水库调度规程基本资料

水库调度规程基本资料（通用4篇）

水库调度规程基本资料 篇1

巴中市恩阳区群乐镇玉朵社区团结水库

调

度

规

程

巴中市恩阳区群乐镇人民政府

二0二一年四月

总则

1.1编制目的团结水库位于恩阳区群乐镇玉朵社区境内，该工程1975年3月建成完工。大坝为均质土坝，集雨面积0.28km2，总库容15.9万m3，最大坝高15m，坝顶长52m，坝宽2.0m，设计灌面850亩，东经106度，北纬31度，灌溉群乐镇玉朵社区农田，属于我镇小（二）型水库。

1.2编制依据

1.《中华人民共和国水法》

2.《中华人民共和国防洪法》

3.《水库大坝安全管理条例》

4.《团结水库防汛抢险应急预案》

5.地方政府的相关文件和会议要求

1.3工作原则

坚持“安全第一、统筹兼顾”的原则，在保证水库工程安全、服从防洪总体安排的前提下，协调防洪、兴利等任务和社会经济发展需要，发挥水库综合利用效益；以确保人民群众生命财产安全为首要目标，在水库调度工作中必须遵循团结协作和局部利益服从全局利益的原则，科学调度，优化配置，服从有调度权限的防汛部门领导，努力降低洪水灾害损失，确保人民生命财产和大坝安全，确保工程在设计标准内不发生事故，在发生超标准洪水时，不宣泄大于天然洪峰流量的“人为洪峰”。

1.4适用范围

本规程规定了团结水库调度原则、运行方式及注意事项等内容，适用于团结水库调度运行管理。

调度条件与依据

2.1.1气象特征

水库库流域属盆地亚热带湿润气候区，具有气候温和冬暖夏热，雨量充沛等特点。根据巴中气象站多年气象资料统计：多年平均气温17.2℃，年极端最高气温39.2℃，年极端最低气温-2.0℃。

洪水由暴雨形成。暴雨集中在5~9月，大洪水多发生在7~8月，暴雨集中、强度大，一般暴雨过程0.5~1天，因此，洪水过程陡涨陡落，多呈单峰过程，持续时间不长。

水库正常蓄水位为458.8m，对应设计洪水位为459.35m，校核洪水位459.4m，总库容15.9万m³。死水位为448.3m，死库容为0.6万m³。

2.1.3工程基本情况

团结水库位于恩阳区群乐镇玉朵社区境内，该工程1975年3月建成完工。大坝为均质土坝，集雨面积0.28km2，总库容15.9万m3，最大坝高15m，坝顶长52m，坝宽2.0m，设计灌面850亩，东经106度，北纬31度，灌溉群乐镇玉朵社区农田，属于我镇小（二）型水库。

团结水库枢纽由大坝、溢洪道、放水设施等组成。

2）溢洪道

溢洪道位于大坝左岸，为开敞式正槽溢洪道，由控制段、泄槽段、尾水段组成。堰顶高程460.3m，底板是均质土。

表1.1团结水库工程特性表

项目

名称

单位

数量

备注

一

水文

集雨面积

km3

0.28

流域长度

km

流域平均比降

‰

多年平均降雨量

mm

洪峰流量

（2）

设计洪水标准及流量

m3/s

（3）

校核洪水标准及流量

m3/s

洪水总量

（2）

设计洪水总量

万m3

（3）

校核洪水总量

万m3

二

水库

水库水位

（1）

校核洪水位

m

459.4

（2）

设计洪水位

m

（3）

正常蓄水位

m

458.8

（4）

死水位

m

448.3

水库库容

（1）

总库容

万m3

15.9

（2）

正常库容

万m3

（3）

死库容

万m3

0.6

（4）

兴利库容

万m3

（5）

滞洪库容

万m3

2.4

三

下泄流量

设计洪水位时相应下泄流量

m3/s

校核洪水位时相应下泄流量

m3/s

四

灌区特性

设计灌面

亩

850

有效灌面

亩

850

五

主要建筑物及设备

大坝

（1）

型式

均质土坝

（2）

坝长

m

（3）

坝顶宽

m

2.0

（4）

最大坝高

m

115

（5）

最大坝顶高程

m

460.3

（6）

防浪墙顶高程

m

/

溢洪道

（1）

型式

（2）

堰顶高程

m

460.3

（3）

堰型

（4）

堰顶净宽

m

放水设施

（1）

涵卧管

（2）

设计放水流量

m3/s

（5）

最低取水高程

m

（6）

涵管断面

m

宽×高

2.3水文气象情报与预报

1.为了保证水文气象情报资料和预报的精度，该水务站接收由局防汛抗旱办公室通知的重要气象预报，及时向局防汛抗旱办公室提供水情、雨情、旱情等各项气象情况。

2.团结水库水情报告作业包括短期预报和长期预报。

3.在汛期，水文预报以24小时内的短期预报报告给局防汛抗旱办公室指导水库运行。

4.镇防汛抗旱办公室根据团结水库入库流量预报值，进行合理的调洪演算出库流量，预报水库水位、下游水位。

5.对于入库流量的预报值，预见期为6小时，预报精确度不低于80%。

6、中长期预报，以气象部门的天气趋势预报作为参照，对汛期、枯水期分别预报，并以天气预报结果进行实时修正，预报入库流量值误差不超过20%。

防洪调度

3.1调度任务与原则

3.1.1水库防洪调度任务

团结水库洪水调度的任务是，遵照拟定的洪水标准、水库调度原则和调度方式，对入库的洪水流量进行科学调度，使库水位不超过设计洪水位，在遇到特大洪水时，不发生危及水工建筑物的安全，做到不漫坝、不垮坝、不发生水淹下游保护对象的事故。

3.1.2水库洪水调度原则

1.调度方案的制定必须遵循水库设计方案的原则；

2.防洪与蓄水，必须优先满足防洪的原则；

3.优化调度方案，水库在安全运行的前提下尽可能多蓄水。充分利用水文、气象预报信息，在超标准洪水入库之前，提前预泄腾库；

4.水库运行期间保坝的原则；

5.团结水库汛期限制水位运行计划按恩阳区人民政府防汛调度方案执行。

3.1.3水库汛期运行调度

1.水库正常蓄水458.8。

2.调度程序规定：由局防汛抗旱办公室下达调度指令，水务站负责操作执行，操作执行中如发生重大问题立即向局防汛抗旱办公室上报。

3.发生30年一遇以上（含30年）大洪水时，水库在保证大坝安全的条件下，最大限度的减轻洪水对下游造成的损失，在洪水来临前，提前将水位预泄至最低水位，尽量减轻洪水对大坝的威胁。

3.2洪水调度方式

1.入库洪水的判别

根据现有条件，通过天气预报定性预测入库洪水，通过水文预报定量预测入库洪水。其中，水文预报方案通过集雨面积、降雨过程及各站实际降雨，结合前期影响雨量来判别洪峰的大小。

2.开敞式溢洪道

团结水库枢纽工程中溢洪道为开敞式溢洪道，运行方式简单。入库洪水来临时，区防汛抗旱办公室下达团结水库由溢洪道将库水位控制在汛期最低水位。并由水务站通知下游村组织行洪区老百姓撤离。

3.汛期水库调度权限

区防汛抗旱办公室进行调节调度；

4.实时调度

团结水库在实际运行中，依据气象、水文部门长期预报结果，确定一个时段内总体来水情况，根据水库调度图，拟定一个时段的库水位控制计划，报上级部门审批，并按批复意见执行。

5.节水增效

积极采取下列措施为节水增效创造条件：

①加强水库及枢纽工程管理，减少水库水量损失；

②加强水文预报，开展预泄调度、补偿和错峰调度；

③水库动态控制汛期限制水位调度。

水库调度管理和安全保障

6.1年调度计划编制

1.年调度计划根据枢纽开发任务及综合利用规划枢纽工程、实际运行情况、库区及下游渠道情况等方面，按照确保枢纽工程安全及充分发挥综合利用效益的原则进行编制。

2.编制计划把当年洪水、径流的长期预报成果，作为重要的参考依据。调度计划包括以下主要内容：

①枢纽工程、库区等各方面的情况及变化；

②有关部门的要求；

③气象、水文预报情况；

④防洪调度计划；

⑤执行调度计划所存在的问题、意见和要求。

3.防洪调度计划除有特殊情况外，有关水库防洪调度方案按照本规程“防洪调度”规定执行，并补充防洪设施安全监察情况及当汛存在的问题与解决方法。防洪调度计划以度汛方案的形式上报上级防汛部门。

6.2调度计划审批

1.计划中设计的防洪调度部分，作为汛期度汛计划上报恩阳区防办。

2.汛期发生较大洪水时，应根据预报“洪水调度”规定迅速提出调洪方案，紧急上报恩阳区防办，根据恩阳区防办的决定进行。

6.3水库调度日常工作

1.区防汛抗旱办公室和水务站建立24小时值班制度，值班人员做到：

①及时传递气象、水文预报资料，进行洪水预报作业。

②根据洪水预报情况，提出调度意见，按洪水等级及时向上级单位报告。

③密切注意水库及上、下游防洪抢险情况，当发生异常情况时，需及时向区防办和有关单位汇报。

④及时向上下游有关部门通报水库运行情况。当水库泄洪或大幅度改变运行方式以及工程发生异常情况，可能危及大坝和下游群众生命财产安全等重大情况时，及时把情况和上级有关决定向有关单位和部门联系传达。

⑤因团结水库运行方式简单，溢洪道为开敞式溢洪道，入库洪水来临时，溢洪道将库水位控制在汛期限制水位458.8m以下运行。

⑥做好值班调度记录，严格履行交接班手续，对上级的调度命令和指示要进行文字记录。

2.水务站专职人员负责溢洪道检查和维护工作，汛前达到待命运行状态，保证整个汛期安全运行。

3.群乐镇水务站建立水库调度运用技术档案制度。水文数据、气象水位预报成果，上级调度决策文件，调度运用实况数据等，及时整理归档。

6.4水库观测工作

1.加强大坝外部变形、内部变形以及渗流监测。具体观测大坝的水平位移、垂直位移、渗流量及浸润线。

2.团结水库主坝观测每季度进行一次，发生大事件（如地震等情况）加密观测，做好相关记录、计算及资料整理初步分析，确定大坝在安全范围内运行。

通讯及交通

7.1水库通讯

1.水库的对外通讯，由电信市话、移动通讯、网上传输组成。

2.局防汛抗旱办公室为汛期的通讯中心，所有防汛有关信息均从局防汛抗旱办公室发出。

7.2交通保障

进入汛期，要保障水库对外交通的畅通。

调度规程题库 篇2

01、在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，市调值班员也无权越级发布调度指令操作不属市调调度管辖的设备。（X）

02、批准检修的设备市调下达施工令后，现场人员无需验电即可工作。（X）

03、低周减载装置的投入和使用，现场值班人员可自行改变。（X）

04、新线路投运时全电压冲击三次，冲击时不投保护装置，停用重合闸，冲击三次后投入重合闸。新安装及大修更换过线卷的变压器投入时全电压冲击四次，大修的主变（不包括更换线卷）投入时全电压冲击三次。（X）05、发布操作命令时为了操作方便及节省时间，可颠倒序号操作。（X）

06、双回线中的一回停电时，应先操作电源侧开关，后操作负荷侧开关。送电时顺序相反。操作前应考虑另一回路的送电能力和继电保护的允许电流值。（X）

07、系统正常时可用刀闸进行拉合电压互感器和避雷器、拉合母线和直接连接母线上设备的电流等操作（X）

08、市调值班调度员是处理电力系统事故的指挥者，并对事故处理的正确性和迅速性负责。（X）

09、对于设备的异常状态和危急缺陷能否坚持运行，带电处理或停电处理应以值班调度员的要求为依据。

（X）

10、为防止事故扩大，现场值班员在进行将设备停电、对运行的设备有威胁的处理、将损伤设备隔离、停用有关保护等操作时，无须等待调度员命令而先行处理（X）

11、开关掉闸后除自动重合一次外，现场值班人员无需等待调度命令再立即强送一次，同时报告值班调度员进行开关外部检查；（X）

12、双电源有同期签定重合闸的线路开关掉闸后，现场值班人员可自行强送一次，并报市调值班调度员（X）

13、试找接地时可先试停充电备用线路、带有重要用户的线路最后试停、剩最后一条线路可不用试停（X）

14、变压器差动或速断保护动作掉闸时，现场值班员应立即报告值班调度员，并试送一次。（X）

15、当部分母线和全站电压消失后，现场值班人员应立即报告调度并根据调度指令将电压消失母线上可能来电的开关及母联开关全部拉开。（X）

16、系统频率应保持在50±0.5HZ范围内运行。（X）

17、正式值班调度员才有权下达调度命令，非值班调度员、实习人员均无权下达调度命令。（V）

18、系统间的220KV联络线及两端开关，刀闸及有关设备属网调管辖，与之相邻的220KV设备为网调管理设备，网调与省调的分界设备为双重调度设备。（V）

19、非网调调度管辖的220KV及以上母线，500KV变电站的主变压器，电抗器，电容器等设备属省调调度管辖。220KV变电站的主变及中低压母线，电容器组属市调调度管辖，省调许可。（V）20、输电线路、220KV及以上线路属省调调度管辖设备。（V）

21、已批准的检修工作，开工前必须得到值班调度员允许开工的命令后方可工作（V）

22、运行中的设备因缺陷被迫停运，市调值班人员可先批准缺陷设备检修开工，设备主管单位应在八小时内补办申请手续。（V）

23、变电设备检修时间的计算是从设备退出运行或备用时开始，到设备重新正式投入运行或转入备用时为止。（V）

24、主变或线路用旁路（母联）开关带路时，保护必须齐全且符合一次设备运行的要求，当超出此范围时，25、调度模拟盘和自动化系统标示的电气接线、设备名称、编号、运行状态、接地点位置等，在任何时刻均应和实际情况一致。（V）

26、市调值班调度员对自己发布的操作指令的正确性负责，各单位值班人员对其填写操作票中的具体操作内容，顺序等的正确性负责。（V）

27、新建或检修后的变压器，投入前应进行定相工作。（V）

28、充电时必须将220KV侧110KV侧中性点接地，运行中不需中性点接地的，充电后立即将中性点接地刀闸断开；（V）要由电网管理组根据现场实际情况确定新方案，以文字形式通知市调值班调度员执行。（V）

29、向母线充电应使用带有反应各种故障类型的速动保护的开关，用母联开关充电时要投入母联开关的充电保护（包括母差保护兼作的充电保护）用变压器开关向母线充电时，该变压器中性点必须接地。（V）

30、为防止事故扩大，现场值班员在进行将直接对人身安全有威胁的设备停电、对运行的设备有威胁的处理、将已损伤设备进行隔离、因失去电压停用有关保护等操作时，无须等待调度员命令而先行处理。（V）

31、开关掉闸后除自动重合一次外，无重合闸或重合闸未动作时，现场值班人员无需等待调度命令立即强送一次，同时报告值班调度员进行开关外部检查；（V）

32、线路带电作业情况下开关掉闸不准强送，必须在查明原因后方可试送；（V）

33、凡是双电源的线路开关，开关掉闸后，现场值班人员不能自行强送，应报市调值班调度员，可听候处理命令。（V）

34、双回路其中一回路故障掉闸，无论有否重合闸，且其动作与否，现场值班员不得强送应立即报告值班调度员。（V）

35、试找接地时可先试停充电备用线路、带有重要用户的线路最后试停、剩最后一条线路亦应试停。（V）

36、变压器开关因过流保护动作掉闸时，现场值班员应检查主变及母线上所有一次设备有无明显故障，并向值班调度员汇报。如判明变压器确无问题或属于越级，可拉开故障开关后命令试送主变一次。（V）

37、变压器差动或速断保护动作掉闸时，现场值班员应立即报告值班调度员，并迅速检查保护动作原因。现场查明保护动作原因，不是变压器内部故障造成，经总工程师同意可以送一次。（V）

38、变压器的瓦斯、差动保护同时动作掉闸，未查明原因和消除故障前不得强送（V）

39、当部分母线和全站电压消失后，现场值班人员应不待调度指令立即将电压消失母线上可能来电的开关及（V）

40、系统频率应保持在50±0.2HZ范围内运行。（V）母联开关全部拉开，随后对该母线及相关设备进行外部检查。不允许对故障母线不经检查即强行送电。

01、省调值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的最高指挥员，对其发布调度指令的正确性负责（X）02、在系统事故或超计划限电时，省调值班调度员有权越级发布调度指令，操作不属省调调度管辖的设备。

（X）

03、列入月度调度计划的设备检修，设备主管单位应提前一个工作日于12点前向省调申请。（X）04、在开工的前一个工作日19点前由省调值班调度员将检修申请票的审批结果正式通知有关单位（X）。05、运行中的设备被迫故障停运后，省调值班调度员可先批准故障设备检修开工，设备主管单位应在6小时以内补办申请。（X）

06、有调压手段的电压控制点和监视点的值班人员，应经常监视其母线电压，并按区调下达的电压运行曲线及时进行调整。（X）

07、解列操作时应将解列点的无功负荷调整到近于零，有功负荷和电流尽量最小（X）

08、变压器充电前，应将全部保护退出。先合母线侧刀闸，再合变压器侧刀闸，由电源开关充电后，合上负荷侧开关。停电时顺序相反。（X）

09、线路开关跳闸后若重合闸拒动或无自动重合闸，值班人员不得自行强送。（X）

10、若认为省调值班调度员的调度指令不正确（或有疑义），应拒绝执行。（X）

11、刀闸可在有接地指示时，拉合电压互感器和避雷器。（X）

12、刀闸可拉合220KV及以上电压等级空母线。（X）

13、刀闸可拉合变压器的中性点。（X）

14、省调值班调度员为电力系统事故处理的指挥者，对事故处理的正确性和迅速性负责。（X）

15、当部分母线或全站电压消失后，现场值班人员应等待调度指令将电压消失母线上可能来电的开关及母联开关全部拉开，随后对该母线及相关设备进行外部检查（X）

16、省调值班调度员已发布调度指令，但未经省调值班调度员同意执行操作前中断了通信联系，则先将该调度指令全部执行完毕，待恢复通信联系时，向调度回令（X）

（V）

17、在系统事故或超计划限电时，省调值班调度员无权越级发布调度指令，操作不属省调调度管辖的设备。

18、运行中的设备被迫故障停运后，省调值班调度员可先批准故障设备检修开工，设备主管单位应在8小时以内补办申请。（V）

19、重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送（V）

20、当部分母线电压消失后，现场值班人员应不待调度指令立即将电压消失母线上可能来电的开关及母联开关全部拉开，随后对该母线及相关设备进行外部检查。（V）

21、省调值班调度员已发布调度指令，受令者未重复指令，则该调度指令不得执行；若已经省调值班调度员同意执行，则该项调度指令可全部执行完毕。（V）

01、市调值班调度员与其联系对象之间联系调度业务，发布指令时必须互报 以及，使用统一规范的调度术语，严格执行

、、和汇报制度。单位、姓名、发令、复诵、录音

02、若受令人对调度命令有疑问，应立即向发令的值班调度员报告。由其决定该调度指令的，若发令的值班调度员重复该项命令时，值班员必须，但是当执行该命令时将危及、或 安全时，值班员必须，同时将拒绝执行的理由报告发令的值班调度员和本单位的直接领导。执行或撤消、迅速执行、人身、设备、电网、拒绝执行

03、在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，市调值班员 越级发布调度指令操作不属市调调度管辖的设备。有权

04、正式值班调度员才 下达调度命令，非值班调度员、实习人员均 下达调度命令。现场运行值班人员由其所在单位组织 并经 后，书面报送市调备案，方能接受调度命令。有权、无权、考试合格、领导批准

05、系统间的220KV联络线及两端开关，刀闸及有关设备属 管辖；非网调管辖的220KV及以上母线，500KV变电站主变压器，电抗器，电容器等设备属 管辖；220KV及以上线路属 管辖设备；110KV、35KV、10KV（6KV）母线属 管辖； 网调、省调、省调、市调

06、已批准的检修工作，开工前必须得到 允许开工的命令后方可工作。

07、变电设备检修时间是从设备 或 时开始，到设备 或者 时为止。退出运行备用、重新正式投入运行、转入备用或检修

08、省调值班调度员可采取、、、等方式控制负荷。前三种方式要求的时间分别为 分钟、分钟、分钟。限电通知、限电命令、事故限电命令、省调直接拉路限电 09、低周减载装置的投入和使用，现场值班人员要按 命令执行，不得。调度、自行改变

10、新线路投运时全电压冲击 次，冲击时投入全部，停用，冲击 次后投入。新安装及大修更换过线卷的变压器投入时，应全电压冲击 次，大修的主变（不包括更换线卷）投入时全电压冲击 次。

三、保护装置、重合闸、三、重合闸、五、三

11、调度模拟盘和自动化系统标示的电气接线、、、、接地点位置等，在任何时刻均应和实际情况一致。设备名称、编号、运行状态

12、发布操作命令时必须按操作命令票中的顺序来逐项下达，不准

或

下令操作。颠倒序号、越序

13、现场操作完毕必须向值班调度员，双方逐项核对操作内容并录音、无误后方算操作完毕。调度模拟盘与现场实际方式必须。回复命令、相符

14、仅涉及一个单位的倒闸操作可采用 的形式；凡涉及两个及以上单位的倒闸操作或必须在前一项操作完成后才能进行下一项的操作任务。必须采用 的形式；异常及事故处理等可采用 的形式。综合命令、逐项命令、即时指令

15、事故处理可不，但应将事故内容，处理事故的详细过程记录在“ ”上。

填写操作命令票、运行日志

16、在进行、、等操作可不填写操作命令票，但应记录在运行记录上。

事故处理、拉合开关的单一操作

17、系统并列应、、、相等。频率差在 Hz范围内允许并列；电压相差小于 允许并列。相序、相位相同、频率相等、电压、50±0.2、20%

18、系统解列时应将解列点有功负荷调整至接近，无功和电流调到。零、最小值

19、变压器并列条件: 必须相同； 相同（允许差）； 相同（允许差）。

接线组别、电压比、短路电压、±0.5%、±10%

20、电压等级在110KV及以上变压器充电时必须将220KV侧110KV侧中性点，运行中不需中性点接地的，充电后立即将中性点接地刀闸。接地、断开

21、向母线充电应使用带有反应各种故障类型的速动保护的开关，用母联开关充电时要投入母联开关的，用变压器开关向母线充电时，该变压器中性点必须

。充电保护、接地

22、消弧线圈由一台变压器倒至另一台变压器运行时，应按 的顺序操作，不得将一台消弧线圈同时接于两台变压器中性点上运行。先拉后合

23、当系统发生单相接地或中性点位移电压超过 相电压时，严禁使用刀闸操作消弧线圈。当系统中性点位移电压超过

相电压时，值班调度员应及时采取措施消除过电压。

50%、70%

24、市调值班调度员是处理本地区电力系统事故的，并对事故处理的 以及 负责。指挥者、正确性、迅速性

25、事故处理的主要任务是尽快限制事故的，解除对人身设备安全的 ；尽一切可能保持向用户 ；尽快恢复对已停电用户供电，优先恢复供电 ；调整系统，使其恢复正常，保持系统安全、稳定运行。发展、威胁、连续供电、重要用户、运行方式

26、对于设备异常状态和危急缺陷能否坚持运行，带电处理或停电处理应以 的报告和要求为依据，值班调度员做到照章正确处理。现场值班员

27、现场值班员在进行将已损伤设备隔离、将直接对人身安全有威胁的设备停电等操作时 调度员命令而进行处理。无须等待

28、线路带电作业情况下开关掉闸 强送； 不准

29、双电源的线路开关掉闸后，现场值班人员

强送，报市调值班调度员，听候处理命令。

不能自行

30、双回路其中一回路故障掉闸，无论有否重合闸，且其动作与否，现场值班员 强送并立即报告值班调度员。不得

31、变压器开关因过流保护动作掉闸时，现场值班员应检查 及母线上所有 有无明显故障，向值班调度员汇报。如判明变压器确无问题或属越级，可

后命令试送主变一次。主变、一次设备、拉开故障开关

32、变压器差动或速断保护动作掉闸时，现场值班员应，并迅速检查保护动作原因。现场查明保护动作原因不是变压器内部故障造成，经

同意可以送一次。

立即报告值班调度员、总工程师

33、变压器因瓦斯保护动作掉闸，经现场检查判明是瓦斯保护误动时，经 同意可以试送一次。总工程师

34、变压器故障掉闸造成系统解列时，在投入备用变压器时，要防止。非同期并列

35、当部分母线和全站电压消失后，现场值班人员应 调度指令立即将电压消失母线上可能来电的开关及 全部拉开，随后对该母线及相关设备进行外部检查。不允许对故障母线不经检查即。不待、母联开关、强行送电

36、对母线电压消失造成全站停电，在确定不是本站母线故障时，双母线应首先拉开，然后在每一条母线上保留一个，其它所有开关全部拉开，等待来电，这是为防止各电源突然来电引起非同期。母联开关、电源开关

37、系统周波应保持在 HZ范围内运行。50±0.2

38、系统的静态或暂态稳定破坏后，将发生非同期振荡，主要现象是变压器和联络线的电流表、电压表、功率表 的剧烈摆动，变压器发出 的轰鸣声。系统中各点电压表的指针 摆动，振荡 中心的电压表摆动，并 的降低到接近于零，白炽照明灯光。周期性、有节奏、周期性、最大、周期性、忽明忽暗

39、电网调度机构值班调度员发布有关运行和操作的指令称为。调度指令

40、值班人员将接受的调度指令，依照指令的内容和步骤，向值班调度员复诵一遍，称为。

复诵指令

41、值班人员在执行完值班调度员发给他的调度指令后，向值班调度员报告已执行完调度指令的步骤、内容和时间等称为。回复指令

42、值班调度员向值班人员发布的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求值班人员按照指令操作步骤和内容逐项进行操作称为。逐项操作指令

43、值班调度员给值班人员发布的操作指令是综合的操作任务，具体的逐项操作步骤和内容，以及变动保护、安措均由值班员自行拟定称为。综合操作指令

44、无需填写操作命令票的由值班调度员口头下达调度指令称为。即时指令

45、设备处于完好状态，随时可以投入运行称为。备用 热备用

47、线路、母线及电气设备的开关、两侧刀闸和相关接地刀闸处于断位称为。冷备用

48、合上网络内某开关或刀闸将网络环路运行称为。合环

49、用仪表工具核对两电源或环路相位是否正确称为。定相

01、电力系统调度管理的任务是、、和 电网运行。组织、指挥、指导、协调 02、省调值班调度员是我省南部电力系统、和 的指挥员，对其发布调度指令的正确性负责。运行、操作、事故处理

46、线路、母线等电气设备的开关断开，相关接地刀闸断开，其两侧的刀闸处于接通位置称为。

03、列入月度调度计划的设备检修，设备主管单位应提前 个工作日于 点前向省调申请。

两、12

04、临时检修应至少提前 小时向省调申请。6

05、在开工的 工作日 点前由省调值班调度员将检修申请票的审批结果正式通知有关单位。前一个、17

06、办理检修申请票时有关单位值班人员应将、、以及对系统的要求等逐相报告。工作时间、工作内容、停电范围 07、运行中的设备被迫故障停运后，省调值班调度员可先批准故障设备检修开工，设备主管单位应在 小时以内补办申请。8

08、省调值班调度员可采取、、、等方式控制用电负荷。

限电通知；限电命令；事故限电命令；省调直接拉路限电

09、新设备投运前 个工作日 点前，由有关单位值班人员向省调值班调度员正式提投运申请票。

两、12

10、调度下达指令仅涉及一个单位的倒闸操作，可采用 的形式。

综合指令

11、调度下达指令凡涉及两个及以上单位的倒闸操作，或必须在前一项操作完成后才能进行下一项的操作任务，必须采用 的形式。

逐项指令

12、异常及事故处理时，调度下达指令可采用 的形式。

即时指令 有功负荷、无功负荷、最小

01、变电设备检修时间的计算是从。B

A、申报缺陷开始，到设备重新正式投入运行为止；B、设备退出运行开始，到设备重新正式投入运行为止；C、检修班开始工作始，工作结束为止；D、设备退出运行开始，检修班工作结束为止；

02、新线路投运时全电压冲击 次，冲击时投入全部保护装置，停用重合闸，冲击后投入重合闸。新安装及大修更换过线卷的变压器投入时全电压冲击 次，大修的主变（不包括更换线卷）投入时全电压冲击 次。A

A、三、五、三；B、五、三、三；C、三、四、三；D、四、五、三；

13、解列操作时应将解列点的 调整到接近于零，和电流尽量

。03、事故处理可不填写操作命令票，但应将事故内容，处理事故的详细过程记录在“ ”上。

C

A、缺陷记录；B、检修记录；C、运行日志D、事故报告；

04、下列操作可不填写操作命令票，但应记录在运行记录上：。C

A、拉合刀闸的单一操作；；B、拉合PT的单一操作；；C、拉合开关的单一操作；D、并解列时拉合开关的单一操作；

05、系统并列时频率差在不大于0.3Hz，且在 Hz范围内允许并列。B

A、50±0.1；B、50±0.2；C、50±0.3；D、50±0.4；

06、系统并列时220KV以下待并两系统电压比在 Hz 范围内允许并列。C A、±5%；B、±10%%；C、±15%；D、±20%；

07、系统正常时不可用刀闸进行 等操作。B

A、拉合电压互感器和避雷器；B、拉合母线和直接连接母线上设备的电流；C、拉合变压器中性点接地刀闸；D、拉合闭路开关的旁路电流；

01、对值班调度员下达的调度命令有疑问时应如何处理？

值班调度员下达的调度命令受令人必须严格执行。若受令人在接受调度命令后或者正在执行调度命令过程中，认为调度命令不正确（或有疑问）应立即向发布调度命令的值班调度员报告。由其决定该调度指令的执行或撤消，如果发令的值班调度员重复该项命令时，值班人员必须迅速执行，但是当执行该命令时将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员必须拒绝执行，同时将拒绝执行的理由报告发令的值班调度员和本单位的直接领导。02、限电拉路的一般原则是什么？

（1）当市调值班调度员接到省调调度员的“限电通知”、“ 限电命令”、“ 事故限电命令”后，应立即执行，按时如数完成省调限电命令，城调、各县（市）调、直供用户及负控中心在接到市调值班员的限电命令时，应立即将本单位供电区域的用电负荷在规定的时间内控制到给定指标之内（2）市调值班员执行“谁超限谁”的原则：先拉限超用多的用户，如仍不能满足系统限电要求时，可按“事故限电序位表”执行限电

（3）限电拉路后，如遇到下列情况时，当值调度员可恢复送电，同时再拉限相应的负荷数。‘1’拉闸后发生爆炸、失火、人员伤亡等意外事故或医院抢救危重病人。‘2’重要政治活动场所。‘3’其他紧急情况，急需恢复送电者；（4）市调值班员每日将本地区拉限负荷情况汇总后上报省调，城调、各县（市）调、直供用户及负控中心亦应每日统计拉限负荷情况及时上报市调；（5）拉闸限电执行“谁限谁送”的原则。03、调整电压的要求是什么？

（1）本地区电网电压监视点110KV母线电压的调整按逆调压原则进行，市调值班员应注意其电压变化，监督有关厂、站值班员按给定的电压曲线及时进行调整

（2）市调管辖的220KV、110KV、35KV主变压器电压分头位置由市调负责确定，根据负荷变化及时进行调整，有载调压分头由变电值班员及时按市调下达的电压曲线进行调整。

（3）市调管辖范围内的变电站其补偿电容器组为市调管理设备。市调值班员应监督变电站值班员按市调下达的电压曲线适时合理进行投切。

（4）县（市）调管辖范围内的电压、无功管理在县调调度规程中应有明确规定。04、调整电压的主要手段有哪些？

（1）调整发电机励磁电流；

（2）投入或停用补偿电容器（包括县市调管辖范围的）；（3）调整有载调压变压器分头位置；（4）调整运行方式；

（5）对运行电压低的局部地区限制用电负荷。电力系统运行中的输变电设备不允许无保护运行。保护校验一般应配合线路进行，或用旁路开关、母联开关代路。只有不具备上述条件时，经有关专责人员批准，才允许保护轮流退出校验。

05、倒闸操作前应考虑什么？

（1）系统接线方式改变后的正确性、潮流、电压的变化，以及方式改变后的事故预想及其对策；

（2）继电保护、自动装置及变压器中性点接地方式是否满足“继电保护运行细则”的要求；（3）消弧线圈的正确运行；

（4）对通讯运动信号的影响；

（5）如波及中调范围设备时应征得中调值班员的同意 06、倒闸操作前值班调度员应做好哪些准备工作？

（1）充分理解操作意图，核实工作单位，将停送电范围、工作内容、实际接线方式等与现场核对正确。要特别注意挂、拆地线的地点顺序，防止带电挂地线、带负荷拉合刀闸或带地线送电；

（2）将有关方式、继电保护规定等资料查看齐全，全面考虑操作内容并根据模拟盘的实际运行情况进行模拟操作、以保证操作程序的正确性；

（3）复杂的操作可事先和操作单位沟通情况，将操作方法、停电范围、方式变化、接地线位置及事故处理对策，通知有关单位；

（4）重大操作前，有关领导要到现场。07、哪些操作可不填写操作命令票？

下列操作可不填写操作命令票，但应记录在运行记录上：（1）事故处理；

（2）拉合开关的单一操作（并解列除外）；（3）解除、投入一个继电保护或自动装置。08、系统正常时可用刀闸进行哪些操作？

系统正常时可用刀闸进行下列操作：（1）拉合电压互感器和避雷器；（2）拉合变压器中性点接地刀闸；（3）拉合闭路开关的旁路电流；

（4）拉合正常运行的消弧线圈刀闸；

（5）拉合空母线和直接连接母线上设备的电容电流；

（6）拉合励磁电流不超过2安培当空载变压器和电容电流不超过5安培的空线路； 超出上述范围的操作，必须经过试验和本单位总工程师的批准。09、事故处理的主要任务是什么？

（1）尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身设备安全的威胁；（2）尽一切可能保持用户连续供电；

（3）尽快恢复对已停电用户供电，优先恢复重要用户供电；

（4）调整系统运行方式，使其恢复正常，保持系统安全、稳定运行。

10、电网发生事故时应及时正确的向市调值班调度员进行哪些汇报？

（1）开关掉闸情况、时间、天气情况；

（2）继电保护及自动装置动作情况；（3）电压、负荷、潮流变化的情况；

（4）故障录波装置启动情况及有关事故的其它现象在处理事故时，涉及到对系统有影响的操作均应按市调调度员的命令进行

11、为防止事故扩大，现场值班员对哪些操作可无须等待调度员命令而先行处理？

（1）将直接对人身安全有威胁的设备停电；（2）对运行的设备有威胁的处理；（3）将已损伤设备进行隔离；（4）因失去电压停用有关保护；

（5）本规程和现场规程中有规定时，可不等调度命令自行处理者。不经调度命令的各项操作，事后应尽快报告值班调度员。01、对省调值班调度员的指令有疑问时应怎么办？

各单位值班人员在接到省调值班调度员的调度指令时或在执行调度指令过程中，若认为所接受的调度指令不正确（或有疑义），应立即向发布指令的值班调度员报告，由其决定该调度指令的执行或撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，值班人员必须迅速执行；但执行该指令确将危及人身、设备或电网的安全时，值班人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告发令的值班调度员和本单位直接领导； 02、当保护及自动装置发生异常时，现场值班人员应怎么办？

当保护及自动装置发生异常时，现场值班人员应立即报告省调值班调度员，并按有关规定处理，必要时报告主管单位的有关领导，同时通知保护专业人员到现场处理。保护及自动装置出现误动时，主管单位的保护专业人员应迅速与省调联系，进行设备检验，查明原因。现场值班人员应将异常原因及处理结果及时报告省调值班调度员。03、系统对频率是如何规定的？

系统频率应经常保持在50赫兹，禁止升高或降低频率运行。系统容量在3000兆瓦及以上时，其频率偏差超过±0.2赫兹的持续时间不应超过30分钟，最长不得超过60分钟；系统容量在3000兆瓦以下时，其频率偏差超过±0.5赫兹的持续时间不应超过30分钟，最长不得超过60分钟。运行中的系统，不论其容量大小，其频率偏差超过±1赫兹的持续时间不应超过10分钟，最长不得超过15分钟。04、变电站的电压调整要求有哪些？

变电站值班人员应根据系统运行的实际情况，合理采用切除（投入）低压电抗器、投入（切除）补偿电容器、调整主变电压分头等手段及时调整，使得系统电压在满足曲线要求的前提下，无功潮流分布合理。05、刀闸操作范围有哪些？

1、无接地警示指示时，拉合电压互感器和避雷器；

2、拉合220KV及以下电压等级空母线；

3、在系统无接地故障时，拉合变压器的中性点；

4、拉合开关闭合情况下的旁路电流（大电流接地系统应尽量避免用刀闸操作）。

超出上述规定的操作，都须事先经过计算、试验，并经本单位总工程师批准。06、变压器并列的条件有哪些？

（1）接线组别相同；（2）变比相等（3）短路电压相等。

07、省调值班调度员为河北南部电力系统事故处理的指挥者，对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到什么？

在处理事故时应做到：

1、尽速判明故障点及故障类型限制事故发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁

2、用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；

3、尽速对已停电的用户和设备恢复送电，对重要用户应优先恢复供电；

4、尽速调整系统运行方式，使其恢复正常；

08、系统发生事故或异常时，有关单位值班人员必须立即、准确的向省调值班调度员汇报保护和开关的动作情况，随后再详细汇报事故详细情况，主要内容包括哪些？ 主要内容包括：

1、事故发生的时间、现象、天气情况；

2、动作开关的名称、动作时间、相别；

3、保护装置和电网安全自动装置的动作情况；

4、故障录波装置起动情况；

5、频率、电压、负荷及潮流的变化情况；

6、本单位的事故波及范围及事故的其他情况。

非事故单位不得在事故当时向省调值班调度员询问事故情况和占用调度电话，而应密切监视本单位设备运行情况，防止事故扩大。

09、为了防止事故扩大必须进行某些紧急操作时，现场值班人员可先行处理，然后报告省调值班调度员。其范围有哪些？ 其范围如下：

1、将直接对人身安全有威胁的设备停电；

2、将故障点隔离；

3、对运行中的设备有受损伤的威胁时，根据现场事故处理规程的规定所进行的紧急处理；

4、当母线电压消失时，将连接在母线上的开关拉开；

5、发电厂厂用电全停或部分停电时，恢复其电源；

6、整个发电厂或部分机组与系统解列时，在具备同期并列条件时与系统并列；

7、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能误动的保护停用；

8、低频低压解列，低压低频减载等装置应动作未动时手动代替；

9、本规程及现场规程规定的其他紧急操作。

10、母线故障和电压消失的处理原则？

1、若确认系保护误动作，应立即汇报省调值班调度员，尽快恢复母线运行；

2、当部分母线或全站电压消失后，现场值班人员应不待调度指令立即将电压消失母线上可能来电的开关及母联开关全部拉开，随后对该母线及相关设备进行外部检查。不允许对故障母线不经检查即强行送电。

3、若有明显的故障点且可以隔离，应迅速将故障点隔离，并恢复母线送电。有明显的故障点但无法迅速隔离，若系双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；

4、若找不到明显的故障点，可按第204条规定的原则选用外部电源或有充电保护的母联开关对故障母线试送电。带有发电机的母线故障，应尽可能用发电机对故障母线零起升压，正常后与系统并列；

5、恢复对线路的供电时要防止非同期合闸。

6、若系连接在该母线上元件故障越级造成的母线失电，应将故障元件隔离，然后恢复母线送电。

7、一般不允许用变压器开关向故障母线试送电。若确有必要用变压器开关向故障母线试送电，则应首先满足本规程第170条的规定。

11、线路开关跳闸后，属于下列情况之一者不得立即强送？

1、电网稳定要求不允许立即强送电的开关。应于三分钟后再强送；

2、遮断容量不满足一次重合闸要求的开关。此类开关跳闸后应对其进行外部检查，若未发现任何异常现象方可送电。

3、有带电作业的线路。

4、若跳闸线路所在母线接有单机容量为20万千瓦及以上大型机组，则不允许从该侧强送。

12、省调值班调度员已发布调度指令，但受令者未重复指令时如何处理？

省调值班调度员虽已发布调度指令，但受令者未重复指令或虽已重复指令，但未经省调值班调度员同意执行操作前中断了通信联系，则该调度指令不得执行；若已经省调值班调度员同意执行，则该项调度指令可全部执行完毕；省调值班调度员已发布了调度指令而未接到受令者完成指令的报告前中断通信联系时，仍应认为该项调度指令正在执行中；

13、省调值班调度员可采取哪些方式控制用电负荷？

省调值班调度员可采取下列方式控制用电负荷：（1）限电通知；（2）限电命令；（3）事故限电命令；（4）省调直接拉路限电；

14、调度指令有哪些形式？

西北电网调度管理规程 篇3

第一章 总

则

第1条 为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。

第2条 西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。

第3条 本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。

第4条 各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。

西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。

第5条 各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。第6条 本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。

第7条 本规程自颁布之日起执行。

第二章 调度管理的任务和组织形式

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。

第9条 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分，既是生产运行机构，又是电网运行管理的职能部门，依法在电网运行中行使调度权。

各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。

第10条 电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，西北电网设置四级调度机构，即: 西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调)； 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度（通信）中心（以下简称省调）；

各供电局设地区调度所（以下简称地调）； 县（市区）电力局设调度室。

第三章

网调的职责和权限

第11条 网调的职权： 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理，当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。组织西北电网运行方式的编制，执行主网的运行方式，核准省网与主网相关部分的运行方式。会同有关部门制定水库运用计划，实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。参与编制电网的分月调度计划和技术经济指标，负责编制全网月、日调度计划，并下达执行；监督调度计划执行情况，负责督促、调整、检查、考核。平衡西北电网发电、输电设备的检修计划，负责受理并批准直调设备的检修申请，审核准间接调管设备的检修申请。负责西北电网电力电量交易管理，按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。8 负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频减负荷方案，提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施，实施全网无功电压和网损管理，参与电网事故的调查分析。负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。根据调管范围和直调厂划分原则，负责制定网调调管范围，并报请电网管理部门批准，负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查，参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能，组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。坚持依法监督、分级管理原则，依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督；组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验，以及新技术的推广应用。负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。

第四章 调度管理制度

第12条 西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构，在调管范围内行使调度权。

第13条 网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。

网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。

在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时，双方均应做详细

记录并录音，同时必须使用调度术语及普通话。

第14条 网调调管的任何设备，未获网调值班调度员的指令，各省调，发电企业、变电站值班人员均不得自行操作；当危及人身和设备安全时可先行操作，但事后应立即报告网调值班调度员。

在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。

对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。

第15条 网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。

任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令 的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。

各省调和发供电单位的领导人发布的指令，如涉及网调调度员的权限，必须取得网调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。

第16条 电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。

第17条 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：

1.未经网调许可，不按照网调下达的发电、输电调度计划执行；

2.不执行网调批准的检修计划；

3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施；

4.不如实反映执行调度指令情况；

5.不如实反映电网运行情况；

6.违反调度纪律的其它情况。

第18条 调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。

第五章 调度管理范围划分原则

第19条 网调调管的设备：

西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】

网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业，目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂；网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管，包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】 对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作，必须征得网调值班调度员许可后，才能进行操作。

第20条 网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分，经西北电网公司批准后执行，并报国调备案。

根据电网发展变化的情况，网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。

第六章 电网调度计划的编制和管理

第21条 电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：

1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。

2.调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。

3.月度调度计划须在分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。

4.日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。4.编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。

5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量，同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应经西北电网公司主管生产的领导同意。

第22条：调度计划（即运行方式）的编制

一、西北电网运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制，并经西北电网公司审批后执行。

二、运行方式应包括 1.编制的依据和原则； 2.上系统运行简要总结； 3.电力生产需求预测；

4.新（改、扩）建项目的投产计划； 5.电网主要设备检修计划 6.水电厂水库运行方式 7.电网结构及运行结线方式

8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析 9.系统稳定分析及安全约束 10.无功电压和网损管理

11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案 12.系统短路容量

13.330千伏电网过电压问题 14.电网安全运行存在的问题及措施 15.对西北电网稳定性的总体评价

三、为了编制下一运行方式，各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料：

1.下一年（改、扩）建项目计划；

2.本省（区）调管范围内的分月发电设备可调出力（能力）；

3.本省（区）调管范围内的发供电设备检修计划； 4.本省（区）分月负荷预计及电力电量平衡情况；

四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料： 1.下一年（改、扩）建项目计划； 2.发电机组技术参数；

3.发变组及其它电气设备检修计划；

4.分月发电量计划（能力）。

第23条：月调度计划（即月运行方式）的编制

一、月调度计划的编制程序

1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见，并通知有关省调和直调发电企业。

2.各省调于每月23日前，将本省（区）下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。

3.网调各直调发电企业于每月23日前，向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。

4.网调根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制西北电力系统月度调度计划，报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行，并上报国调。

二、月调度计划的内容包括：

1.全网及各省（区）电力电量平衡情况；

2.全网、各省（区）及各直调发电企业的发电计划；

3.各省（区）（广义）联络线交换电量计划； 4.发电设备检修进度表； 5.输变电设备检修进度表； 6.水电厂水库控制运用计划； 7.无功电压曲线。

第24条：日调度计划（即日运行方式）的编制

一、日调度计划的编制程序

1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷（如遇节假日则为节假日前一天），调管范围内的机炉运行方式，调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。

3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。

4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省（区）调度、直调发电企业和有关变电站。

二、日调度计划的内容

1.日预计负荷曲线（包括全系统、各省（区）发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线，机炉运行方式安排）和旋转备用容量；

2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单； 3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施；

4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。

第七章 系统电力电量平衡方案的编制和执行

第25条 网调编制系统电力电量平衡方案的原则是：

1.充分发挥发输变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，尽量保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求；

2.充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行； 3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。

第26条 水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。

第27条 各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行，并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时，应立即汇

报网调值班调度员。

直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。

第28条 陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。

各省调应制定火电最小开机方式，并报网调备案。

第29条 网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行实际情况调整调度计划，调度员调整计划必须填写调度值班记录。

第30条 为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。

对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 系统频率调整和联络线功率监视与控制

第31条 电网额定频率是50.00赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹；在自动发电控制(AGC)投入时，电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条 所有并网发电机组都应参与系统一次调频，且须按西北电网运行要求进行参数整定，并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意，严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。

按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。

第33条 全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。

第34条 第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹，在规定的负荷调整范围内，第一调频厂应主动负责调整系统频率，当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时，应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。

在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时，第二调频厂应不待调令立

即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内；当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时，系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。网调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.20Hz时，应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。

第35条 网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。

频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。

第36条 联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。

当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。

第37条 各省（区）调度对广义联络线应加强监视，并按照调度计划及时进行调整。

第九章 电网稳定管理

第38条 电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。

第39条 网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。

第40条 安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。

第41条 当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。

第42条 安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作，装置运行单位应积极配合定检工作。

第43条 电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案，并根据电网 的发展，适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。

第十章 系统低频自动减负荷管理

第44条 为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率因故严重下降时，应能自动切除部分负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。

第45条 低频减负荷装置的设置按网调运行方式执行。第46条 低频减负荷装置的整定原则：

1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上，并不得高于51赫兹；

2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作； 4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序，先切除次要用户、后切除较重要的用户；

5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用；

6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。第47条 各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）

电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。

第48条 网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。第49条 低频自动减负荷装置的运行管理

1.低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。

2.在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置，以便随时调整。3.各省（区）低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。

5.电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。

第十章 系统电压调整与管理

第50条 西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。

第51条 根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。

第52条 网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线，随同月调度计划下发给有关厂站，以监视和调整电压。因电网运行方式的变化，电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。

各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线，由有关发电厂和变电站负责监视和调整。

第53条 凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线，对母线电压进行调整和监视，使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出，必须取得网调值班调度员的同意。

当控制点母线电压超过允许的偏差范围时，该控制点的发电企业应不

待调令调整机组出力使其恢复到允许的偏差范围以内。若控制点母线电压在机组当无调整能力用尽后且仍超过允许电压偏差范围时，值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。当监测视点母线电压超过允许的偏差范围时，该监视点的变电站值班人员应立即报告网调值班调度员进行处理。网调和省调在电压调整上要互相配合，密切协作。为了保证系统电压正常，网调值班调度员可以根据实际情况改变电压或无功曲线，并及时通知各有关厂站执行。

第54条 各级值班调度员应经常监视系统监测点电压，当其超出允许的偏差范围时，应积极采取措施，确保系统电压符合规定值。调整电压的主要方法有：

1.改变发电机励磁，包括使用进相方式运行； 2.利用带负荷调压变压器;3.投入和切除并联电容器或电抗器； 4.改变发电厂间负荷的分配； 5.使用调相机；

6.必要时可改变系统结线和运行方式，但应注意系统安全； 7.调整变压器分接头。

第55条 网调直调发电机组进相能力应达到行业标准和西北电网有关要求，各直调发电企业应制定相应的管理制度和安全技术措施,对有关人员进行培训，及时处理运行中出现的问题。20万千瓦及以上容量机组，应做进相试验，视进相运行为正常运行方式。对尚未做进相试验或进相深度未能达到要求的，有关发电企业应制定有效的整改

措施，网调间接调度机组的试验由各省调负责。网调直调发电机组进相深度的暂规定如下：

1.龙羊峡单机出力不大于25万千瓦时，单机最大进相深度为8万千乏。

2.李家峡单机最大进相深度7万千乏。

3.刘家峡#5机最大进相深度为8万千乏，#1～4机暂不考虑进相运行。

4.安康单机出力10～20万千瓦时，进相深度为8万千乏。5.渭河单机最大进相深度8万千乏。

6.靖远一厂＃1－3机组暂不具备进相能力，＃4机组最大进相深度5万千乏。

7.靖远二厂单机最大进相深度6万千乏。

8.大坝＃

1、2机最大进相深度6.5万千乏，＃

3、4机最大进相深度4万千乏。

第56条 为了保证电压质量和降低电能损耗，变压器分接头采用分级管理，即各级调度机构分别负责本调管范围内的变压器分接头位置的整定。发电企业和变电站未经有关调度同意，不得自行改变调管范围内的变压器分接头的位置。网调调管的330kV有载调压变压器的分接头，应根据网调运行方式中无功优化结果进行调整；网调调管的330kV非有载调压变压器分接头的改变应根据网调调令执行。网内其它非网调调管的330kV变压器分接头的改变应报网调备案。第57条 为了保证系统静态稳定，各监测点电压不得超出允许的偏差

范围。一旦监测点电压低于电压稳定极限值时，为了防止系统电压崩溃，发电企业和变电站的值班人员，应不待调令立即动用发电机和调相机的事故过负荷能力增加无功出力以保持电压不低于极限值，同时报告网调值班调度员。值班调度员应迅速利用系统中所有的无功和有功备用容量，保持电压水平并消除上述过负荷，如仍不能恢复时，应按事故拉闸顺序表限制或切除部分负荷。

第58条 考虑到电压的局部性特点，要求各省调根据本电网的实际情况，确定低压减载装置的配置方案和切荷量。

低压减载装置主要应配置在：离电源点较远、无功支撑不足的电网；可能孤网运行的电网；电源支撑不足的负荷中心地区。

第59条

网调负责330kV及以上电网的网损统计和分析工作，负责汇总各省（区）电网高压网损情况，并定期进行全网网损分析，提出改进意见。

第十一章

运行备用管理

第60条 西北电网运行备用由网内所有统调发电企业共同承担，按照“统一调度、分级管理”的原则，实行全网共享，优化配置。第61条 西北电网运行备用容量的配置原则为：

1.西北电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率加上预测最高负荷的百分之二；各省（区）电网的旋转备

用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率。其中各省（区）旋转备用容量包括主网通过相关联络线提供的备用。2.非旋转备用容量由网调统一安排，其容量应不小于西北电网内最大单机容量发电机组的额定功率。

3.一般情况下，由水电机组承担主要的旋转备用容量，当水电机组受水库运用制约而备用容量不足时，可由火电机组承担主要的旋转备用容量。

第62条 西北电网运行备用容量的使用原则为：

1.全网共享原则。当发生电网频率异常、机组事故、线路事故时，由网调统一安排使用。事故紧急情况下，网调可越级使用省（区）调调管的运行备用容量。

2.各省（区）电网承担的备用容量，首先用于本省（区）的预计负荷偏差的调整、本省（区）大机组故障和线路事故的处理，通过网调也可用于其他省（区）大机组故障、线路故障或全网事故的处理。3.网调及各省（区）调所调范围内运行备用不足时，应迅速安排备用容量，并在规定时间内达到要求，以保证电网有足够的运行备用容量。4.当省（区）电网内发生事故造成运行备用不足时，首先由网调将全网可调运行备用容量调出，缺额部分由事故省（区）承担，送电省原则上不限电。

第十一章

设备检修管理

第63条 编制设备检修进度应遵照以下原则：

1.设备检修的工期与间隔应符合原部颁检修规程的规定，并满足有功出力备用裕度的要求。

2.发输变电设备的检修安排应根据西北电网特点进行,水电机组主要安排在枯水期进行，大容量火电机组应尽量安排在汛期进行。具有多年或年调节特性的大型水电站及其梯级电站的部分机组也可依据情况考虑安排在汛期进行。330kv输变电设备一般集中安排在每年的春秋两季。

3.设备检修应做到相互配合,即电源和用电，发电和输变供电，主机和辅机，一次和二次设备检修之间及各单位之间的相互配合。4.网内20万千瓦及以上机组的检修计划由西北电网公司组织各省公司、有关发电企业及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。5.330KV输变电设备的检修计划由西北电网公司组织各省公司及网省调度统一平衡安排，网调按月组织实施。

第64条 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电企业机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级。第65条 系统内调管设备的检修按照是否纳入计划分为计划检修（含节日检修）和非计划检修。

计划检修是指设备的定期检修、维修、试验和继电保护及安全自动装置的定期维护、试验。节日检修是指节假日期间的计划检修项目。

非计划检修是指设备缺陷或故障造成的临时设备停运检修，包括临时检修、事故检修和带电作业等。

第66条 计划检修分为：

1.检修计划：网调直调发电企业应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年10月15日前向西北电网公司及网调报送下网调调管设备检修建议计划。网调调管的其它发输变设备的下检修建议计划由各省（区）电力公司编制，于10月15日前报送西北电网公司及网调。西北电网公司于每年11月15日前召开检修平衡会议确定下全网设备检修计划并下达。

2.月度检修计划：网调根据检修计划和各单位按规定上报的检修项目，于月前十天召开有关单位参加的检修会议或电话联系，经平衡后确定，在月度调度计划中下达。

3.节日检修计划：网调除在月度检修计划中考虑确定外，特殊情况应在节日前三天报网调平衡后安排。

第67条 检修申请的批复和检修时间的规定

1．网调调管范围内设备的检修，虽已在年、月检修计划中确定，但仍需在开工前一日十二时前由规定部门向网调提出申请，网调在开工前一日十六时前答复。遇节假日应提前到节假日前一日申请批复。2．发输变电设备的检修管理范围按调管范围界定

网调直调的发电企业和变电站的设备检修申请，由发电企业值长和变电站值班长向网调值班调度员提出；网调调管的线路检修申请按照维护分工，分别由所在省调向网调值班调度员提出；各省调调管设备的操作对网调调管设备及主网运行方式有影响的，各省调必须按规定提前向网调申请，在征得网调许可后方能操作。

设备检修如影响到需要网调调管设备停止运行进行配合时，相关省调或厂站值（班）长应按规定提前向网调进行申请必须在设备检修申请的同时，向网调报送具体的检修工作方案，在征得网调许可批准后方能操作。

批复工作由网调值班调度员按情况分别通知相关的发电企业、变电站、省调，批准内容和工作时间以检修通知单为准。当网调调管范围内设备运行方式的改变对省（区）电网有影响时，应及时通知相关省调。

网调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工并不影响系统正常运行的设备检修。

基建施工单位由于施工需要或用户因本身工作需要，而要求网调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运行维护单位统一向网调办理。

3.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中获批准，但改变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度员的许可，才能正式开工，检修工作结束后，应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

4.如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时,不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期,应经调管该设备的调度部门批准。

已经批准的停电检修工作,检修单位因故不能开工时,应于停电前通知网调值班调度员。因系统原因不能按期开工，应提前通知申请单

位。

5.开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理改期申请手续，如果计划检修工期只有一天者（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。

6.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向网调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求,待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第6条规定办理改期申请手续。

7.设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，从而影响省际间正常的电力、电量互供计划者，按省际间互供电管理办法追究相应单位的责任。

8.严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在网调调管的电气设备上进行带电作业时，凡对系统有要求，均须按正常手续办理申请。

9.申请检修的单位，凡设备在恢复送电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，需报出试验方案或要求，该方案或要求必须在试验前七天提出。

第十二章 新建、改建和扩建设备

投入系统运行的管理

第68条 新建、扩建的330KV及以上电压等级的发电企业、变电站的调管范围划分和设备命名编号由网调负责。

第69条 在电网内新、改扩建的发、输电工程拟并网前，应满足以下条件：

1.向有关电网管理部门提交齐全的技术资料；

2.生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制度等均已完备、新投产设备已通过启动调试）；

3.与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件；

4.按电力行业标准规程设计安装的继电保护、安全自动装置已具备投运条件，并通过有资质的技术质检机构的检测，电网运行所需的安全措施已落实；

5.远动设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件，系统联调完毕，并通过有资质的技术质检机构的检测；

6.与并网运行有关的计量装置安装齐备并经验收合格；

7.具备正常生产运行的其它条件。

第70条 网调调管的新建发电企业及输变电工程和改建扩建工程均应于设备投入运行前三个月由项目业主或建设单位向网调提出投入系统运行申请书，申请书一式二份，内容包括：

1、新建或改建工程的名称、范围;

2、预定的启动试运日期及试运计划;

3、启动试运的联系人及主要运行人员名单;

4、启动试运过程对系统运行的要求。

同时还应按网调要求报送以下资料:

1、主要设备的规范和铭牌参数;

2、平面布置图、一次电气结线图(包括厂用系统结线图)、相序图、二次保护原理图、保护装置说明书、汽水系统图、输煤制粉系统图、水工建筑及水库等资料;

3、设备运行操作规程及事故处理规程;

4、通讯联络方式；

5、远动和自动化设备相关资料。上述资料如有变化，要及时上报网调。

第71条

网调在接到上述申请后,应于启动前将批准书通知设备运行单位,批准书内容包括:

1、设备调度管辖范围的划分;

2、设备命名及编号；

3、运行方式的确定,变压器分接头位置的确定;

4、继电保护和自动装置的整定值及设备最大允许负荷电流值;

5、设备加入系统运行的调度方案和启动试运完毕加入系统运行的管理制度;

6、网调值班调度员名单。

第72条 新建、改扩建设备启动申请应提前三天向网调提出，网调于启动试运前一日批复。新建或改建工程单位，虽已接到网调的批复，但仍需得到网调值班调度员的调度指令后方可启动操作。

第73条 由于设备资料不全，设备试验不合格，设备投运后对电网安全带来威胁，保护装置不全，通讯不完善，缺少调度自动化信息等，网调有权拒绝该新设备投入系统运行。

第74条 满足并网运行条件的发电企业、机组、用户变电站以及电网申请并网运行，有关电网管理部门和调度部门应当予以受理，按规定签订并网调度协议。

并网运行的发电企业或用户变电站必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力，同时体现公平、公正、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安排并网发电企业的调峰、调频、调压和事故备用.第75条 对于各省调调管范围内的110KV及以上新建或改扩建的输变电工程，单机容量5万千瓦及以上、总装机容量10万千瓦及以上的发电企业，所在省调应在设备命名编号文件下发后，将有关设备规范、参数及运行方式等相关资料报网调，在启动操作前须汇报网调。如对主系统运行有较大影响时，网调将提出具体启动要求，省调必须严格执行且在启动操作前须征得网调同意。

同时涉及网、省调管范围的新建、改扩建工程的启动方案，相关单位应在网调统一组织下充分协商、分头实施。

第76条 在新设备启动调试期间，新设备的电气操作应根据调管范围 的划分，按照各级调度的调令执行。设备试运完毕后,相关单位必须向网调汇报该设备正式加入系统调度管理。

第十三章 水库及水电站的调度管理

第77条 水库调度的原则

1.依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》等有关政策法规，水库设计原则和有关规定，作好水库调度工作，确保水库运行安全,充分发挥水库的综合效益。

2.水库防汛工作服从有管辖权的地方防汛部门的统一领导和指挥。3.黄河龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库必须统一调度，并由西北网调统一指挥。

43.西北电网内各水库原设计运行原则是近期水库调度运行的基本原则要严格依据水库设计文件安排水库运行方式。第78条 西北网调水库调度范围：

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡、安康五水库径流发电调度； 2.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四库非防洪目的的泄水闸门调度。

第79条 西北网调水库调度管理职责

1.每年汛末，网调依据水库蓄水状况、综合利用要求及电网实际情况，提出当年11月至次年6月龙羊峡、李家峡、刘家峡水量调度建议方案，供黄河水量调度会议讨论。

2.在满足综合利用的前提下，网调统一制定黄河上游汛期长、中、短期龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡水量调度方案；有关省公司依据此方案编制黄河上游其它水库运用方案。

3.网调负责具体实施黄河上游龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡梯级水库的日常水量调度及梯级电站的联合优化调度，节水增发，提高水能利用率。

4.网调协助各级政府完成黄河上游梯级水库的防汛、防凌工作。5.网调应及时向流域机构提出刘家峡水库运行中存在的问题和建议。6.网调协助流域机构处理沿黄地区及有关部门对黄河上游水量调度工作的意见。

7.网调负责安康水库运行计划制定及水量调度工作。8.网调负责西北电网跨流域补偿（优化）调度。

9.网调负责刘家峡水库的排沙调度（在新规程实施初期，该工作目前暂委托甘肃中调实施）。

10.网调负责龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡非防洪目的的闸门的调度及泄水设备的检修审批。

第80条 有关省调和直调水电发电企业的职责

1.龙羊峡、李家峡、公伯峡、刘家峡四水库泄水建筑物检修时，如影响到后期水库运用，必须提前向西北网调报批提出申请。

2.有关省调及直调水电发电企业应积极主动做好向西北网调转发水情信息的各项工作，直调水电发电企业在现有或新建应负责将水情信息系统必须开发具有向西北网调转发水情信息的相关功能送至网调。

第十四章 继电保护和安全自动装置的调度管理

第81条 继电保护和安全稳定控制装置的运行管理

1.网、省调必须严格执行原电力部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置技术规程》等。2.继电保护和安全自动装置的投退及更改定值均应按调度指令执行;未经装置调管辖调度机构的同意，现场运行人员不得改变安全稳定控制装置的运行状态。

3.现场继电保护与安全自动装置的定值调整和更改工作，必须按定值单要求在规定时间内完成。直调发电企业计算的发变组保护定值，在保护投运前由发电企业自行核对；

4.继电保护和安全自动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向网调汇报，若需退出装置进行检验时，必须经调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将保护装置退出，但事后应立即汇报。5.继电保护与安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续;6.厂、站运行人员应严格执行汇报制度。继电保护和安全自动装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录及时传至相应调度机构和相关维护技术人员，做好必要的注释。

7．发电机的励磁系统及调速系统对系统稳定有较大影响，其定型、改造、更换必须进行可行性研究，并报直接调管的调度部门机构认可后方可实施。励磁系统及PSS的整定参数应由其直接调管的调度机构主管调度部门下达或批准。

8.各级调度部门继电保护管辖权限应与一次设备相一致，不允许出现继电保护运行管理上的空白点；属省调管辖的保护装置的应用，如影响到主网的稳定运行和保护配合时，应经网调许可。每年一季度，各省调和有关地调应根据运行方式的安排，向网调报送整定交接面处的等值阻抗。二季度网调下发主网厂、站母线等值阻抗； 9.凡网调布置的继电保护装置及二次回路“反措”及微机保护软件更换工作，有关单位必须在规定时间内完成。由省调或运行单位制定和组织实施的“反措”，涉及到网调调管的保护装置和二次回路时，须提前向网调报送有关资料，待得到网调批准后方可实施。

10.涉及到网厂双方或不同电网之间的接口定值应兼顾电网运营者和电网使用方的利益。发生争议时，各方应协商解决。协商时按局部利益服从整体利益、低压电网服从高压电网及技术、经济合理的原则处理。

第82条 对网调调度员及发电厂、变电站运行人员业务技能的要求

一、网调调度员应具备下列技能：

1． 能按规程正确指挥及监督继电保护和安全自动装置的操作及运行；

2． 能根据继电保护和安全自动装置的动作情况分析判断系统故障及

异常情况；

3． 熟悉保护定值的含义及保护允许最大负荷电流；

4． 熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理、控制策略及运行注意事项。

二、厂、站运行人员应具备下列技能

1.能按规程对继电保护和安全自动装置进行正常监视、操作及检查； 2.能对继电保护和安全自动装置，以及二次回路工作的安全措施进行监督；

3.能及时发现继电保护和安全自动装置，以及二次回路的缺陷和异常状况；

4.熟悉和掌握继电保护和安全自动装置的基本原理，以及现场继电保护运行规程。

第83条 网调调度员及发电厂、变电站运行人员在继电保护和安全自动装置运行方面的职责 一．网调调度员的职责：

1.批准和监督调管范围内各种保护装置和安全自动装置的正确使用与运行；

2.根据保护装置的最大允许电流，调整电网的运行方式；

3.在事故处理及改变系统运行方式时,考虑继电保护及安全自动装置运行方式的变更；

4.管辖的保护装置和安全自动装置修改定值或新保护装置投运前，与厂、站运行人员核对保护装置定值和运行注意事项，并在通知单上签

字和注明核对时间；

5.掌握直接影响电网安全稳定运行的有关继电保护和安全自动装置问题，并及时督促有关部门解决；

6.在系统发生事故以及其它异常情况时，当值值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况分析处理事故，并做好记录，及时通知有关人员；

7.根据系统稳定、运行方式及负荷情况，提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

二、厂、站运行人员的职责：

1．根据网调当值调度员的命令，进行保护装置和安全自动装置的投、撤操作；

2．在继电保护和安全自动装置及二次回路上工作前，负责审查相关工作人员的工作票和安全措施，并按工作票要求和实际情况做好工作现场的安全措施。工作完毕，负责对工作内容及安全措施的恢复进行验收（如检查拆动的接线、元件、标志是否已恢复，压板位置、继电保护工作记录是否清楚等）；

3．管辖的保护装置和安全自动装置在修改定值或新装置投运前，与网调当值调度员核对保护装置定值和运行注意事项，无误后方可投入运行；

4．根据继电保护运行规程，对保护装置及二次回路进行定期巡视、检测。按保护装置整定所规定的允许负荷电流，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。

5．发现并记录保护装置和安全自动装置及其二次回路存在的缺陷及异常情况，及时督促有关部门消除和处理；

6．及时向网调当值调度员报告保护和安全自动装置动作（或启动）及异常情况。

第十五章 电网调度自动化系统的调度管理

第84条 电网调度自动化系统是反映和控制电网运行工况的信息系统，是保证电网安全、优质、经济运行的重要支持手段之一。电网调度自动化系统主要包括能量管理系统（EMS）、调度生产管理系统（DMIS）、水调自动化系统（HMS）、电力调度专用数据网络（SPDNet_NW）等。西北电网各单位、各发电企业必须遵守国调颁发的《电网调度自动化系统运行管理规程》和网调颁发的《西北电网调度自动化管理规定》。

第85条 网调直（间）调厂站的自动化信息，应直接传送至网调，网调所需其它厂站自动化信息由省调转发。各省所需的全网有关信息由网调返送各省调。自动化信息传送应采用主备通道，原则上应采用两种不同的路由或通信介质（网络/网络或网络/专线）。

第86条 调度自动化系统中采用的设备应取得国家有资质的检测部门颁发的质量检测合格证后。且必须符合上级调管机构所规定的通信规约及接口技术条件方可使用。同属多级调度机构所调管的厂站

宜采用一发多收方式，一般不允许重复设置RTU。

第87条 调度自动化设备的维护由设备所在单位负责，各级电网调度机构应设置自动化部门，各发电企业应设置自动化专职（责）人员，负责自动化系统（设备）的日常运行维护，保证设备的正常运行及信息的完整性和准确性，并配备所需的备品备件。调度自动化系统（设备）维护单位应配合上级调度部门的安全检查、信息核对、信息表修改等工作。

第88条 各级调度自动化系统因故障或其它原因临时停运，应及时处理并通知网调值班调度员（？？）。系统计划停运，应提前三天申请，经上级有关主管领导批准后方可实施。调度自动化系统工作若影响上传信息时，需经上一级调度部门同意方准工作。

第89条 新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目应实行分级归口管理。各级调度自动化运行管理机构应配合计划、基建部门分别管理各自调管的新建、改扩建厂站的调度自动化基建项目，在调度自动化部分的设计审查、功能要求、配置原则、技术方案论证、设备选型、接口标准和通信规约等技术方面把关；跟踪调管的新建、改扩建厂站的调度自动化系统（远动设备）建设的全过程，参加竣工验收，并保证和一次系统设备同步投运。

第90条 调度自动化系统和厂站自动化设备的更新改造方案需经上级调度部门批准，必须采取必要的过渡措施，改造后不得影响原有信息的传送。

第91条 当电网结构、调管范围发生变化时，调度自动化运行管

理部门应根据调度部门提供的资料及时修改数据库、画面、报表、模拟盘信息等，并根据规定的信息采集传送原则，向上级调度自动化管理部门上报厂站主接线图、信息表、相关设备参数等，及时完成信息的采集、传送和转发。

第92条 值班调度员发现调度自动化系统异常或信息有误时，应及时通知自动化值班人员进行处理。自动化值班人员若发现相关调度自动化系统、厂站自动化设备异常时，应及时通知有关单位自动化专业人员处理，并做好记录。

第93条 各级调度部门和厂站端自动化设备维护单位接到上级部门自动化设备异常通知后，应及时处理，不得延误处理时间，并如实向上级汇报。各级通信部门接到自动化部门有关自动化通道异常申告后应及时进行检查测试、组织各级通信部门处理，不得延误。对于长时间（超过24小时）设备异常或信息错误，各级调度部门和厂站自动化设备运维单位必须向上级调度机构提交书面报告，如实反映事故（异常）情况、处理方案和预防措施。如有必要，上级调度机构可组织联合调查组对事故进行分析、调查。

第94条 各级调度部门及厂站所辖电力监控系统及电力调度专用数据网络的规划设计、项目审查、工程实施、运行管理等各相关环节都必须严格遵守原中华人民共和国经济贸易委员会30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护暂行规定》的有关条款,并符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的相关要求。第95条

各级调度自动化系统所采用的网络安全设备必须经过国家

有关安全部门的认证，各类安全设备必须严格符合《全国电力二次系统安全防护总体方案》的规定要求。

各级调度部门应建立电力调度专用数据网络, 新的节点和业务系统接入电力调度专用数据网络, 必须经上级调度部门批准后方可实施。

第96条 AGC的控制原则和规定

为了协调好西北网调与陕、甘、青、宁各省调的AGC功能，按照目前西北电网调度体制及调管设备范围划分原则，确定以下控制原则：

1.西北网调的AGC采用定频率(FFC)或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC）控制模式，负责全网的频率调整及网调AGC控制区对外联络线的调整。

2.陕、甘、青、宁省调的AGC采用定联络线功率(FTC)控制模式或联络线功率+频率偏差控制模式（TBC），负责本省与相邻省间联络线功率的调整。

3.以上所控制的联络线功率是一种广义的联络线功率。4．凡参加AGC的机组，必须经网调组织调试，合格后由网调下文方具备正式投运条件。单机容量20万千瓦及以上火电机组和单机容量4万千瓦及以上水电机组应具备AGC功能，且其性能应达到国家有关标准要求。

网调直调的发电企业原则上由网调的AGC控制。

5、参加AGC的机组发生异常情况、AGC装置不能正常运行或协调事故时，发电企业可先停用AGC，将机组切至“当地控制”，然后

立即汇报调度，并对异常情况进行处理。

6、参加AGC系统运行的发电企业根据需要编写现场规程，并将现场规程报有关调度。

第97条 网调调度员在AGC运行方面的职责

1、监督AGC装置的正确使用；

2、当电力系统运行条件满足AGC运行时,启动AGC到运行状态；

3、在启动AGC之前负责监视AGC控制电厂的远方控制信号，并通知当地值班人员；

4、正确选择AGC的一次控制模式与二次控制模式；

5、正确选择各发电机组的控制模式；

6、对陕、甘、青、宁省调下达各自的广义联络线交换计划曲线，作为这些省调AGC定联络线交换功率的计划值。

第十六章 系统调度通信管理规定

第98条 各级电力通信机构必须认真贯彻执行原部颁及西北电网公司颁发的有关通信管理规程、规定。

第100条各省（区）调度部门内均应设立通信管理部门（含通信调度），负责通信专业管理职能，负责本级电力通信的调度和运行维护。（总则）

第10199条 网调负责西北电力通信网主干通信电路的运行管理及电路调配，各级调度通信部门负责所辖通信站设备的运行维护。第102条通信调度是保证通信网正常运行的指挥机构，各网省调应设置通信调度，并实行24小时专人值班。通信调度负责对各级通信部门之间的沟通和联络、不同专业间的配合协调、通信电路故障的指挥处理和通信带宽资源的调配。

第103100条 通信调度必须严格执行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的指挥原则，团结协作，确保通信电路的畅通。正常运行情况下，按逐级原则，通信调度实行自上而下的领导和指挥以及自下而上的报告制度。紧急情况下，上级通信调度可越级指挥并在事后通报下级通信调度，通信站和下级通信调度可越级报告并在事后报告上一级通信调度。

第104101条 直调厂站至网调的通信应具备两种独立路由或光纤、微波等不同通信方式的通道，以确保调度电话和自动化数据的可靠传输。同时在网省调应配置实用、有效的主干电路通信设备运行监视及管理系统，以确保通信电路故障时，告警信息能准确、及时反映上传。第105102条 加强继电保护、安全自动装置传输通道的维护，要尽可能为继电保护、安全自动装置提供双通道，并保证有独立的通信电源系统供电。

凡通信人员需对复用继电保护、安全自动装置的通信设备进行测试、检修，必须事先以书面方式向网调提出申请，经批准后，填写工作票，并通过所在厂、站电气值班人员向主管调度申请退出相关继电保护、安全自动装置，批准后方可开始工作。工作完毕后，应立即向网调汇报，并向本厂、站电气值班人员办理完工手续。

第106103条 通信电路、设备计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对调度生产业务造成影响时，（相应通信运行管理部门）应提前三天报调度部门批准，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。检修工作结束后，需按规定办理复役手续。第104条 通信人员在进行通信电路、设备的投入、退出、转接、调测、检修、故障处理、统计分析与评价及电路的运行方式和分配计划等方面的工作时，必须规范工作程序。

凡影响或可能影响上级电路正常运行的计划检修、改造、搬迁等工作，必须提前一周向上级通信调度以书面形式提出申请，详细报告计划、方案、措施等，经批准后方可实施。

计划检修、改造、搬迁等工作完成后，必须在一个月内将实际完成情况以书面形式详细报告上级通信调度。

第105条 发现主干电路中断或接到调度、自动化及保护专业用户的故障申告，网调首先应判断故障点，并及时通知有关省通信调度及电路所辖运行维护单位进行处理。

各级通信调度和电路所辖运行维护单位在接到故障通知后，应尽快派人到现场进行故障处理，不得以任何借口予以推诿、拖延。电路运行维护单位在网、省调的指挥和协调下应尽可能缩短故障处理时间。如遇疑难故障不能马上立即恢复时，应采取电路迂回、转接等应急措施，保证主干通信电路和重要业务通道的畅通。

电路、设备恢复正常后，现场维护人员应将中断原因、故障部位、处理结果及恢复时间通知网通调值班员。

电路的使用和故障处理，应执行“先生产、防汛，后行政”，“先干线、后支线”的调度原则。

第106条

如果输电线路或通信设备检修影响电力调度、继电保护、安全自动装置、自动化数据通道时，由通信部门提出受影响的通道名单，经主管 领导批准，并于通道停用前及恢复后通知相关专业部门及电网调度部门。

第107条

四川电网调度管理规程2007 篇4

第一章

总则

1.1 为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。

1.2 本规程所称电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。

1.3 四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。1.4 四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。1.5 本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.6 四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。

1.7 本规程由四川省电力公司负责修订、解释。

第二章

调度管辖范围及职权

2.1

省调调度管辖范围

2.1.1500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）； 2.1.2220kV电网（不含220kV站内主变压器）；

2.1.3电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统； 2.1.4 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2

省调调度许可范围

2.2.1 运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备； 2.2.2 220kV主变压器中性点；

2.2.3 安全自动装置所切供电设备；

2.2.4 在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；

2.2.5 其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省调委托调度设备。

2.3

地调调度管辖范围

2.3.1 本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)；

2.3.2 本地区110kV及以下电网；

2.3.3 本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统；

2.3.4 本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度； 2.3.5上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4

县调的调度管辖范围由地调另行规定。

2.5

各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。

2.6

属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。

2.7

电网调度运行管理的主要任务

2.7.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；

2.7.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准；

2.7.3按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.7.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.8 省调的职责和权限

2.8.1 接受国调、网调的调度管理；

2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理和技术监督； 2.8.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.8.4 负责电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.8.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及调压；

2.8.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.8.7 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表； 2.8.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理；

2.8.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.8.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.8.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.8.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.8.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经省电力公司批准后执行； 2.8.15 行使上级和省公司或者国调、网调授予的其它职权。2.9 地调的职责和权限 2.9.1接受省调的调度管理；

2.9.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理； 2.9.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.9.4 负责所辖电网电力电量的考核结算； 2.9.5 负责指挥所辖电网调峰及调压；

2.9.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.9.7 会同有关部门编制所辖电网事故和超负荷拉闸限电序位表；

2.9.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定管理措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频、低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；

2.9.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；

2.9.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.9.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.9.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；

2.9.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；

2.9.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经电业局（公司）批准后执行； 2.9.15 行使上级和本电业局（公司）或者省调授予的其它职权。2.10

县调的职责和权限由相应的地调规定。

第三章

调度管理制度

3.1 各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。

3.4 如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。

3.5 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.6 属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。

3.7 上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。在紧急或特殊情况下，为保证电网安全稳定，上级调度机构值班调度员可直接（或通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。此时，下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。

3.8 任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。

3.9 发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。

3.10 值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。若值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。

3.11 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.12 当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。3.13 在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。

3.14 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。3.15 调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。

第四章

运行方式的编制和管理

4.1 各级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制订电网特殊运行方式。

4.2 运行方式的编制

4.2.1 运行方式是保证电网正常运行的大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本运行方式两部分，包括以下内容：

上电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；各电厂逐月上网计划；各水电厂水库运行方式；电网正常运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网安控装置和低频自动减负荷整定方案；运行中出现的主要问题和改进建议。

4.2.2 为了编制好下的运行方式，各有关单位应于每年11月1日前将下的电网的有关资料提供给省调。

4.2.2.1省公司计划、生产、营销、基建等有关部门提供下列资料：

全年新(改)建项目投产计划；省(网)间联络线售（购）电计划；各厂发电计划和购电计划；输变电设备检修计划。

4.2.2.2 各电业局（公司）提供下列资料：

地区分月用电预测；地区现有电网主结线图和地理结线图；输变电设备检修计划。

4.2.2.3 各水电厂提供下列资料：

水库运用计划、来水预测、发电能力预测；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增综合特性曲线。4.2.2.4 各火电厂提供下列资料

煤场、油库的有关资料；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增特性曲线。

4.3 月度运行方式的编制

4.3.1 月度运行方式包括以下内容：

全网及各地区负荷预计及用电计划；各电厂电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；主要水电厂水库水位控制方式及月末水位；各厂、局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；主要供电设备检修计划；主要新（改）建发输变电设备投产计划；其他重要情况说明。

4.3.2 为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次月负荷预计；各厂、局次月的主要设备检修进度表；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库运行方式、防洪及其它综合利用要求（如最小下泄流量等）；各电厂的其他要求；计划、营销部门提供各地区用电计划分配指标；基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。

4.4

日方式的编制

4.4.1 日调度计划应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂96点上网计划；省(网)间联络线96点购（售）电计划；各电业局（公司）96点用电负荷计划；主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.4.2 为了编制好次日的日调度计划，有关部门应于每日11时前向省调送交有关资料：

各电业局（公司）次日96点负荷预计；各厂、局次日的设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各、厂局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂前一日及当日实际雨水情及发电出力情况；次日雨水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪等综合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部门应提交次日新（改）建设备的投产计划及对电网运行方式安排的要求；各电厂的其他要求。

4.5

电网特殊运行方式的编制

4.5.1 电网特殊运行方式应包括下列内容：

发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；各电业局（公司）用电负荷计划;继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；重要水电站水库（量）安全调度要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。

4.5.2 为了编制好电网特殊运行方式，有关部门应向省调送交有关资料：

各电业局（公司）负荷预计；各厂、局设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各电厂的其他要求。

4.6 电网运行方式、月度运行方式、特殊保电时期或对电网安全运行有重大影响的电网特殊运行方式由省公司领导批准后执行，并报上级调度机构备案。电网日运行方式和对电网安全运行影响较小的电网特殊运行方式经省调领导批准后执行。

4.7 备用容量安排原则

编制电网运行方式时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。备用容量采用标准：

4.7.1 负荷备用容量和事故备用容量：应为最大发电负荷的4%－12%，但不小于电网中最大一台机组的容量；

4.7.2 检修备用容量：一般应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8-15%。

4.8

各地调应参照上述要求制订本地区电网的年、月、日运行方式和地区电网特殊运行方式。

第五章 设备的检修管理

5.1 省调调度管辖设备的定期检修、试验必须纳入设备检修计划，检修计划分、季度、月度及日计划。

5.2 设备检修原则

5.2.1 设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定； 5.2.2 发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；

5.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，避免重复停电。

5.3

省调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。

5.4

设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。

计划检修是指纳入、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等；

非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。

5.5

计划检修管理

5.5.1计划检修：每年11月底以前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一的设备检修计划报送省调，省调统一平衡后下达执行。与省调管辖设备相关的各电厂、电业局（公司）的下一设备检修计划在每年12月10日前报省调备案，省调可在必要时对有关内容进行调整；

5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一季度的设备检修计划报送省调，省调根据检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行；

5.5.3月度计划检修：省调根据管辖设备的、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于每月25日前随月调度计划下达；

5.5.4 省调在安排检修计划时，同等情况下优先安排先提出申请的单位，逾期未报送检修申请的，省调有权推迟或不予安排；

5.5.5已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1日的上午向省调提出设备检修申

请，省调于当日下午15时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复；

5.5.6 节日或重大保电时期计划检修：各发电厂、电业局（公司）应在保电时期前5日将设备检修计划报省调，经平衡后省调于保电时期前2日正式批复下达；

5.5.7 计划检修申请应逐级报送到省调，省调的批复意见逐级通知到检修单位，检修工作内容必须同检修票项目一致；

5.5.8 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调

值班调度员。计划检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办 6 理一次延期手续，遇节假日应提前申请；

5.5.9 计划检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间；

5.5.10 对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。

5.6

非计划检修规定

5.6.1 非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列非计划检修：

5.6.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.6.1.2 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修； 5.6.1.3 在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。

5.6.2 非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.6.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。

5.7

检修申请内容包括：检修单位、检修性质、检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。

5.8

凡变更原接线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送省调并经省调相关处室批复。凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。

5.9

凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等），设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。

5.10

省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出

电话申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。

省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。

5.11 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。

5.12 凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。

5.13 非省调调度管辖范围内的设备检修、试验或运行方式改变影响省调调度管辖范围内的电厂出力、线路潮流、继电保护、通信、自动化信息传送的应得到省调许可，并在操作前告知省调当值调度员。

5.14 设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。5.1

5已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令后方可开工。

5.16 严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。5.17

设备的检修时间 5.17.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以 7 及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内；

5.17.2 输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复

送电的报告时止。

5．18 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。

5．19

输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。

5．20 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。

第六章 新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理

6.1

凡新建、扩建和改建的发输变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90日向调度机构提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料。

6.2

调度机构收到资料后，进行有关的计算、设备命名编号和调度管辖范围划分等，并于新设备投运前60日向有关单位提供相关资料。

6.3

新设备投入运行前30日，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度机构提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：

投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单；待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动带电条件。

6.4

调度机构接到申请后，应在启动投产前10日批复。6.5

新设备投运前必须具备下列条件，否则调度机构有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请

6.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度机构已提出新设备投运申请并经批准；

6.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；

6.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；

6.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；

6.5.5 与有关调度机构已签定并网调度协议；

6.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕；

6.5.7

生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对 8 设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；

6.5.8

相关厂、站及设备具备启动带电条件； 6.5.9

启动试验方案和相应调度方案已获批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。

6.6

新设备投产前，相关单位应提前90日向调度机构报送新设备投产计划，调度机构根据电网实际运行情况安排、平衡。

6.7

新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。

6.8

投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。

第七章

有功功率调度管理及频率调整

7.1

发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。

7.2 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已达到规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。

7.3

值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划并下达执行。

7.4

电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。电网内所有发电厂均应监视频率。省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。

7.5 当川渝电网与华中主网联网运行时，电网的频率调整和川渝－华中联络线潮流的控制方式按国调、网调下达的有关联网运行的规定执行。

7.6 当川渝电网与华中主网解网运行时，电网频率的调整由四川省调值班调度员统一

指挥，调频厂值长负责调整。

7.7 在电网发生发电出力不足的情况下,各单位必须严格按计划用电。调度机构可以对

超计划使用电力或者电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。

7.8

各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。

7.9

对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电，届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。

第八章 无功功率调度管理及电压调整

8.1

无功电压调度管理要求

8.1.1

电网中的无功功率原则上应实行分层、分区、就地平衡，避免长距离输送；

8.1.2 四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：省调负责220kV及以上所有发电厂和变电站的无功电压调度管理，地调负责所辖范围内110kV及以下各厂站的无功电压调度管理，各级调度机构应做好所辖电网的无功功率平衡工作；

8.1.3 各级调度机构应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。220kV及以上电网的电压控制、监测、考核点由省调设置并报网调批准。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和省调备案；

8.1.各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度机构按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合《电力系统电压和无功技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求；

8.1.5

并入四川电网的各发电厂必须具备《电力系统电压和无功技术导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。

8.2

无功电压的正常运行与调整

8.2.1

各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压：

8.2.1.1 高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

8.2.1.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；

8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值； 8.2.1.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。

8.2.2 各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行：

8.2.2.1 高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；

8.2.2.2 低谷负荷电压偏高运行时, 应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；

8.2.2.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；

8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。

8.2.3各厂站变压器分接头档位的运行调整 8.2.3.1无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；

8.2.3.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；

8.2.4各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差 10 时，应积极采取措施，充分发挥一切调压手段，确保电压在合格范围内。

8.2.5 在进行电厂和变电站无功电压调整时，各级值班调度员应充分发挥变电站的无功补偿设备的调压作用，尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。

8.2.6 500kV线路的高压电抗器，须随线路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7

500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

8.2.8 向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍（即575kV），持续时间不大于20分钟。

8.3

电压异常的处理

8.3.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况；

8.3.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电；

8.3.3 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常；

8.3.4当500kV厂、站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。

第九章 电网稳定管理

9.1

电网稳定管理职责划分

9.1.1 各级调度机构的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。9.1.2 省调负责调度管辖范围内220kV及以上主干网络的安全稳定计算分析，提出稳定运行限额、安全稳定控制措施及对继电保护、安全自动装置的要求。

9.1.3地调负责调度管辖范围内电网的安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，采取必要的稳定措施，并报省调备案。凡影响主网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应向省调办理许可申请，落实防患措施。

9.1.4 发电厂负责制定保电厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报省调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。

9.1.5发电厂、电业局（公司）和并网地方电网应及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

9.1.6 电网稳定监控职责分工

9.1.6.1 各级调度机构负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行； 9.1.6.2 发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录；

9.1.6.3 当电网出现特殊运行方式时，调度机构应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达给各监控单位执行。

9.1.7

调度机构根据核定的发电机组技术出力以及系统需要，校核发电机组高力率或进相运行对稳定的影响，提出稳定限额。

9.2

系统稳定的运行规定

9.2.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；

9.2.2 在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。安排计划检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；

9.2.3 为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备； 9.2.4 凡是影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；

9.2.5 发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器等，若因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网安全性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求；

9.2.6

对于直接涉及电网安全运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；

9.2.7 220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；

9.2.8 在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，并提交省公司批准后执行。

第十章 安全自动装置的调度管理

10.1

本章包括安全自动装置中的安全稳定控制装置及低频、低压自动减负荷装置，其中，安全稳定控制装置包括如下主要功能

10.1.1根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能； 10.1.2低频、低压切负荷功能； 10.1.3远方、就地切机切负荷功能； 10.1.4高频率切机功能； 10.1.5振荡解列功能。

由1个厂站完成上述功能的装置称为安全稳定控制装置，由2个及以上厂站通过通 12 道交换信息，共同完成上述功能的装置称为安全稳定控制系统，以下统一简称“安控装置”。

10.2

安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局（公司）根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。

10.3

安控装置及有关通道的调度管理由各级调度机构负责，安控装置及有关通道的运行管理及维护工作由所属电业局（公司）和发电厂负责。

10.4 已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。

10.各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。

10.6

各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。

10.7 安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。

10.8

安控装置的启停 10.8.1 安控装置的启用

10.8.1.1 确认电网的运行方式；

10.8.1.2 根据启用通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能； 10.8.1.3 检查并确认有关厂站的安控装置工作正常； 10.8.1.4 按照策略表功能先启用，切机、切负荷功能后启用的顺序启用厂站安控装置的有关功能；

10.8.1.5 启用变电站切负荷功能时，应同时向有关地调和变电站下令。10.8.2

安控装置的停用

10.8.2.1 确认电网的运行方式；

10.8.2.2 根据停用通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能； 10.8.2.3 按照按切机、切负荷功能先停用，策略表功能后停用的顺序停用厂站安控装置的有关功能；

10.8.2.4停用变电站接收远切及低频、低压切负荷全部功能时，还应同时向有关地调下令。10.9

安控装置的运行

10.9.现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（例如根据开机情况决定所切机组）、装置异常或故障的处理；

10.9.2

未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；

10.9.3

当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整； 10.9.4

安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。

10.10

安控装置的异常和事故处理

10.10.1 因安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运；

10.10.2 低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行；

10.10.3 调度机构应对电网运行方式进行相应调整。10.11

安控装置的检验和联调

10.11.1 安控装置的检验参照继电保护检验规程执行，由运行单位提出申请，各级调度机构批准后实施；

10.11.2 涉及多个厂局的安控装置联调应由省调根据电网情况统一安排；

10.11.3 安控装置的检验和联调应在安控装置停运的条件下进行，并保证与其他安控装

置连接的通道在两侧可靠断开，有关厂站所有切机、切负荷压板必须退出。

10.12 电网低频、低压自动减负荷管理

10.12.1 省调负责制定全网低频自动减负荷方案，并负责督促其实施，地调应根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。

10.12.2 各地调制定的低频自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤立运行情况，校核实施方案是否满足本地区失去主网电源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并报省调备案。

10.12.3低频自动减负荷的整定方案及管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。

10.12.4 在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减负荷装置。

10.12.5 低频、低压自动减负荷装置的运行管理

10.12.5.1正常情况下，低频、低压自动减负荷装置必须投入运行，保证装置能够有效切除负荷，不允许使用备用电源自投装置将切除的负荷送出，不得擅自将装置退出运行；

10.12.5.2装置的定期检验和更改定值须经值班调度员同意方可进行； 10.12.5.3装置动作后，厂站运行值班人员应立即向调度机构汇报，并逐级汇报到省调值班调度员。各厂站和地调值班人员不得自行恢复送电，由地调值班调度员征得省调值班调度员同意才能恢复送电，省调值班调度员根据系统事故处理和频率恢复情况及时向各级调度系统值班人员下达逐轮次恢复送电命令；

10.12.5.4各地调应定期对本地区的各级低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。

第十一章

倒闸操作

11.1 系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备, 其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。

11.2 操作前应认真考虑以下问题： 11.2.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策；

11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况；

11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装 14 置投入情况是否正确；

11.2.4 操作对安控、通信、远动、计量、水库调度等方面的影响； 11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸拉合短引线等误操作；

11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确；

11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响；

11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

11.3 调度操作指令

调度操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1 单项指令：只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；

11.3.2 逐项指令：涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；

11.3.3 综合指令：只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。

11.4 操作指令票制度 11.4.1 倒闸操作应填写操作指令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令；

11.4.2 填写操作指令票应以检修票、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单和日计划等为依据；对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定操作指令票，进行操作；

11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）；

11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

11.5 厂站现场操作票的有关规定 11.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；

11.5.2 值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作；

11.5.3 在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；

11.5.4 在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；

11.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.6

在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到： 11.6.1 借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；

11.6.2 管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；

11.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员。

11.7

系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行： 11.7.1 交接班时；

11.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 11.7.3 电网发生异常及事故时； 11.7.4 电网高峰负荷时段。

事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班

11.8

系统解并列操作

11.8.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置；

11.8.2 解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。

11.9

合解环路的操作

11.9.1 合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，220kV系统一般允许在20％，最大不超过30％以内，负荷相角差一般不超过30度，500kV系统一般不超过10％，最大不超过20％，负荷相角差不超过20度。有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经领导批准；

11.9.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额；

11.9.3 用刀闸合、解环路时，必须事先经过计算或试验，并经领导批准。11.10

线路停送电操作规定 11.10.1 一般规定

11.10.1.1充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合闸必须停用； 11.10.1.2投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上；

11.10.1.3勿使发电机在投入空载线路时产生自励磁； 11.10.1.4充电端必须有变压器中性点接地；

11.10.1.5线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷； 11.10.1.6应考虑潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定 16 限额；

11.10.1.7线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外；

11.10.1.8任何情况下严禁“约时”停电和送电。11.10.2 500kV线路送电还应注意：

11.10.2.1线路高抗及其保护应可靠接入，对无高抗的线路充电必须经过试验或批准； 11.10.2.2 线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响，充电端电压不超过525kV；

11.10.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电； 11.10.2.4 线路停电，厂站应将该线路远跳装置退出，500kV开关停运，应将该开关启动远跳的压板退出；

11.10.2.5 两次送电间隔时间应不低于15分钟。11.11 零起升压操作规定 11.11.1对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速；

11.11.2零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，但联跳其它非升压回路开关压板退出，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用；

11.11.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地；

11.11.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作，母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。

11.12 变压器操作规定

11.12.1变压器并列运行的条件 11.12.1.1接线组别相同；

11.12.1.2电压比相差不超过5％； 11.12.1.3短路电压差不超过5％。

当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。

11.12.2变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关，500kV变压器停送电，一般从500kV侧停电或充电，必要时也可以在220kV侧停电或充电；

11.12.3变压器充电时，应有完备的继电保护、灵敏度，并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值；

11.12.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸；

11.12.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。

11.13

500kV高压电抗器操作规定

11.13.1 高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入；

11.13.2 投、停线路高压电抗器的操作，必须在本线路停电接地的情况下进行，如无法接地，必须待本线路停电冷备用15分钟后，才能拉开高压电抗器刀闸；

11.13.3 同塔双回线路高抗的投、停必须在本线路停电接地的情况下进行；

11.13.4 高抗停运或高抗保护检修，应将高抗保护退出并退出启动远跳回路压板。11.14 母线操作规定

11.14.1 母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式； 11.14.2 母线停送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电； 11.14.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求；

11.14.4双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作电源断开。11.15 开关操作规定 11.15.1开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡；

11.15.2开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作；

11.15.3母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关，停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

11.16 刀闸操作规定

允许用刀闸进行下列操作：

11.16.1系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 11.16.2无雷电时，拉开、合上避雷器；

11.16.3拉开、合上空载母线，但500kV系统需经试验允许、领导批准；

11.16.4拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；

11.16.5与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操作电源退出），但500kV系统中拉、合站内经开关或刀闸闭合的环路电流，需经试验允许、领导批准。

超过上述范围时，必须经过试验并经领导批准,并严禁用刀闸带电拉合空载变压器、空载线路、并联电抗器。

第十二章

电网异常及事故处理

12.1 电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：

12.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 12.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行；

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；

12.1.5 及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.2 当地区电网发生影响省调管辖系统安全运行的事故时，地调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报省调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向省调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。

12.3

事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度员的调度指令，凡涉及对系统有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止 18 事故扩大，值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度机构和事故单位询问事故情况或占用调度电话。

12.4 事故发生时，事故单位值班人员应准确、及时、扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象，开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。

12.5

为防止事故扩大，厂站运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽快报告值班调度员：

12.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 12.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

12.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；

12.5.4 系统事故造成频率严重降低时，各发电厂增加机组出力和开出备用机组并网； 12.5.5 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保护；

12.5.6 其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

12.6 在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃静。

12.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。

12.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班人员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系，确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。

12.9 事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。12.10 线路事故处理

12.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到厂站“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本调度机构总工或主管生产的领导同意，如有条件，可以采用零起升压方式。

12.10.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。

12.10.3 线路一侧开关跳闸后，值班调度员应命令拉开可能引起末端电压过高的另一侧线路开关。

12.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑：

12.10.4.1应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；

12.10.4.2强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护, 无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；

12.10.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

12.10.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值；

12.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班人员根据规定，向有关调度提出要求；

12.10.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在强送前应将高抗转为冷备用；

12.10.4.7 500kV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟及以上；

12.10.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸, 故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送；

12.10.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；

12.10.4.10 强送端变压器中性点必须接地，特殊情况下，如需对带有终端变压器的220kV线路强送电,终端变压器的中性点必须接地。

12.11 发电机事故处理

12.11.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

12.11.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

12.12 变压器事故处理

12.12.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；

12.12.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；

12.12.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；

12.12.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；

12.12.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

12.13 高压电抗器事故处理

12.13.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电；

12.13.2 高压电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故

障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，由高抗所属电业局（公司）总工同意,可以试送一次，有条件时可进行零起升压；

12.13.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.14 母线事故处理

12.14.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。

12.14.2 当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：

12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；

12.14.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；

12.14.2.4当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；

12.14.2.5当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。

12.15 开关故障处理

12.15.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度

员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：

12.15.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；

12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。

12.16

电网振荡事故处理 12.16.1 电网振荡时的现象

发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。

12.16.2 系统振荡事故的处理

12.16.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；

12.16.2.2频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；

12.16.2.3频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。21 为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；

12.16.2.4当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；

12.16.2.5运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；

12.16.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；

12.16.2.7振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。

12.17 通信联系中断的事故处理

12.17.1 各地调、发电厂、变电站与省调的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通信、邮电系统通信、经与省调通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与省调进行联系。如不能尽快恢复，省调可通过有关地调的通信联系转达调度业务。

12.17.2 当厂站与调度通信中断时：

12.17.2.1 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其他各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有调相机、无功补偿设备的变电站还应按规定的电压曲线调整电压；

12.17.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

12.17.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.17.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

12.17.4 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.17.5 通信中断情况下，出现电网故障时：

12.17.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

12.17.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

12.17.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。12.17.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断期间一切应汇报事项。

12.18

电网频率异常处理

12.18.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。

12.18.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.18.2.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟；

12.18.2.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；

12.18.2.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；

12.18.2.4为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；

12.18.2.5当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.18.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。

第十三章

继电保护装置的调度管理

13.1

一般运行规定

13.1.1 继电保护和自动重合闸装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全运行和保护电气设备的主要装置，各级运行单位应按部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》及其他有关规程和规定执行；

13.1.2 四川电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理，均按调度管辖范围进行； 13.1.3 各级调度机构负责修编各自调度管辖范围的“继电保护整定方案和运行说明”，并配合新建和技改工程予以补充修改；

13.1.4 省调负责四川220kV及以上电网的继电保护装置入网运行的审查工作，负责制定调度管辖范围内继电保护装置的配置原则；

13.1.5 继电保护装置的反事故措施，220kV及以上系统由省调负责制定，110kV及以下系统由调度管辖单位负责制定，具体实施由各运行维护单位负责，运行单位应按期严格执行调度机构发布的有关继电保护反措要求；

13.1.6 电厂内的继电保护装置，必须与电网的继电保护装置相配合，继电保护装置及其他有关设备的选型需征得相关调度的认可。在电网的继电保护装置改变时，电厂应按调度的要求及时修改所辖的继电保护的定值及运行状态；

13.1.7 各级调度机构负责各自调度管辖范围内的继电保护装置动作统计、分析和评价。发电厂负责本厂设备的继电保护装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月将该报表报送省调，省调进行总结后再报送网调。

13.2

继电保护运行管理

13.2.1 继电保护装置应按规定投入运行，不允许一次设备无保护运行，特殊情况应按有关规定执行；

13.2.2 继电保护装置的投退和定值的更改必须按调度指令执行，现场继电保护装置的具体操作按现场运行规程执行；

13.2.3 调度人员应掌握系统保护装置的配置与运行规定，熟悉“继电保护运行方案”，了解保护装置的动作原理和保护整定原则。现场值班人员应了解本站（厂）所配置的继电保护装置，熟悉保护装置的现场运行规程。新型保护装置入网运行时继保人员应向调度人员和现场值班人员交底；

13.2.4 省调负责制定220kV及以上系统的变压器中性点接地方式，并将220kV主变中性点接地方式下发给地调和220kV发电厂，地调及电厂应按要求执行。需改变省调下达的变压器中性点接地方式时，应经省调批准；

13.2.5 地调负责制定管辖范围内的110kV变压器中性点接地方式；

13.2.6 各级调度机构应统一规定继电保护装置中各保护段的名称及作用，对同一设备配置了两套相同原理的保护装置，应进行调度命名编号，调度在下达命令时，应严格按照命名编号执行；

13.2.7 川渝电网联络线保护装置的运行管理见《川渝电网联络线调度管理规程》。13.继电保护定值整定及管理

13.3.1 系统继电保护定值的整定计算应符合部颁《220~500千伏电网继电保护装置运行整定规程》和《3~110千伏电网继电保护装置运行整定规程》的规定；

13.3.2 各级调度机构负责对调度管辖范围内的系统保护进行保护定值的整定计算，110kV及以下系统的联络线两侧开关的保护定值分别由调度管辖的单位整定计算；

13.3.3 并入电网运行的发电厂的变压器和发电机继电保护装置定值均由电厂自行计算，电厂内的变压器后备保护必须满足系统保护定值的配合关系；

13.3.4 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调度机构所提出的要求；

13.3.5 每年省调与网调、相关省（市）调及地调应相互提供整定计算分界点的保护配置、设备参数、系统归算阻抗、保护定值及整定配合要求等，以满足分界点定值的整定计算要求；

13.3.6 四川省网与其他省（市）网、地区网以及地区网之间保护的整定配合必须遵循局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时要尽量照顾局部电网和下级电网的需要；

13.3.7 运行方式部门应提供根据合理的系统运行方式计算的线路事故过负荷的最大电流和系统稳定计算要求的保护动作时间给继保部门作有关保护的整定计算依据；

13.3.8 各级调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对，核对要求按有关规定执行；

13.3.9 继电保护定值单应一式四份，由继电保护整定计算部门留存一份，其余分别送到调度值班室、运行单位的保护调试部门和厂站值班室，要保证继电保护定值的“四统一”；

13.3.10 新建、改建和调整了定值的保护装置，在投运前，现场运行值班人员应与值班调度员核对保护定值单，确认保护按定值单整定无误后按有关指令和规定投运。

13.继电保护装置运行维护与检验

13.4.1 继电保护装置的运行维护，由设备所属单位负责。运行中的保护装置的检验，应按部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》及有关检验规程的规定执行；

13.4.2 新投运或更换保护装置，应向有关调度机构办理新设备投运申请，并按有关规定提前报送相关资料；

13.4.3 当电网的继电保护装置因安全、稳定要求进行更新、改造，需要电厂配合时，相关电厂应及时进行相应继电保护装置的改造工作，并经相关调度机构批准后投运；

13.4.4 接入电网运行的继电保护装置及保护所用的通道设备应按有关规程要求进行调试 并定期进行校验维修，其整定值应符合调度下达的定值单的要求，并保存完整的调试记录和报告；

13.4.5 继电保护装置现场运行规程应根据有关的规定和要求，由设备所属单位编写，并报有关部门备案；

13.4.6 继电保护装置在运行中发现有缺陷时，现场值班人员应及时向值班调度员汇报，若需退出保护装置时，必须经值班调度员批准。紧急情况下，可按现场规程，先将保护装置退出，但事后应立即汇报；

13.4.7 继电保护装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续；

13.4.8 保护装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录应及时传至相应调度机构，并做必要的注释；

13.4.9 电网中运行设备的继电保护装置动作后，运行单位须立即按规程进行处理和分析，并将有关保护动作报告、故障录波资料报送相关调度机构，调度机构应指导、协助运行单位进行事故分析；

13.4.10 电厂出现机组或厂内其他电气设备继电保护装置动作后，应立即进行原因分析，对继电保护不正确动作必须查明原因，并采取相应措施，消除事故隐患，经调度批准后方可重新并入电网运行。

13.220kV及以上系统继电保护装置运行规定

13.5.1 运行中如有特殊情况，继电保护装置运行违背本运行规定中的有关条例时，500kV 系统应经省电力公司总工程师批准，220kV系统应经省调总工程师批准。13.5.2 在下列情况下应停用整套微机保护装置

13.5.2.1在微机保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路工作； 13.5.2.2在装置内部工作；

13.5.2.3继电保护人员输入定值。

13.5.3 新投产保护装置或保护电流、电压回路有变动时，必须要带负荷测试。

13.5.4 当双母线接线的两组PT只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可采用将母联开关作为死开关或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行PT所在的母线。

13.5.5 因一次运行方式的调整需更改运行保护装置定值时，值班调度员应根据设备在操作过程中保护是否有灵敏度来确定在方式调整前还是调整后更改保护定值。

13.5.6 线路保护

13.5.6.1在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护必须同时投运；

13.5.6.2当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运； 13.5.6.3一条线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同；

13.5.6.4500kV线路在运行中，必须要有纵联保护投运，如无纵联保护，该线路也应同时

停运；

13.5.6.5500kV线路PT停用或检修时，则该线路必须同时停运；

13.5.6.6

500kV线路运行时，线路开关的短引线差动保护必须停用，线路停运，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行；

13.5.6.7 500kV线路任一侧两台故障启动装置或两个远跳通道同时停运时该线路也应同时停运；

13.5.6.8 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行，在特殊情况下，可以将无纵联保护的运行线路后备II段时间按有关规定调整后运行，但不允许一个厂站有两条及以上 25 线路采用该运行方式，具体要求见有关规定；

13.5.6.9 旁路开关代线路开关要启用高频保护时，应将高频电缆切换到旁路收发讯机或将线路收发讯机切换到旁路保护，不启用的高频保护应停用；

13.5.6.10 对配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同；

13.5.6.11 线路输送功率在任何情况下，不应超过距离III段阻抗值整定允许的功率； 13.5.6.12 对电气设备和线路充电时，必须投入快速保护； 13.5.6.13 一般情况下，不允许用线路保护对变压器充电；

13.5.6.14在220kV厂站内的母线解合环操作时(角形接线除外)，解合环过程中应将环内开关零序保护停用。

13.5.7

母差保护和断路器失灵保护

13.5.7.1

母差保护正常时都应投入运行，原则上不允许母线无母差保护运行；

13.5.7.2

母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，其调整按现场运行

规程执行；

13.5.7.3

500kV一组母线的两套母差保护同时停运时，该母线应停运； 13.5.7.4

特殊情况下，220kV母线无母差保护运行时，应按有关规定执行；

13.5.7.5

母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护；

13.5.7.6

开关配置的保护回路有工作时，应停用该开关的失灵启动保护； 13.5.7.7

双母线分开运行时应停用母联开关失灵启动保护；

13.5.7.8

配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用；

13.5.7.9

微机母差保护停用时，原则上同一装置中的失灵保护也应停用。13.5.8

变压器和电抗器保护

13.5.8.1

500kV变压器及电抗器无差动保护运行时，应该停运；

13.5.8.2

220kV变压器在运行中，其瓦斯保护和纵差保护不得同时停用；

13.5.8.3

变压器差动保护新装或二次回路有改变时，应进行带负荷测试正确后方可投运； 13.5.8.4 变压器充电时，全部保护均应投入跳闸。在带负荷测试前，应将差动保护退出，再

进行测试（其他保护按现场运行规程处理）；

13.5.8.5 220kV变压器中性点经间隙接地时应投入零序电压和间隙过流保护，变压器中性点改为直接接地时，应停用间隙接地过流保护；

13.5.8.6 高(中)压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高(中)压侧开关断开运行时，高(中)压侧中性点必须接地，并投入接地电流保护。

13.6

故障录波装置运行规定

13.6.1 各电厂、变电站配置的故障录波装置必须投入运行，退出时，应经相关调度批准； 13.6.2 系统发生故障，故障录波装置动作后，应及时向调度机构汇报，并在规定时间内，将录波图传送到相关调度机构；

13.6.3 故障录波装置的运行维护同继电保护装置，检验管理按有关规程和规定执行。13.7

继电保护故障及信息管理系统

13.7.1 继电保护故障及信息管理系统主站的运行维护和管理由省调负责；

13.7.2 继电保护故障及信息管理系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，该系统的检验管理同继电保护装置。13.8

稳定监录系统

13.8.1 稳定监录系统主站的运行维护和管理由省调负责； 13.8.2 稳定监录系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，厂、站值班人员应与管理继电保护装置一样，定期进行设备巡视，作好设备运行记录。

第十四章

调度自动化系统的运行管理

14.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。各厂站应建设先进、实用的调度自动化终端、监控系统，并配备专人负责运行维护工作。

14.2 各级调度自动化机构、自动化专责应严格执行《全国电网调度自动化系统运行管理规程》。

14.3 四川电网调度自动化系统是由主站、子站以及主站和子站间经由数据传输通道构成的整体。自动化系统中采用的各种设备必须符合已颁发的国家标准、行业标准，必须符合省网系统内所规定的通信规约及接口技术条件。自动化系统的功能和性能必须符合部颁“电网调度自动化系统实用化要求”以及各自调度管辖范围内调度生产的特殊要求。

14.4 本规程所指的子站主要设备（即厂站调度自动化设备）包括： 14.4.1 远动终端

14.4.1.1远动装置（远动终端的主机）、远动通信工作站； 14.4.1.2 与远动信息采集有关的变送器和交流采样等测控单元、功率总加器及其屏（柜）、二次测量回路（二次测量回路中开关刀闸位置辅助节点由继电保护专业负责维护）；

14.4.1.3远动装置、电能量采集装置、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 14.4.1.4远动终端输入和输出回路的专用电缆；

14.4.1.5远动信号转接屏、遥控继电器屏、遥调接口； 14.4.1.6远动通道专用测试仪及通道防雷保护器（远动侧）； 14.4.1.7远动使用的调制解调器，串行通讯板、卡。

14.4.2 电力调度数据网络设备(路由器、数据接口转换器、交换机或集线器等)及其连接电缆，安全隔离装置及防火墙等

14.4.3 电能量计量

14.4.3.1电能量采集装置及专用计量屏（柜）；

14.4.3.2电能表数字通信口和脉冲信号与电能量采集装置连接电缆； 14.4.3.3电能量远传使用的调制解调器和串行通讯板、卡。

14.4.4 电厂计算机监控系统、变电站自动化系统和集控站系统的相关设备（包括：站控层及间隔层设备）

14.4.5 与水情测报系统、雷电定位系统、保护信息管理系统有关的接口

14.4.6 向子站自动化设备供电的专用电源设备及其连接电缆（包括UPS电源、直流电源、专用空调及配电柜）

14.4.7 与保护设备和DCS系统等接口设备 14.4.8 GPS 14.5 本规程所指的主站系统主要设备包括： 14.5.1 能量管理系统（EMS）； 14.5.2 电能量计量系统；

14.5.3 电力市场技术支持系统； 14.5.4 调度生产管理系统（DMIS）；

14.5.5 电力实时数据传输和网络管理系统（包括：各级调度专用的广域数据网络、用于远方维护及电能量计量等应用的调度专用拨号网络、各自动化系统内部的局域网 络，数据网络安全隔离装置及防火墙等）；

14.5.6 与水调自动化系统、功角/相位测量系统、雷电定位系统、保护信息管理系统、稳定监控系统的网络接口；

14.5.7 电网调度中心数据库系统；

14.5.8 调度辅助系统（包括：调度模拟屏、大屏幕投影设备、GPS等）； 14.5.9 主站专用的UPS电源、机房空调、机房监控系统及配电柜； 14.5.10 远动通道检测柜和配线柜。

14.6 省调调度管辖厂站调度自动化设备属省调管辖设备，其调度管理由省调负责，按照省调制定的相应规定执行，厂站调度自动化设备的日常巡视和运行维护由各电业局（公司）、电厂相关部门负责。

14.7

自动化管理部门负责参加审核所辖范围内新建、扩建和改造工程中厂、站自动化部分的规划、设计、招标及评标工作，新建、扩建厂站自动化系统与厂站一次设备必须同步投入运行，新设备投产须上报的资料明细见本规程第六部分。扩建工程中的调度自动化设备必须与原有的设备兼容、或覆盖原有的信息，必须保持调度自动化系统信息的完整性。

14.8

数据采集与监控系统（SCADA）的调度管理 14.8.1 省调、各电业局（公司）、电厂负责各自调度自动化系统、监控系统或RTU的信息维护，保证发送、转发信息的完整性、准确性和可靠性。各单位应定期对设备进行巡视、检查、测试和记录，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并将故障处理情况及时上报有关调度机构；

14.8.2 在省调管辖范围内的自动化设备上进行试验工作前后，应及时向省调自动化管理部门汇报，得到许可后方能执行；

14.8.3 遥测、遥信编排序列及遥测标度系数等自动化设备参数不得随意改动,如因一次设备变化等原因需要更改时,应得到有关调度机构同意后方可进行，并把变动的实际结果通知有关调度机构；

14.8.4 一次设备检修完成后，应将二次回路接线恢复正常，使相应的遥测、遥信信号投入正常运行，同时通知省调自动化管理部门；

14.8.5 运行维护单位必须按规程定期校验变送器准确度和交流采样精度。14.9

自动发电控制系统（AGC）的管理

14.9.1 单机容量>=40MW的水电机组、单机容量>=200MW的火电机组应具备AGC功能，参与电网闭环自动发电控制；

14.9.2 凡参与电网AGC调整的机组，必须经由省调组织的系统调试，在系统联调调试前，发电厂应向省调主管部门提供现场机组AGC试验分析报告，省调根据系统调试情况，核准调节能力，以AGC系统控制参数定值单的形式下达，由现场执行；

14.9.3 凡参与AGC运行的电厂都必须保证其设备按核定的调节性能正常投入，除紧急情况外，未经省调值班调度员许可不得擅自退出运行；

14.9.4 省调值班调度员应根据系统实际运行情况，及时调整机组AGC的控制模式及有关调节参数；

14.9.5 发电厂值班人员应加强对控制装置和机组的监视、检测，当本厂机组运行情况发生变化时，应及时向省调值班调度员上报机组当前运行参数。当出现异常需要退出“远方控制”时，应及时汇报省调值班调度员，经调度批准后，将机组切至“当地控制”；当出现严重威胁机组安全运行的情况时，现场值班人员可先将机组切至“当地控制”，然后向省调值班调度员汇报，并尽快组织相关技术人员进行处理。

14.10 电能量计量系统（TMR）的管理

14.10.1 电能量计量系统所有设备都是四川电网作为电费结算用的重要运行设备，任何单位和个人都不能随意更改设备及设备的运行状况；

14.10.2 省调负责电能量计量系统主站端设备软硬件的运行维护及向地（市）调转发关口电能量数据； 14.10.3 关口电能表计的管理按相关规程执行；

14.10.4 各电厂、电业局（公司）电能量计量系统、电能量采集装置及其附属设备的运行维护由各电厂、电业局（公司）负责，各单位对本系统的设备进行巡视检查时，发现问题应组织技术人员及时处理，并立即报告省调；

14.10.5 影响电能量计量系统正常运行的设备检修、更换工作必须确保电量数据不丢失。电能量计量系统中参与电量计算的参数、标志的变更，各电厂、电业局（公司）应提前将有关参数书面通知省调。

14.11 电力调度数据网络的管理

14.11.1 由省调至所辖厂站、地调的电力调度数据网络以下简称省级电力调度数据网，各地调负责各自管辖范围内的电力调度数据网络，以下简称地区电力调度数据网；

14.11.2 省调负责省级电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；各地调负责所辖范围内地区电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；

14.11.3 电力调度数据网络设备实行属地化管理，各电业局（公司）、发电厂负责其属地范围内各级电力调度数据网本地节点设备的运行维护管理；

14.11.4 新接入省级电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经省调批准后实施；

14.11.5 新接入地区电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经相应地调批准后实施，并报省调备案。

14.12

电力二次系统的安全防护管理

14.12.1 电力二次系统是指各级电力监控系统、调度数据网络（SPDnet）、各级管理信息系统(MIS)和电力数据通信网络（SPTnet）构成的系统；

14.12.2 各电业局（公司）、发电厂电力二次系统的安全防护方案必须经过上级主管部门的审查、批准。在电业局（公司）、发电厂应用系统无法满足安全防护要求时，不允许接入调度数据网络，只能采用专用通道等非网络连接方式与省调通讯。

14.13 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

14.13.1 省调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2个工作日以书面申请方式报省调批准方可实施；

14.13.2 省调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运，应及时以电话方式上报省调自动化管理部门提出申请，经省调自动化管理部门许可后方可实施，并应在事后2个工作日内向省调自动化管理部门补办书面申请以备案。

14.14 输电线路或通信设备检修等，如影响省调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影响的厂站名单并以书面形式提前报告省调，经同意后方可进行。通道恢复时，应及时通知省调。

第十五章 电力调度通信运行管理

15.1

四川电力调度通信系统是四川电力通信网的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、优质、经济运行的重要手段。四川电网内的电业局（公司）、并网电厂、变电站、开关站、换流站通信系统的建设、运行、维护 29 和管理必须遵守本规程，接入四川电力通信网的设备和电路必须遵守本规程。

15.2 调度通信系统：是由各级调度通信电路组成的通信系统，包括各级调度机构至其管辖的变电站、开关站、相关电厂、联网线路的主备用通信电路、设备、设施和应急调度通信电话。

15.2.1 调度通信电路：是各级调度机构至其管辖的下级调度单位之间的主备通信电路，包括省级调度通信电路和地区级调度通信电路；

15.2.2 省级调度通信电路：是省调至各调度单位（即地调、所辖并网电厂、220kV及以上变电站、开关站）及各调度单位之间的主备通信电路，包括调度电话、自动化信息、复用安控保护信息、稳定监录信息、继电保护故障录波信息、电网运营管理信息、生产例会及服务于电网生产行政管理的通道和租用电路。

15.3

调度通信电路的管理 15.3.1 调度通信电路的管理原则

15.3.1.1四川电网调度通信电路实行属地化管理原则，投入使用的调度通信电路，均由属地管理单位实施运行维护和检修消缺；

15.3.1.2调度通信电路必须经过竣工验收后方可接入使用；

15.3.1.3省级调度通信电路的竣工验收须经省调专业归口管理部门及相应运行维护单位签字认可；

15.3.1.4调度通信电路的调度电话（包括作为应急使用的公网市话单机）必须进行可靠、清晰的录音，录音资料至少要保存90日。

15.3.2 调度通信电路的组织原则 15.3.2.1新投运的省级调度通信电路，应具备不同路由的主备传输通道（不包括公网市话），主备通道能自动切换；

15.3.2.2省级调度通信电路的调度电话由省级调度通信专网提供，省级调度通信专网外电话不得拨打专网内的调度电话；各调度运行单位必须组织公网市话作为专用应急通信手段，公网市话单机应直接安放于调度现场；

15.3.2.3省级调度通信电路的组织应尽可能使用省级通信干线，需要使用地区级通信线路时，各级调度通信部门须积极配合，提供相关电路的运行资料，并确保其畅通，经调用的地区级通信电路，应按省级调度通信电路的要求进行管理和考核。

15.3.3 调度通信电路的调度、方式管理

15.3.3.1省级调度通信电路由省调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.2地区级调度通信电路由各电业局（公司）地调实行统一调度、归口管理；

15.3.3.3四川电网调度通信指挥专用电话（包括运行维护单位调度通信的值班电话）为3000号，该电话必须保证24小时有人接听；

15.3.3.4 省级调度通信电路的运行方式按年编制下达，电路的投入、退出、调配以临时运行方式下达；

15.3.3.5 省级调度通信电路的运行方式主要内容包括：上的运行总结；新设备、电路的投产计划；主要通信站、电路、设备的检修计划；省级调度通信电路的路由清单和自动切换方式；运行中出现的主要问题及整改建议；

15.3.3.6 各电业局（公司）地调、发电厂不得擅自改变省级调度通信的运行方式，在组织区域通信电路时，如有可能影响省级调度通信电路的安全运行，必须事前向省调汇报，并制定相应的方案，经省调认可后方可实施。

15.3.调度通信电路的运行、检修管理

15.3.4.1调度通信电路应具备必要的监视手段，各运行维护单位应随时监视调度通信电路的运行情况，严格执行电力行业的有关规程、规定，建立健全设备的定期检查、30 检验和消缺制度；

15.3.4.2各电业局（公司）地调、发电厂应在每月10日前向省调通信管理部门报送上月的通信运行月报，月报的内容和统计按有关规程、规定执行；

15.3.4.3调度通信电路、设备的检修原则：具备主备功能的电路、设备检修时，不得中断调度通信使用；不具备主备功能的电路、设备检修时，原则上与一次系统检修同步进行；

15.3.4.4各电业局（公司）地调、发电厂应在每年11月底制定下一的调度通信电路的检修计划，并报送省调，省调根据通信网的具体情况进行审核后于年底前下达；

15.3.4.5省级调度通信电路的检修必须经省调批准后方可实施，计划检修须提前48小时向省调通信管理部门申请，计划检修不能按期完工的，应在批准的完工时限内办理延期手续；

15.3.4.6 调度通信电路必须按规定进行定期巡检和消缺；

15.3.4.7 复用保护、安控通信电路运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行； 15.3.4.8 在进行调度通信电路运行维护、检修消缺时，必须按规定做好相应的安全措施； 15.3.4.9 各运行维护管理单位应配备调度通信电路运行、维护、检修、消缺必须的仪器仪表和备品备件，并建立相应的管理制度。

15.3.调度通信电路的故障管理

15.3.5.1调度通信电路发生故障中断后，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施（如中转、短接等）首先恢复调度通信电路，再进行故障抢修和分析；

15.3.5.2调度通信电路抢修时，应按先干线后支线、先重要电路后次要电路的顺序依次进行；

15.3.5.3 调度通信电路发生故障中断后，通信人员应及时通知有关用户，说明故障影响的范围、应急措施，同时向主管部门汇报，省级调度通信电路必须向省调汇报，并做好记录；

15.3.5.4 在电路抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复；

15.3.5.5 调度通信电路的故障评价分为事故、障碍两种，按《电力系统通信管理规程》的要求均应列入电力故障统计，逐级上报；

15.3.5.6 为了迅速、准确地处理故障，各级运行维护单位应制定故障处理程序和事故抢修预案。

15.3.6 调度通信系统的新设备投运管理 15.3.6.1 并网电厂、用户变电站接入四川电力调度通信系统，必须符合电力通信系统的技术、接口规范，提前90日向省调提供拟接入设备的型号、技术参数，并办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》；

15.3.6.2 并网电厂、用户变电站的业主办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》

的主要内容：

a）拟接入设备的技术指标； b）拟接入设备的接口方式；

c）使用四川电力通信系统资源的申请。

15.3.6.3 新设备投运前应按《新设备加入系统运行申请书》的要求办理新设备投运申请，新设备投运前必须具备的条件： a）设备入网手续办理完毕；

b）通信设备已通过验收，质量符合入网技术规范和安全运行要求； c）已明确通信设备的运行维护管理责任； d）调度通信电路畅通，达到投运要求。

15.3.7

微波、载波频率资源管理

15.3.7.1微波频率资源由省调协助无线电管理委员会进行规划和管理，微波频率的申请需经省调审核；

15.3.7.2 微波站内安装系统外无线发射设备必须报省调批准；

15.3.7.3 载波频率管理：220kV及以上电网载波频率由省调统一规划和安排，110kV及以下电网载波频率由各电业局（公司）地调进行规划和管理，低电压等级电网的载波频率不得干扰高电压等级电网载波频率，当载波频率发生相互干扰冲突时，低电压等级服从高电压等级。

15.4

通信专业与相关专业的工作界面划分 15.4.1 通信与自动化专业工作界面划分

15.4.1.1省调、地调中心站机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的自动化端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），自动化端配线架及线缆（包括光缆）接头由自动化专业负责，自动化端配线架出口至通信专业的电缆（或2M同轴线和光缆）由通信专业负责；

15.4.1.2电厂、变电站及其他机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），通信端配线架及线缆（包括光缆）接头由通信专业负责，通信端配线架出口至自动化的电缆（或2M同轴线和光缆）由自动化专业负责；

15.4.1.3放置于通信机房内，专用于自动化专业的路由器、协议转换器由自动化专业负责。15.4.2 通信与保护专业工作界面划分

通信与保护专业的工作界面划分原则为通信与保护专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架）。复用保护、安控通道电路的工作界面具体划分按《四川电力系统复用保护、安控载波通道运行管理检修规程》和《四川电力系统复用保护、安控光纤通道运行管理检修规程》执行。

第十六章

水电站水库的调度管理

16.1 水电站水库调度的任务

16.1.1 在确保枢纽工程安全的前提下，合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益； 16.1.2 满足电网的安全、稳定及经济运行要求。16.2 水库控制运用的基本原则

16.2.1 水电站水库的设计参数及指标不得任意改变，如需改变，应按有关规定报批； 16.2.2 在汛期，汛限水位以上的防洪库容以及洪水调度运用服从有管辖权的防汛指挥机构的统一调度指挥，汛限水位以下库容服从省调统一调度指挥；

16.2.3水电厂水工建筑物、设备安全及上下游综合利用要求由水电厂负责，如需省调配合，由水电厂向省调提出申请；

16.2.4日周调节及径流水电站应做好水情预报，在允许的范围内承担部分调峰任务； 16.2.5 有季调节及以上能力的水库，在供水期初保持高水位计划用水，汛前腾空库容，但最低水位不得低于死水位(多年调节水库原则上不低于年消落深度)，汛期根据汛情提前大发，汛末利用后期洪水尽量蓄到正常高水位，供水期应多承担电网的调峰、调频和事故备用任务；

16.2.6 梯级水电站水库群之间的调度运行应相互协调，既保证各梯级水电站的经济效益，又保证满足电网运行要求，当水情发生重大变化时，上游水电站应向下游水电站 32 及时提供最新的水情信息；

16.2.7 在多沙河流上的水库要正确处理发电和排沙保库的关系。16.3 水库调度的职责

16.3.1 水电厂应建立水库调度专职机构，健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。

16.3.2 水库运用主要参数指标及基本资料管理

16.3.2.1水电厂并网发电前应向省调提供水库运用主要参数指标及基本资料； 16.3.2.2 水库运用主要参数指标包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，设计通航流量及其它综合利用要求等；

16.3.2.3 水库运用主要基本资料包括：库容曲线、设计洪水、径流资料、泄流曲线、水轮发电机组特性曲线、下游水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线、上游库区及下游河道资料等；

16.3.2.4水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。

16.3.3 水文情报及预报 16.3.3.1 水电厂应根据水文预报及调度需要布设水文情报站网，水文情报站调整应报省调备案，应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定；

16.3.3.2水电厂必须开展水文预报，预报方案应符合预报规范要求，应按规定向省调及其它有关部门报汛，并充分利用各种通信设施，保证水文信息传递及时准确。

16.3.4水情自动测报及水调自动化系统

16.3.4.1水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务；

16.3.4.2 装机容量在100MW及以上的水电厂或流域梯级控制机构应建立水调自动化系统，并与四川电网水调自动化系统联网；

16.3.4.3 水电厂应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行，系统建设、改造、升级方案必须报省调审查；

16.3.4.4 与四川电网水调自动化系统联网的水电厂水情自动测报系统出现故障时，应及时向省调通报，因水情自动测报系统检修、设备维护可能造成测报系统停运时，应经省调许可。

16.3.5 水库调度联系制度

16.3.5.1 水电厂应在每年10月底前编制下一水库控制运用计划，并上报省调，每月20日前向省调报下个月发电计划建议；

16.3.5.2 水电厂每日10时前向省调报当日8时上、下游库水位、入库流量及泄流量，前一日的发电量、弃水损失电量、入库流量、发电流量、泄流量、出库流量及流域平均降雨量，预计后一日平均入库流量、发电量及电厂可调出力；

16.3.5.3水电厂每月第一个工作日前应填报水电调度月报，以传真或电子邮件形式报省调，并以邮寄方式向省调报送，每年1月31日前上报上水库调度总结、水情自动测报系统运行总结和水调自动化系统运行总结。

第十七章

电网运营调度管理

17.1 省调负责与并入四川电网的发电厂（网）以及220kV用户变电站签订《并网调度协议》。

17.2

签订《并网调度协议》的条件

17.2.1 发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；

17.2.2 220kV用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》； 17.2.3 发电厂（网）以及220kV用户变电站已于计划并网的90日前向省调提供电网调度运行潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；

17.2.4 发电厂（网）以及220kV用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。

17.3 省调负责各发电厂（网）、电业局（公司）的关口设置和管理

17.3.1 关口设置的原则：发电厂（网）的关口设置在产权分界点、电业局（公司）的关口设置在潮流的送端；

17.3.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年须在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口情况，如关口没有变化，应上报无变化；

17.3.3 关口的临时变化，须立即上报省调。17.4

发电厂（网）的考核结算

17.4.1 省调负责对发电厂（网）的考核结算；

17.4.2 对各发电厂（网）进行电量考核结算的依据是省调下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲线（包括修改后的临时调整曲线）；

17.4.3 各发电厂（网）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电

量，考核办法按相关规定执行。

17.5 电业局（公司）的考核结算

17.5.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算；

17.5.2 各电业局（公司）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核办法按相关规定执行；

17.5.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局（公司）上报的日负荷预测曲线；

17.5.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括临时调整曲线）。

17.6 省调根据相关规定负责实施和省外的计划外临时电力电量交易。

第十八章

电网运行情况汇报

18.1 电力生产运行情况汇报规定

18.1.1 每日6时以前，各地调、发电厂须将本网（厂）前一日电力生产运行日报传送至省调并保证报送数据的准确性，如传送不成功，应于7时前通过电话报省调；

18.1.2 电力生产运行旬报的统计报送，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日的16时；

18.1.3 电力生产运行月报的统计报送，正常应以次月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺延至第三个工作日的12时；

18.1.4 电力生产运行月度计划的统计报送，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前至每月最后一个工作日的12时。

18.2

重要事件汇报规定

18.2.1 在系统发生重要事件时，各地调、发电厂、变电站值班人员应及时向省调值班调度员如实汇报。

18.2.2 重要事件分类

18.2.2.1电网：电网解列、振荡，电网频率、电压异常，220kV及以上电网设备故障、缺陷或超稳定限额运行，由于电网事故造成重要用户停、限电或大面积停电等；

18.2.2.2厂站：机炉设备、220kV及以上电网设备、厂站用电设备故障或缺陷等； 18.2.2.3人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故； 18.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响的事件；

18.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件；

18.2.2.6 经确认因调度系统人员责任打破安全记录。18.2.3

重要事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）18.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

18.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 18.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 18.2.3.4 电网恢复情况等。

18.3

其它有关电网调度运行工作汇报规定

18.3.各地调、发电厂、变电站在实行新调度规程或现场规程时，及时将新调度规程或现场规程报省调备案。

18.3.2

发生重大事故的单位应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告传真至省调，并在事故分析会后向省调报送事故分析报告。

18.3.3

每年1月底前，各地调向省调报送 18.3.3.1 地调调度科上一工作总结；

18.3.3.2 上一调度系统人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；