xx省电力调度控制规程

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1、xx电力调度控制规程 目 录第一章 总 则1第二章 调控机构的任务及职责2第三章 调度管辖与设备监控范围43.1 一般原则43.2 调管范围划分43.3 省调监控范围5第四章 调控运行管理74.1 一般原则74.2 调度运行管理74.3 监控运行管理104.4 无人值守变电站调度运行管理104.5 集控中心调度运行管理11第五章 电网稳定管理125.1 一般原则125.2 安全稳定计算125.3 稳定限额管理135.4 涉网稳定管理145.5 稳控装置管理145.6 其他要求16第六章 无功电压管理176.1 一般原则176.2 无功电压管理主要内容176.3 电压允许偏差范围176.4 变电

2、站电压运行控制186.5 发电厂电压运行控制186.6 电压调整主要措施18第七章 频率及联络线调整管理207.1 频率及联络线调整207.2 AGC运行管理20第八章 电网运行方式管理218.1 一般原则218.2 电网年度运行方式编制218.3 电网月度运行方式编制228.4 电网日运行方式编制22第九章 调度计划管理239.1 一般原则239.2 年度停电计划239.3 月度停电计划249.4 日前调度计划249.5 负荷管理25第十章 新设备投运管理2710.1 一般原则2710.2 工程前期管理2710.3 新设备投运前调度管理2710.4 新设备启动及试运行调度管理2810.5 新

3、设备启动条件2910.6 新能源投运管理3010.7 设备退役管理30第十一章 并网调度管理3111.1 一般原则3111.2 并网调度协议签订3111.3 并网机组运行管理与技术要求3111.4 网源协调管理3211.5 燃料管理33第十二章 水库调度管理3412.1 一般原则3412.2 水电调度的主要工作3512.3 水库调度运行要求35第十三章 新能源调度管理3713.1 一般原则3713.2 新能源电厂（场、站）运行要求37第十四章 气象信息管理39第十五章 继电保护和安全自动装置4015.1 一般原则4015.2 定值管理4015.3 运行及检验管理4115.4 专业技术管理42第

4、十六章 调度自动化管理4416.1 一般原则4416.2 调度自动化运行管理4416.3 调度自动化检修及异常管理45第十七章 电力通信管理4617.1 一般原则4617.2 通信运行管理4617.3 通信检修与异常管理47第十八章 设备监控管理4818.1 一般原则4818.2 设备实时监控管理4818.3 变电站集中监控许可管理4818.4 设备监控信息管理4818.5 集中监控缺陷管理4818.6 监控运行分析评价管理48第十九章 调控运行操作规定4919.1 一般原则4919.2 调度操作规定4919.3 监控远方操作规定5019.4 调度操作指令票5119.5 并列与解列操作5319

5、.6 合环与解环操作5319.7 断路器操作5419.8 隔离开关操作5419.9 变压器操作5519.10 线路操作5519.11 母线操作5619.12 冲击合闸操作5719.13 零起升压操作5719.14 融冰操作58第二十章 故障处置规定5920.1 一般原则5920.2 频率异常处置6020.3 电压异常处置6120.4 线路故障处置6220.5 母线故障处置6320.6 变压器及互感器故障处置6320.7 发电机故障处置6420.8 断路器及隔离开关故障处置6520.9 输电断面潮流异常故障处置6620.10 电网振荡故障处置6620.11 调控通信业务中断故障处置6820.12

6、 调度自动化异常故障处置69附件1 省调调度员监控员职责70附件2 发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则73附件3 主要设备调度标准名称表76附件4 调度术语表78附件5 操作指令票格式及举例94附件6 保护装置调度运行规定97附件7 新设备接入电力系统需向调控（通信）机构提供的资料103第一章 总 则1.1 为加强xx电力调度控制管理工作，执行国家节能环保政策，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电）、用电等各方的合法权益，依据中华人民共和国电力法、电网调度管理条例和有关法律、法规，制定本规程。1.2 xx电力系统系指接入xx电网的发电、供电、用电设施和

7、为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置）、调度自动化和电力通信设施、计量装置等构成的整体。1.3 xx电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、发电厂运行值班单位（含梯级水电站集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。各发、供、用电单位和各级调控机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。1.5 调控机构依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调。1.6 xx电网设三级调控机构，分为：省级电力调度控制中心（以下简称省调），地区（市、州）级电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）级电力调度

8、控制分中心（以下简称县调）。各级调控机构在电力调度业务中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥。设备监控业务应服从相应调控机构的调度指挥。1.7 本规程适用于xx电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有关的行为。从事与xx电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均应遵守本规程。1.8 本规程由国网xx省电力公司电力调度控制中心负责解释。第二章 调控机构的任务及职责2.1 为保障电网的安全、优质、经济运行，调控机构负责对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，其主要任务如下： 2.1.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，减少环境污染，充分发挥电网的发、供电

9、设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要。2.1.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保障电力系统安全、稳定、连续、正常运行，使电能质量符合国家规定的标准。2.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则和电力市场规则，依据有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。2.2 省调主要职责：2.2.1 组织实施xx电网调度控制业务相关的专业管理和技术监督。2.2.2 组织制定xx电力系统运行有关规程、规定和技术措施，并监督执行。2.2.3 指挥调度管辖范围内电网的运行、操作和故障处置。2.2.4 负责跨省联络线功率控制，协助电网频率调整。2.2.5 负责直调范围内无功管理与电压调整。

10、2.2.6 与调度管辖范围内电厂签订并网调度协议，依据协议对电厂进行调度管理。2.2.7 开展电网运行方式分析，制定电网运行方式。2.2.8 开展电网月度、日前电力电量平衡分析，按调度管辖范围制定月度、日前发供电计划。2.2.9 制定调度管辖范围内设备年度、月度、日前停电计划，受理并批复调度管辖设备的停电申请。2.2.10 负责调度管辖范围内电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.2.11 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。2.2.12 负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。负责监控信息管理和变电站集中监控许可管理，并组织开展监控相关工作。2

11、.2.13 受理并批复新建、改建和扩建的调度管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。2.2.14 负责直调范围内保护装置定值的整定计算，负责组织开展直调范围内保护装置和调度自动化系统的运行管理及检验管理。协助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。负责协调与调度控制相关的通信业务。2.2.15 参与电网发展规划及相关工程设计的审查。组织制定电网继电保护、调度自动化系统规划。参与制定电网电力通信规划。2.2.16 负责调度管辖范围内水电厂的发电调度管理，参与协调发电与防洪、航运、供水等综合利用的关系。2.2.17 负责调度管辖范围内风电场、光伏电站等新

12、能源电站的发电调度管理。2.2.18 负责制定xx电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报省人民政府电力行政主管部门批准后执行。2.2.19 负责下级调控机构调控运行人员、直调发电厂运行值班人员及变电站运维人员等调度对象的培训、考核和资格认证工作。2.2.20 行使上级批准（或者授予）的其他职责。第三章 调度管辖与设备监控范围3.1 一般原则3.1.1 并入xx电力系统运行的发电、输电、变电、配电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，一般应纳入相应电力调控机构的调度管辖范围。3.1.2 调度管辖范围（简称调管范围）：指调控机构行使调度指挥权的发电、供电设备范围，包括直接调度范围和委托调

13、度范围。3.1.2.1 直接调度范围（简称直调范围）：指调控机构直接调度指挥的发电、供电设备范围，对应设备称为直调设备。3.1.2.2 委托调度范围:上级调控机构委托（授权）下级调控机构调度管辖的设备范围，对应设备称为委托设备。3.1.3 许可调度范围：指下级调控机构直调设备状态变化应得到本级调控机构许可的设备范围，对应设备称为许可设备。3.1.4 接入500千伏电网的发输变电设备的调管范围由国家电网华中电力调控分中心（以下简称华中分中心）明确；接入 220千伏电网的发输变电设备和接入110千伏电网的发电设备的调管范围、地区之间联络设备的调管范围由省调明确；接入110千伏电网的输变电设备和接入

14、35千伏电网的发电设备的调管范围、县调与县调之间的调管范围由地调明确。3.1.5 调管范围内的设备铭牌参数改变，应报相应调控机构备案。结线变更等应征得相应调控机构同意。3.1.6 从属于一次设备的保护装置、电力通信、调度自动化等设备的调管范围原则上与相应的一次设备的调管范围一致。3.1.7 调控机构应于每年一季度发布调管范围明细表，新设备预计投产日一个月前发布新设备的调管范围。3.2 调管范围划分3.2.1 省调调管范围一般为xx电力系统内除上级调控机构直调范围以外的下列设备：3.2.1.1 上级调控机构委托（授权）省调调度的设备。 3.2.1.2 直接并入220千伏电网的发电厂（站、场）（以

15、下简称发电厂）设备。3.2.1.3 省调委托地调调度的发电厂设备：a) 直接并入110千伏电网且总装机容量3万千瓦及以上的水电厂机组。b) 直接并入110千伏电网且总装机容量2万千瓦及以上的风电、生物质能和光伏等新能源电厂机组。c) 直接并入110千伏电网且总装机容量6万千瓦及以上其它类型的发电厂机组。3.2.1.4 220千伏的联络线。3.2.1.5 220千伏及以上联络变电站的220千伏设备（主变压器除外）。3.2.1.6 其他应由省调调度管辖的设备。3.2.2 省调许可调度的设备：3.2.2.1 220千伏直馈线路。3.2.2.2 220千伏联络变电站的主变压器。3.2.2.3 220千

16、伏终端变电站设备（用户变电站设备除外）。3.2.3 地调调管范围一般为除上级调控机构调管范围以外的下列设备：3.2.3.1 经10千伏及以上电压等级并入本地区电网内的风电、生物质能和光伏等新能源电厂设备。3.2.3.2 装机容量0.5万千瓦及以上并入本地区电网内上级调管范围以外的其他发电厂设备。3.2.3.3 地级市城区内110千伏变电站设备及所辖县域内110千伏变电站的110千伏设备（含主变压器）。3.2.3.4 110千伏线路。3.2.3.5 220千伏直馈线路。3.2.3.6 220千伏联络变电站的主变压器。3.2.3.7 220千伏终端变电站设备。3.2.4 发电厂厂用系统、变电站站用

17、系统分别由发电厂、变电站自行管辖。3.3 省调监控范围3.3.1 监控范围指调控机构集中监控的设备范围。3.3.2 500千伏变电站（开关站）所有设备纳入省调监控范围。第四章 调控运行管理4.1 一般原则4.1.1 省调值班调度员是xx电力系统运行、操作和故障处置的指挥者。负责发布调度指令，并对其下达调度指令的正确性负责。负责接受上级调控机构值班调度员的调度指挥，执行上级调控机构值班调度员的调度指令。4.1.2 调度对象指通过资格认证的下级调控机构调度员和监控员、发电厂运行值班人员、变电站运维人员、通信调度人员及线路维护单位运行值班人员。值班调度对象负责执行省调值班调度员的调度指令，并对执行调

18、度指令的正确性负责。4.1.3 省调值班调度员和值班监控员与调度对象进行调控业务联系时，应使用普通话和规范的调度术语，双方应先互报单位（调度代号）和姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。记录应采用纸质或电子签名方式存档。发生错误时，以录音或记录为依据确定责任归属，如无录音、记录可查，由下令单位对其后果负主要责任。4.1.4 各运行值班单位应保证在任何时间内均有调度对象接听调度电话。4.2 调度运行管理4.2.1 调度系统的值班人员依法履行职责，有权拒绝各种非法干预。4.2.2 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调值班调度员同意后方可执行。4.2.3 除调控

19、机构负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调度指令。上级领导关于调控业务的指示，应通过调控机构负责人转达。4.2.4 省调调度员和监控员应经过培训、考试合格。调控值班长应经电网企业总工程师批准，其他资格调度员和监控员应经省调总工程师及以上领导批准，方可正式上岗。4.2.5 省调应及时公布取得省调调度对象资格人员名单和省调调度员、监控员岗位及人员变更情况。4.2.6 调度对象的主要职责：4.2.6.1 正确执行调度指令，并及时汇报调度指令的执行情况。4.2.6.2 及时汇报设备异常运行情况。4.2.6.3 按要求执行调度系统重大事件汇报制度。4.2.6.4 按要求上报运行信息，完成值

20、班调度员下达的相关工作。4.2.6.5 自行处理本规程规定可以自行处理的事项。4.2.7 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。如受令人对调度指令有疑义，应立即向下令人提出，如下令人仍重复其指令，受令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告下令人和本单位直接领导人。4.2.8 发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处：4.2.8.1 不执行或故意拖延执行调度指令。4.2.8.2 擅自改变调度管辖设备的状态、控制模式、参数、定值和实时数据。4.2.8.3 不执行省调下

21、达的保证电力系统安全的措施。4.2.8.4 不如实汇报电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。4.2.8.5 调控机构认定的其他性质恶劣的行为。对上述行为，调控机构将通告有关单位处理，同时取消严重违反调度纪律者的调度对象资格，被取消调度对象资格者六个月后才能提出申请，应通过调控机构组织的调度对象资格认证考试合格后，方可再次获得调度对象资格。4.2.9 任何单位和个人未经值班调度员许可，不得擅自改变调管范围内设备状态及运行方式。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，运行值班人员应按有关规定处理，处理后应立即报告值班调度员。4.2.10 xx电力系统内属于国调和华中分中心调度管辖的设备，其设备状态及运

22、行方式的改变，运行值班人员应分别向上级值班调度员和省调值班调度员汇报。不属于国调、华中分中心和省调调度管辖的设备，如改变其设备状态及运行方式对xx电力系统有影响时，应征得省调值班调度员同意。4.2.11 省调值班调度员有权指挥操作下级调控机构调度管辖的设备。调度对象同时接到两级调控机构相互矛盾的调度指令时，由高一级调控机构决定执行哪级调度指令，受令人应将执行情况分别汇报两级调控机构的值班调度员。4.2.12 除计划检修工作外，值班调度员有权批准如下检修工作：4.2.12.1 当日内对电网和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不造成重大安全威胁）的检修工作。4.2.12.2 对于已停电设备，

23、不扩大停电范围、不推迟复电时间、不新增复电要求的新增检修工作。4.2.12.3 只需退出双重化配置保护中的单套保护装置的临时检修工作。4.2.12.4 带电作业。4.2.12.5 事故抢修。4.2.12.6 为解除对人身或设备安全形成严重威胁的检修。4.2.12.7 低谷停机消缺、水电厂进水口清渣、经省调许可的科研实验等检修。4.2.13 省调调管范围内设备检修的开、竣工联系：4.2.13.1 变电站设备检修，由变电站运维单位的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。4.2.13.2 发电厂设备检修，由发电厂或集控中心的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。4.2.13.3 线路检修，由线路运维

24、单位的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。4.2.14 调控机构应会同营销管理部门，于每年2月底前编制超供电能力限电序位表和事故限电序位表。限电序位表应经政府有关部门批准。4.2.15 需要省调临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、保电时间等报省调并得到许可。省调需要保电的线路也应通知有关地调。一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电，否则，应采取其它替代措施。4.2.16 带电作业应在作业当天向值班调度员申请，经值班调度员同意后方可进行。申请时需说明带电作业的地点、工作内容、工期及要求。竣工后应及时汇报。对于要求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在通知开工前，应先退出该线路的

25、重合闸。4.2.17 调度电话应具备两路不同路由专线通道，并开通系统行政电话和公网电话。4.3 监控运行管理4.3.1 值班监控员负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。接受相关调控机构值班调度员的调度指挥，正确执行调度指令。并按规定通知变电站运维人员和通信自动化人员。4.3.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，按规定监视设备的告警信息。4.3.3 值班监控员对认定为缺陷的告警信息应启动缺陷闭环管理流程。若该缺陷可能会导致电气主设备退出运行或电网运行方式改变时，值班监控员应立即汇报相关调控机构值班调度员。4.3.4 监控范围内变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，变电站运

26、维人员应在开工前向值班监控员汇报，竣工后与值班监控员核对双方监控系统信息一致性。4.3.5 值班监控员无法对监控范围内变电站实施正常监视时，应按规定将监控职责移交给该变电站运维人员。远方监控条件具备时，应及时收回监控职责。监控职责移交或收回后，值班监控员均应向相关调控机构值班调度员汇报。4.4 无人值守变电站调度运行管理4.4.1 变电站应经相应调控机构验收及试运行评估合格，具备集中监控条件并纳入集中监控范围后，方可实行无人值守。4.4.2 无人值守变电站投运前10天，运维单位应向相关调控机构报送其所属运维班名称及联系方式。运维班管辖变电站范围、运维班成员及联系方式发生变更时，运维单位应及时报

27、送相关调控机构。4.4.3 无人值守变电站运维人员负责所辖无人值守变电站的现场倒闸操作、设备巡视、定期轮换试验、消缺维护及故障处置等工作。4.4.4 无人值守变电站运维人员在到达变电站现场后进行调控业务联系时，应报所在变电站名称及姓名。4.4.5 无人值守变电站应配备一部应急移动电话，该移动电话应保证在任何时间均有该无人值守变电站运维人员接听。4.4.6 值班调度员有权根据电网运行情况要求变电站恢复有人值守。4.5 集控中心调度运行管理4.5.1 集控中心负责所控厂（站）的远方监视、遥控操作、异常和故障处置。4.5.2 集控中心所控厂（站）负责本厂（站）的设备巡视与维护、现场操作以及在特殊情况

28、下（如发生事故或电网运行需要）接受相应调控机构值班调度员的调度指令。4.5.3 一般情况下，值班调度员只与集控中心进行调度业务联系，不再与集控中心所控厂（站）直接联系。4.5.4 集控中心失去对所控厂（站）的联系及监视控制时，应立即向值班调度员汇报。值班调度员直接与所控厂（站）进行调度业务联系。集控中心恢复对所控厂（站）的联系及监视控制后，应立即向值班调度员汇报。第五章 电网稳定管理5.1 一般原则5.1.1 稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统稳定水平，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。5.1.2 稳定运行管理的基本要求是保证系统

29、运行的安全和稳定，维持系统频率和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。5.1.3 调控机构应深入研究系统安全稳定问题，并提出电力系统规划与建设的建议，规划部门应予以充分考虑。5.1.4 稳定运行管理按调管范围分级负责，省调归口管理。5.2 安全稳定计算5.2.1 稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。5.2.2 稳定计算应执行电力系统安全稳定导则、电力系统技术导则和电力系统安全稳定计算技术规范等相关标准。5.2.3 调控机构负责计

30、算、编制系统稳定运行限额，发布安全稳定运行规定，制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并按要求报上级调控机构备案。5.2.4 电网稳定计算分析应针对电网可能出现的各种运行方式，选择电网安全稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。5.2.5 电网稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、控制装置模型和实测参数为基础。省调负责研究和建立xx电网系统稳定计算分析所涉及的各种设备模型和参数，以及负责系统稳定计算参数的协调管理。发电公司、发电厂、供电公司、建设单位负责向相关调控机构提供稳定分析所需的技术资料和实测参数。电网企业运维部门负责向相关调控机构提供设备安全电

31、流及过负荷能力、线路同塔架设信息等安全稳定计算资料，调控机构以此作为制定电网稳定限额的依据。5.2.6 大区电网互联、大功率远距离送电、大容量发电机组经弱系统并列运行时，需进行小扰动稳定计算分析。5.2.7 电网有下列情况时，应进行大扰动动态稳定分析：5.2.7.1 大容量发电经弱系统联系并列运行；5.2.7.2 采用快速励磁调节系统及快关汽门等自动调节措施；5.2.7.3 有大功率周期性冲击负荷；5.2.7.4 电网经弱联线路并列运行；5.2.7.5 分析电网事故有必要时；5.2.7.6 其它稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时；5.2.8 系统中经弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源（包括静

32、态和动态）不足时，应进行电压稳定性计算校核；5.2.9 系统出现大功率缺额或系统解列成孤岛系统时出现大的功率不平衡，需要进行频率稳定性计算校核；5.2.10 系统发生事故后，调控机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施；5.3 稳定限额管理5.3.1 省调对调管范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳定限额，发布xx电网安全稳定运行规定并督促执行。5.3.2 为确保xx电网的安全稳定运行，省调有权对地区系统潮流输送限额、负荷分配、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求。各级调度机构应根据装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况定期计算、校核，修

33、订系统安全稳定运行规定。5.3.3 正常情况下，省调调管范围内的联络线应按暂态稳定控制功率运行。出现下列情况之一时，经电网企业总工程师批准可按静态稳定控制功率运行： 5.3.3.1 为使水库不弃水或少弃水。5.3.3.2 事故后运行方式。5.3.3.3 特殊运行方式。5.3.3.4 该联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行时。5.3.4 当线路按静稳定控制功率运行时，省调应做好发生稳定破坏事故的预想和处理措施，并密切注意天气变化情况，如该线路区间有灾害性天气发生时，值班调度员应及时改为按暂态稳定控制功率运行。5.4 涉网稳定管理5.4.1 发电机自动励磁调节装置、调速器、电力系统稳定器（PSS

34、）等以及自动装置和一次调频等参数整定，应经相应调控机构许可。其投入或退出应由相应调控机构批准。5.4.2 发电机失磁保护、失步保护、高/低频保护、过/低励保护、过/低电压保护等涉网保护配置及整定，应报相应调控机构备案。5.4.3 线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、低频解列、低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调度员同意，不得自行退出。5.5 稳控装置管理5.5.1 稳控装置管理按其相应的调度运行规定执行。5.5.2 稳控装置未经值班调度员同意，不得自行退出。5.5.3 低频（低压）减载的管理实行统一组织、分级管理的原则。5.5.3.1 省调负责低频（

35、低压）减载方案的制订以及运行和技术管理。5.5.3.2 地调负责本地区低频（低压）减载方案的实施以及装置的调度运行管理、督促运行维护单位做好定值调整、定期校验和装置消缺等工作。5.5.3.3 运行维护单位负责本单位运行维护范围内的低频（低压）减载及解列装置的安装、调试、调整、校验等工作，保证按要求投入运行。5.5.4 低频（低压）减载的方案管理：5.5.4.1 省调应每年修编并下达系统低频（低压）减载方案和省调调度的发电厂、变电站的低频解列方案，同时将方案报上级调控机构备案，必要时应及时调整。5.5.4.2 省调在编制低频（低压）减载方案和解列方案时应充分考虑：a) 防止失去大电源而扩大事故。

36、b) 各地区系统分片解列。c) 上一级系统的要求。5.5.4.3 地调应根据省调下达的低频（低压）减载方案，编制本地区的实施方案和所属并网发电厂与地方电网的解列方案，安排一定容量的备用开关，并向本地区内的有关单位下达，负责督促其实施，同时将方案以正式文件报省调备案。5.5.5 低频（低压）减载的运行管理： 5.5.5.1 低频（低压）减载装置未经调控机构的同意，不得擅自退出、转移其控制负荷和改变装置的定值。5.5.5.2 地调需要退出低频（低压）减载装置控制的可切负荷每次超过1万千瓦以上时，应经省调同意，1万千瓦及以下时由地调决定，并报省调备案。但地区低频（低压）减载投切负荷总量不得低于地区减

37、载方案的80%，系统不得低于90%。5.5.5.3 系统发生事故时，低频（低压）减载装置动作切除的负荷，未经省调值班调度员同意不得送电，但严重危及人身和设备安全者可按规定先送保安电力。5.5.5.4 当频率（电压）达到装置的整定值，装置检修、校验或故障退出或拒动，值班人员应立即手动切除其所控制的断路器。5.5.5.5 各地调应每月统计本地区15日13:00和20:00投入的低频减载装置所控制断路器的实际负荷及地调管辖发电厂（包括省调委托电厂）的实际出力和机组运行方式并于次日报省调。5.5.5.6 低频（低压）减载装置动作后，各地调在8小时内将本地区低频（低压）减载装置（含手动拉闸）所切除的负荷

38、数及电量损失数报省调值班调度员。省调对事故进行统计分析和对装置动作的情况进行统计评价。5.6 其他要求5.6.1 正常情况下，发电厂的机组运行方式不得小于系统年度运行方式规定的最小运行方式。5.6.2 220千伏及以下系统尽量避免高、低压电磁环网运行，特殊情况需要电磁环网运行时，应经过充分论证，并配备必要的安全自动设施，经省调批准后方可实施。5.6.3 新（扩、改）建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。5.6.4 省调值班调度员和监控人员、220KV及以上厂、站的值班运行人员应严格监视主干联络线的功率，运行人员发现联络线功率超过稳定限额时，应立即报告调度，值班调度员应迅速采取措施

39、，使联络线功率恢复至规定值内。5.6.5 220千伏及以上电压等级联络线应至少有一套全线速动保护投入运行。220千伏及以上电压等级母线应至少有一套母线保护投入运行。无母线保护运行超过规定时间要求时，相应后备保护切除故障时间应满足稳定要求。5.6.6 进行系统性试验（如短路试验、负荷特性试验、发电设备超铭牌参数试验等）的要求：5.6.6.1 在省调调管范围内进行系统性试验时，试验单位应向省调提出书面申请，并在系统试验之前30天向省调提交试验方案、试验计算分析报告，经电网企业总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案并实施。5.6.6.2 在地调调管范围内进行系统性试验，有可能影响主系统安全稳定运行

40、时，由地调在系统试验前20天向省调提交系统试验方案、计算分析报告和安全措施，经省调同意后进行。第六章 无功电压管理6.1 一般原则6.1.1 电网电压和无功实行分级管理，无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。6.1.2 原则上电压按调管范围管理。6.1.2.1 500千伏与220千伏无功分界面是500千伏变电站主变的220千伏侧断路器，220千伏与110千伏无功分界面是220千伏变电站主变的110千伏侧断路器，以下类推。6.1.2.2 分界面无功的交换应尽量控制在规定范围内。6.2 无功电压管理主要内容6.2.1 确定直调范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级调控机构备案。6.2.2 编

41、制直调范围内季度电压曲线，并制定节假日及特殊方式下的调压方案。6.2.3 进行电压和无功平衡分析并提出改进措施。6.2.4 确定和调整变压器分接头位置。6.2.5 统计并考核电压合格率。6.2.6 对调管范围内厂站和下级调控机构无功电压管理工作进行指导。6.3 电压允许偏差范围6.3.1 电力系统运行电压应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要求。6.3.2 发电厂和变电站的母线电压允许偏差值：6.3.2.1 正常运行方式时，500千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。6.3.2.2 正常运行

42、方式时，发电厂220千伏母线和500千伏变电站的中压侧母线电压允许偏差为系统额定电压的0%+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%+10%。6.3.2.3 发电厂和220千伏变电站的35110千伏母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%+7%。事故运行方式时为系统额定电压的10%。6.3.2.4 特殊运行方式下的电压允许偏差值由调控机构确定。6.3.3 发电厂和变电站母线电压日波动率允许值：6.3.3.1 500 千伏变电站高压母线：3%。6.3.3.2 发电厂220千伏母线和500千伏变电站中压母线电压：3.5%。6.3.3.3 其他220 千伏变电站高压母线电压：5%。

43、6.3.3.4 特殊运行方式下的日电压波动率由调控机构确定。6.4 变电站电压运行控制 6.4.1 调控机构值班监控员应密切监视变电站母线电压，根据电压曲线和相关规定的要求，进行无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调整手段时或需要调整变压器有载分接开关应及时向调控机构值班调度员汇报。6.4.2 在高压侧电压不超出设备允许范围且有一定裕度的前提下，尽量满足中、低压侧母线电压曲线。6.4.3 AVC系统异常，不能正常运行时，值班监控员应汇报相关调控机构，退出相关变电站AVC系统控制，并通知运维单位进行处理。6.5 发电厂电压运行控制6.5.1 发电厂运行人员应密切监视本厂母线电压，根据电压

44、曲线和相关规定的要求进行无功调整。当调整发电机无功出力达到最大进相或滞相能力后，母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇报。6.5.2 发电厂机组AVC控制模式由值班调度员根据系统情况确定，其功能投退根据值班调度员指令执行。当机组或AVC 功能异常需退出AVC 运行时，应汇报相关调控机构，退出AVC系统控制，并尽快安排处理。6.6 电压调整主要措施6.6.1 保持电压在调控机构规定的电压曲线值范围内可采取的措施：6.6.1.1 调整发电机的无功出力。6.6.1.2 投退补偿电容器、电抗器及动用其他无功储备。6.6.1.3 调整变压器分接头。6.6.1.4 调整潮流，转移负

45、荷。6.6.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下，改变系统运行方式，投停线路或变压器。6.6.1.6 电压严重超下限运行时，按规定在相关低电压地区进行限电。6.6.2 提高系统电压一般应在高峰负荷到来前完成。第七章 频率及联络线调整管理7.1 频率及联络线调整7.1.1 电力系统标准频率是50Hz。频率偏差不得超过0.2Hz，正常情况下，频率偏差按不超过0.1Hz控制。7.1.2 当xx电网与华中电网并列运行时，省调负责网间联络线功率控制，主要任务是将网间联络线功率偏差控制在规定范围内。7.1.3 当xx电网与华中电网解列运行时，省调负责xx电网的频率调整。由省调指定主、辅调频厂。主调频厂调整

46、出力使系统频率保持在 500.1Hz 以内运行。当频率偏差大于0.1Hz 时，辅助调频厂应不待调度指令立即参加调频。当系统频率超出规定范围，调频厂无调整能力时应立即报告值班调度员。7.1.4 并网发电机组均应投入一次调频功能，未经调控机构许可不得擅自退出。7.2 AGC运行管理7.2.1 在机组商业化运行前，具备AGC功能的机组应完成与省调AGC主站系统的调试与试验，向省调提交系统调试报告。7.2.2 并网发电机组AGC调节参数（调节范围、调节速率、水电机组振动区等）的设置和修改应经省调批准。7.2.3 并网发电厂应保证机组AGC功能正常投入，不得擅自退出。当机组AGC因故需退出时，应经省调值

47、班调度员同意。出现可能危及设备安全的紧急情况时，可立即自行退出，但应及时汇报。7.2.4 省调值班调度员有权根据电网运行需要实时投退AGC、调整AGC系统控制模式以及机组AGC可调容量。第八章 电网运行方式管理8.1 一般原则8.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据，指导电网的工程前期、建设、生产和运行工作。各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。8.1.1.1 电网运行方式包括电源、电网、负荷的接入安排和运行安排，应综合考虑安全、经济因素，满足电力系统频率、电压、短路电流、潮流、稳定限额等控制要求。8.1.1.2 以年度运行方式为基础

48、，结合电网夏、冬季运行特点以及新设备启动等重大方式变更，滚动制定夏季、冬季、临时电网运行方式及控制策略。8.1.2 电网运行方式由调控机构组织统一编制，电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门配合。8.1.3 电网运行方式按年、月、日编制，并应满足调度管理的基本要求。8.2 电网年度运行方式编制 8.2.1 年度运行方式中，应结合电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测，统一确定系统运行限额，部署电网控制策略，统筹协调年度电网基建、生产、经营工作，实现系统安全稳定的统筹管理。8.2.2 省调应在国家电网年度运行方式的基础上制定调管范围内年度运行方式，并报上级调控机构备案。8

49、.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。8.2.4 电网年度运行方式主要包括以下内容：8.2.4.1 运行方式相关统计数据，包括电网规模、新设备投产情况等。8.2.4.2 负荷预测，电力电量平衡，发输电计划安排，以及发电、输变电设备投运、退役和停电计划安排。8.2.4.3 运行方式计算模型、参数，包括发电机组、变压器、输电线路、负荷、无功补偿等计算分析所需的模型及参数。8.2.4.4 电网正常及检修方式下的潮流、短路电流、静态稳定、暂态稳定、热稳定、小干扰稳定等计算分析，夏、冬季电网的运行方式、稳定限额及相应的控制要求。8

50、.2.4.5 电网薄弱环节分析、对策及建议。8.2.4.6 电网无功平衡和电压控制分析。8.2.4.7 系统正常运行母线接线方式。8.2.4.8 安全稳定控制装置、解列装置控制策略，低频、低压减负荷配置方案。8.2.5 年度运行方式发布后，电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度各项生产工作，各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作。8.2.6 年度运行方式由电网经营企业副总经理（总工程师）批准。8.3 电网月度运行方式编制8.3.1 月度运行方式包括月度发电计划和月度停电计划，应在月底前编制好并下达到有关单位。8.3.2 月度发电计划由调控机构会同相关部门编制，电网企业副总经理批准。8

51、.3.3 月度停电计划由电力调控中心负责编制，电力调控中心生产负责人批准。8.4 电网日运行方式编制8.4.1 日运行方式包括日前发电调度计划、日前供电调度计划、日前停电计划，应在日前编制好并下达到有关单位。8.4.2 日运行方式由省调副总工程师及以上负责人批准。第九章 调度计划管理9.1 一般原则9.1.1 调度计划包括发、供电计划及设备停电计划，分为年度、月度、日前调度计划。9.1.2 省调负责编制并下达调管范围内日发电、供电计划，负责编制并下达调管范围内年度、月度、日前设备停电计划。9.1.3 设备停电计划应按要求进行安全校核，并充分考虑系统安全裕度、电力电量平衡及清洁能源消纳等因素，按

52、照“发输电配合、一二次配合、上下级电网协调”的原则统筹安排，在规定的检修周期内同一设备原则上只安排一次，避免重复停运。9.1.4 设备停电计划、申请应由运维单位（含国网xx省电力公司检修公司，简称省检修公司）提交；省检修公司提交的停电计划、申请及其批复情况应及时向运行单位备案。9.1.5 委托、许可设备的一二次停电工作应报送相应调控机构，经批准后纳入年度、月度、日前停电计划。9.1.6 发电机组及相关送出线路设备检修安排应根据xx电力系统的特点进行，水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组检修尽量安排在汛期。9.1.7 同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配合；一次与二次

53、设备相互配合、同步检修；机、炉、变相互配合。9.1.8 不安排小于电网最小运行方式的停电，尽量避免主要输电通道设备的重叠停电。在重要保电期和用电高峰时期，原则上不安排电网主要设备的计划停电。9.2 年度停电计划9.2.1 年度计划停电项目包括常规检修、技改、基建施工或新设备启动配合停电、非电施工配合停电（如高速公路穿越）等。年度计划停电项目应以基建投产计划、设备检修计划、市政施工计划等相关文件为依据。9.2.2 年度计划停电项目工作内容应覆盖检修（技改）专项、预试消缺、启动调试、电力通信系统改造、保护装置改造等一、二次工作。9.2.3 年度停电计划原则上不安排同一设备两次及以上停电。9.2.4

54、 相关单位编制的年度停电需求应于年前10月11日前报省调，省调综合平衡后，编制年度停电计划，于次年1月11日前下达。9.3 月度停电计划9.3.1 月度停电计划应以年度停电计划为依据，列入年度计划的停电项目，物资及施工条件具备后方可列入月度计划。9.3.2 未列入年度停电计划的工作一般不得列入月度停电计划。确需新增的重点项目，相关单位或部门应提交必要性说明，经调控机构统筹分析后可纳入月度停电计划。9.3.3 相关单位应在每月12日前报送下月停电需求，经省调组织综合平衡后，于月前1天下达。9.3.4 月度停电计划经安全校核，发现存在五级及以上电网事件风险的停电项目，应提出相关安全预控措施。9.4

55、 日前调度计划9.4.1 日前停电计划9.4.1.1 设备运维单位应在预定开工日前4天的12:00前（晚于12:00，视为第2天提出申请，下同）向省调提出停电申请，省调于开工前2天批答。9.4.1.2 停电申请应包括如下内容：停电设备名称、主要检修项目、工作起止时间、对一二次设备的影响、检修后试验和试运行要求等。填报单位应对停电申请内容的正确性、完整性负责。9.4.1.3 检修工作不能按期完工的，相关单位应在原批复工期完工前72小时（批复工期小于72小时的应在批复完工时间12小时前）前提出延期申请。9.4.1.4 省调应根据停电计划安排，评估电网安全风险，按照有关规定编制预警通知书。预警通知书

56、应包括停电计划安排、风险分析、预控措施等内容。9.4.1.5 设备检修时间的计算：发、变电设备检修时间从调度通知开工时起，到正式投运或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其他运行前的一切准备工作，均算在检修时间内。线路检修时间从调度通知开工时起，到值班调度员得到具备复电条件的报告为止。9.4.1.6 若调度通知开工时间滞后于批复申请开工时间，工期顺延。9.4.1.7 设备检修完毕，除按要求恢复设备状态外，还应将因设备检修而影响的调度自动化和电力通信等二次设备恢复到正常状态。9.4.2 日前发供电计划9.4.2.1 发电厂应在每日12:00前按要求向省调报送次日发电机组的发电能力、设备状态、发电计

57、划曲线建议、通航、试验、锅炉吹灰等信息，并报告影响发电能力的缺陷和故障。集中控制的电厂可由电厂集控中心负责申报和接受。9.4.2.2 地调应在每日15:00前向省调报送次日省调委托及地调直调电厂的发电计划曲线及日发电量计划建议。9.4.2.3 省调根据负荷预测情况及优先消纳类机组的消纳要求，考虑电网调峰、调频和安全约束，合理确定日前发电机组开机组合，进行计划的自动优化编制。经过安全校核后，下达日前发供电计划。9.4.2.4 xx电力系统运行中的备用有功功率应不小于系统发电负荷的3%-5%或系统内的最大单机容量。9.4.2.5 发电厂应按照省调的统一安排参与系统调峰，包括基本调峰、启停调峰和停机

58、备用。9.4.2.6 值班调度员可按有关规定，根据电力系统运行情况调整发供电计划，并作好记录。9.5 负荷管理9.5.1 负荷管理的主要工作：9.5.1.1 收集和统计系统的负荷资料。9.5.1.2 进行用电情况分析。9.5.1.3 进行负荷需求预测。9.5.1.4 编制、下达供电调度计划。9.5.1.5 向有关部门报送系统日、月用电情况报表。9.5.1.6 制定和修订地区功率总加方案。9.5.2 负荷预测分为年度电力电量预测、月度电力电量预测、日负荷预测、节日负荷预测和保安负荷预测。9.5.3 地区年度电力电量预测应包括每月最高、最低负荷及电量，在每年10月底前报省调。月度电力电量预测应在每

59、月20日前报省调。日负荷预测应在每日的10:00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前7天报省调。地区保安负荷预测应在每年10月底前报省调，重要用户的保安负荷应单列。9.5.4 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。第十章 新设备投运管理10.1 一般原则10.1.1 新设备投产管理系指新建、扩建、改建的发电、供电和用电设备（以下简称新设备）从可研、设计到接入系统运行的调度管理。10.1.2 新设备接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程。10.1.3 母线连接排、引线已接上母线的新建间隔应通过验收后方

60、可纳入调管范围，新建线路在参数实测时纳入调管范围。10.2 工程前期管理10.2.1 新设备接入系统前的可行性研究、接入系统设计、初步设计等评审工作以及设备招标应有调控机构和通信机构参与。10.2.2 项目业主单位应在可研、设计评审会议10个工作日前向调控机构和通信机构提供工程项目的有关资料。10.3 新设备投运前调度管理10.3.1 新建的发电厂、变电站、线路的调度命名和设备编号，由有关单位根据相关规定提出，按调管范围报送调控机构审批。10.3.2 新设备投运前，相关调控机构应完成以下工作：10.3.2.1 审批调管范围内的厂（站）调度命名和设备编号；10.3.2.2 编制新设备投运调度方案或投运方式安排；10.3.2.3 确定新设备投入运行后系统的运行方式；10.3.2.4 提出电力调控通信业务相关的通信需求；10.3.2.5 整定和下达保护装置定值；10.3.2.6 更新一次结线图及调度自动化系统信息；10.3.2.7 完成新增调度对象资格认证。10.3.3 新设备投运前，通信机构应完成通信电路运行方式安排。10.3.4 新设备投运前，业主单位（业主委托单位）应完成以下工作：1