤,或者交接班的時候不清楚,或者送電不及時以及延誤送電等等。沒有一個整體的意識,沒有安全意識,思想意思比較淺薄;

3)電力調度員的學習意識不強,在科技飛速發展的年代,不管什么樣的工作都需要努力地學習和不斷地更新,電力調度員更應該如此,不然就跟不上時代的潮流,會造成整個電網的運營不順暢和停滯不前;

4)電力調度的管理制度不完善,調度員的分工不明確,交接班的條例不清楚,調度員在調度過程中的依據不充分,對于規定的制度不嚴格的執行。針對以上安全隱患須做出如下的措施

2.1 業務方面

“科學技術是第一生產力”,作為生產一線的一名電力工人,深知業務技術的重要性。只有扎實過硬的業務技術,在企業、部門中立足。社會生產不斷發展進步,需要人們掌握更新更好的技術,滿足社會生產發展的需要。當代社會,已進入高速發展的信息時代,新技術,新科技不斷出現,電力行業也不例外如本人目前所從事的工作,可以說,絕大部份是在電腦上完成。作為監控的重要工作之一:電壓和無功調節、負荷控制,就是在調度自動化系統上完成;另外,值班的日常工作都在MIS中進行。掌握先進的生產、管理工具是適應現代化企業需要的必備素質。作為一名普通工人,應該堅持立足本崗,努力學習,刻苦專研專業技術,努力提高業務技能;積極學習先進科學文化知識,不斷學習,不斷進步,以適合日益發展的電力事業需要。

隨著臨安經濟的發展和社會用電量的不斷提高,臨安電網結線也日趨復雜與龐大。作為一名調度員,就必須時刻集中精力,了解和掌握電網的最新情況,分析電網運行情況,分析系統負荷、潮流、電壓、無功,分析其可能存在的問題、隱患。只有對電網運行高度掌握的情況下,才能發現其可能存在的問題、隱患,并早作打算,未雨綢繆,有備無患;才能在突發事故中快速、安全、高效地處理事故、故障,才能減少客戶停電時間,真正貫徹落實李局長在行風建設和優質服務大會上所提出的:“始于客戶需求,終于客戶滿意”,“客戶至上”的要求。沒有扎實過硬的業務本領,一切都是空談,“客戶至上”也成了空中樓閣。始終要求自己保持高度責任心,對待每天的停電檢修,事故處理,合理安排運行方式。

2.2 思想工作方面

單位領導應該的精心培育和教導調度員,讓他們自身不斷努力,無論是思想上、學習上還是工作上,都要取得長足的發展和巨大的收獲。思想上,積極參加政治學習,關心國家大事,認真學習“三個代表”的重要思想,堅持四項基本原則,擁護黨的各項方針政策,自覺遵守各項法律法規及各項規章制度。更重要有安全意識,知道什么事情是最重要的,上班時間都應該做什么,要做到什么。能吃苦耐勞、認真、負責、明白電網運行的重要性。

2.3 學習方面

不管遇到什么問題,不管出現了什么問題,都需要虛心誠懇的請教隨時筆記隨時總結隨時反省,絕對不允許出現自欺欺人,讓師傅以為你是一個很聰明的人,電力行業是不需要這樣的聰明,在這個行業對自己不認真就是對生命不負責。工作在不同的時間段要有不同的側重點,這是必然的也是必需的。不但要了解而且要積極的配合。要拋棄個人的利益,把自己的聰明運用到學習技術上,把自己的能力以團隊的形式發揮出來,不搞個人的表現主義,這樣既損害公司,也傷害了自己。為了工作的順利進行,每個人的分工也明確了,不是意味著埋頭苦干,恰是因為這樣我們更加要互相幫助互相檢查。公司需要有干勁的人,但一個人的力量永遠是不夠的。只要有能力,大家是有目共睹的,不但要發揮自己的特長,還要知道別人的特長。用行動證明自己,用成績征服大家。俗話說:“活到老,學到老”,本人一直在各方面嚴格要求自己,努力地提高自己,以便使自己更快地適應社會發展的形勢。通過閱讀大量的道德修養書籍,勇于解剖自己,分析自己,正視自己,提高自身素質為能保質保量地完成工作任務,我在過去的基礎上對電力系統的相關知識進行重學習,加深認識。使之更加系統化,從而融會貫通,使電力系統專業水準提到了一個新的起跑線。

2.4 管理制度方面

就是要有明確的管理制度,有詳細的條文制度,讓調度員的分工明確,加強安全管理。讓員工明白電力技術飛速發展,信息科技日新月異,企業發展和崗位素質要求從業者要有一種十分強烈的自覺學習要求,要不斷學習,不斷進步才能不被崗位淘汰。翻老黃歷,吃老本的日子早已一去不返。“逆水行舟,不進則退”。只爭朝夕,發奮學習,才是在激烈的競爭中求得生存的根本之道。

總之,電力調度是非常重要的職位,關系著整個社會,企業,家庭的電網穩定安全,一定要切實做好這方面的工作。多學習這方面的知識,這方面涵蓋了電力企業發、供、變、配等電力生產銷售的全部過程,包括發電廠的鍋爐、汽機、電氣,供電中的輸電線路,繼電保護,DTS仿真機培訓;還對《電力法》,《電力供應和使用條例》等電力法律法規德系統的學習。這樣就會不斷地提升自己的業務水平也了解到了世界電力未來的發展趨勢;電力技術發展的前沿科學;認識到信息技術對電業技術發展的非凡影響。把握信息技術發展動態,跟上時代發展步伐掌握一些新興實用技術,才能將更好為企業、為社會所服務。

參考文獻

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