调度控制一体化管理

调度控制一体化管理（通用10篇）

调度控制一体化管理 篇1

随着电网行业的发展和进步, 工作效率不断提高, 逐步向着现代化、实用化和智能化的方向发展, 同时监控部门和调度部门的融合, 实现了电网调度监控的一体化, 为电网运行效率的提高创造了有利的条件。总之, 电网调度监控的一体化是实现电网行业可持续发展的必由之路, 对保证供电质量、满足用户需求起到了积极的促进作用。

一、电网调度监控一体化系统的构成

电网调度监控一体化实现了调度系统和监控系统的有效结合, 最大限度的发挥了各个部门的优势, 对提高电网运行的效率和质量起到推动作用。

电网调度监控一体化主要包括三级分布监控和管理结构, 在这一系统中, 各个功能和任务是分布的, 即管理部分分为主站和远方终端两个部分, 同时根据电网大生产、运行和管理的分工对各个工作站的任务进行设计。在电网调度监控一体化系统中, 管理是分为三个层次进行的, 即生成管理级、运行管理级以及厂站终端级。

主站的结构是分布式的, 在计算机技术的支持下, 将各个功能节点进行有效的衔接, 为实现数据之间的便捷通讯和信息共享创造了有利的条件, 一般而言, 主站系统中的主要节点设备都是主备式的, 如调度工作站、前置机等等。此外, 随着电网调度监控一体化系统的建立, 自动化系统都具备了SCADA的功能, 实现了对相应数据的实时分析、监控和处理, 在数据经过微机远动终端的处理以后, 在电力载波和微波的作用下被传输到主站系统进行再次的处理, 最后将完全处理好的数据传送到显示设备上。

可见, 电网调度监控一体化系统的构建是建立在计算机技术的基础之上, 是一个综合性较强的数据采集和处理系统, 各个模块都能够进行一体化的图形、数据设计, 进而有效的保证了数据的一致性和可靠性。同时融入了excel电子表格技术, 能够实现无缝报表的同时, 可以对历史的数据和相应的信息进行查询, 并对所有的运行数据进行统计, 不仅方便简单, 还具备较强的扩展性, 有效的提高了电网运行的效率。此外, 电网调度监控一体化系统采用的双网卡, 这样就将调度监控的自动化系统与信息系统连接到一起, 能够借助浏览器对电网运行的情况进行监督和控制, 并具备打印报表和浏览数据的功能, 真正的实现了信息资源的共享。

二、电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化关系到电网的运行以及电网行业的经济效益, 因此需要顺应电网行业的发展, 加强对调度监控一体化的重视, 并结合相应的设计原则和实施策略推动电网调度监控一体化的实现。

(一) 电网调度监控一体化的设计原则

首先, 要坚持安全性和经济性相结合的原则。电网的运行关系到社会各个行业的生产和发展, 因此需要保证电网运行的安全, 因此在电网调度监控一体化系统的构建过程中要遵循安全性原则, 最大限度的为电网运行创造完全稳定的环境, 同时企业是以追求经济利益为目的的, 因此在系统构建中也要坚持经济性原则, 既要保证电网运行的安全性, 又要最大限度的提高经济效益。

其次, 要坚持系统性和科学性结合的原则。电网的调度监控一体化系统构建的目的是提升电网的运行水平, 这就需要在管理模式的基础上, 选择合适的技术支持系统和信息技术, 不断完善和优化管理模式。在这一过程中要遵循科学性和系统性相结合的原则, 即以先进的管理理论为指导, 从电网系统的整体运行着手, 为了提高电网运行管理的经济效益和社会效益, 采取有效的措施, 推动调度监控一体化的实现。

此外, 要遵循适用性和标准化相结合的原则。作为一个系统的工程, 电网调度监控一体化系统会引发原有的工作业务和流程的改变, 因此需要在原有管理模式的基础上, 结合电网的实际需求, 按照适用性和标准化的原则, 分解各项工作, 进而建立标准化的业务流程和管理方式, 为电网的安全稳定高效运行奠定坚实的基础。

(二) 电网调度监控一体化的实施策略

为了推动电网调度监控一体化的实现, 需要采用整体规划并分步实施的策略。因为电网调度监控一体化涉及到工作流程、职责范围以及人员的配置等各个方面的内容, 会对电网的整体运行带来一定的风险, 因此在实施过程中要从电网发展的全局着眼, 进行电网调度监控的整体规划, 最大限度的将风险控制在最小的范围, 同时为了降低电网调度监控一体化实现的难度, 需要将实施目标进行细化, 分步实施, 进而实现流程规范、权责明晰和优化人员配置的目标, 提高了实施的效率和成功率。此外, 要将电网管理水平的提高作为工作的重点来抓, 由于电网调度监控一体化是一个综合性的系统, 涉及到多个部门, 因此在实施中要加强各个部门和环节的协调, 最大限度的发挥各个部门的优势, 进而充分的利用电网行业的各项资源, 为提高电网的综合管理水平和增强竞争力创造有利的条件。

(三) 电网调度监控一体化的推行重点

首先, 要加强对组织机构的设置, 因此需要对智能电网建设的方法进行研究, 进而选择合适的调度监控一体化运行管理模式, 制定各组织机构的主要职责、人员配置情况、主要调度业务的流程及调度与变电工区业务划分界限、配网运行与检修范围, 在调控一体化实施的各个阶段, 根据实际情况进行相应的人员调整。

其次, 要建立技术支撑体系, 即结合电网发展的情况, 选择相应的技术支持, 明确各个部门的职责, 例如变电站要重视对设备的综合化改造, 而调度部门要积极构建自动化系统、大屏幕系统、视频监控等, 为电网的安全稳定高效运行提供技术支撑。

此外, 还要加强电网运行管理制度的建设。作为电网运行新的尝试, 电网调度监控一体化还缺乏相应的经验, 在建设过程中会出现一些新的问题, 例如职责的变化和设备的改造, 这就需要有相应的规章制度进行指导和约束, 这就要求必须建立新的管理体系, 同时修改和完善原先关于运行管理的有关规程、标准和规章、制度。

三、电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步, 在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现, 特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效, 但是对于地方电网而言, 在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题:第一, 变电所的设备陈旧。电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备, 但是由于资金缺乏, 部分设备未进行及时更新和改造, 甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。为了实现电网调度监控的一体化, 需要对设备进行更新和改造, 这就需要花费大量的人力、物力和财力。第二, 电网行业的发展追求经济利益, 而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显, 进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视, 阻碍了一体化实现的进程。第三, 电网行业规模庞大, 分布范围广, 加上变电所的分布较为零散, 进而导致符合稀薄, 不利于数据信息的有效传输。此外, 具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素, 专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。

为了推动电网调度监控一体化系统的建立, 需要针对电网运行过程中的问题, 采取有针对性的措施, 为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入, 对于不符合运行需要的设备进行更换, 对于损坏的设备进行改造和维修, 为实现一体化奠定坚实的基础, 这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次, 要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用, 认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路, 为电网的运行创造了安全稳定的运行环境, 对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时, 加强对工作人员的培训和再教育, 提高其技水平和业务能力, 便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外, 还需要对电网调度监控一体化系统进行管理, 培养高素质的管理人员, 为系统的正常运行提供技术支持, 保证电网调度监控一体化系统的正常运行。

结语

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路, 对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求, 采取合理的措施推进调度监控一体化的实现, 将调度与监控中心进行结合, 实现信息资源和设备的共享, 在节约投资的同时, 还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下, 电网的运行会更加高效稳定, 并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路, 必将有力的推动我国电网的改革和发展, 为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献

[1]刘廷瑶, 邓小明, 常立民.浅析调度自动化系统设计与建设[J].湖北电力, 2012 (13) .

[2]刘秀娟, 任睿华.县级调度自动化系统发展规划探析[J].供用电, 2011 (24) .

[3]李也白, 温尚龙.浅析调控一体化在县级电网的应用[J].浙江电力, 2011 (03) .

调度控制一体化管理 篇2

总则

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

调控范围及职责

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

调度管理制度

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

监控管理制度

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

运行方式管理

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

调度计划管理

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

设备新投管理

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

频率及联络线控制

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

无功控制和电压调整

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

低频低压减负荷管理

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

电网稳定管理

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

并网调度管理

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

水库调度管理

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

新能源调度管理

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

继电保护和安自装置

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

调度自动化系统

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

电力通信系统

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

调度操作制度

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

监控操作制度

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

事故处理规定

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

持证上岗管理

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

安全管理及应急机制

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

冠语

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

电网主要设备名称

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

调度管理术语

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

操作术语

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

操作指令

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

原《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》 是2012年发布实施的。两年来，“大运行” 体系建设不断深化，电网调度和监控以及运维模式都有了新的变化。为适应“大运行” 体系的新要求，国家电网调控中心、国网西北调控分中心陆续出台了新的技术标准和管理规定，宁夏电力公司依据国调和西北分中心专业管理要求，也相继编制、修订了一系列的技术标准和管理标准。此外，宁夏电网网络结构、装机容量等方面也发生了很大变化。基于以上因素，宁夏电力公司组织相关专业人员对原调度控制管理规程进行了修订。

与上一版本相比，本规程有以下主要变化：——根据国网公司《国家电网调度控制管理规程（征求意见稿）》，对原调控管理规程的章节进行了调整，内容重新进行了梳理。

——增加了安全管理及应急机制一章。

——在频率及联络线控制中增加了广义联络线调整的相关内容。

——无功控制和电压调整一章中明确了对机组迟相和进相运行能力的要求。——电网稳定管理一章中增加了机组涉网保护方面的技术和管理规定。

——继电保护和安自 装置一章中增加了智能变电站继电保护装置相关规定，以及监控员在继电保护方面的职责。

——调度自动化系统一章中增加了自动化系统的运行管理、检修管理、投运和退役管理、缺陷管理等内容。

——事故处理规程中增加了监控异常及事故处理规定。

——按照最新规定，调整设备调管原则，更新了设备调管范围和监控范围表。——根据最新下发的“大运行” 体系相关技术标准和管理标准，对原有内容逐条进行了修订。

——增加了主要继电保护装置功能说明和线路允许极限输送容量两个资料性附录。

——调度术语汇编中增加了直流输电系统及新能源相关的术语及定义，并根据国家最新颁布的标准和规定，更新了部分术语及其定义。

需要指出的是，本规程是基于2014年5月31日的宁夏电网网架结构及电网运行实际而修编的。随着电网的发展和电力体制改革的深化，本规程的部分内容将不再适用，使用中需特别注意。

本规程实施之日起代替2012年版《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》。本规程的附录A、附录B为规范性附录。本规程的附录C、附录D为资料性附录。本规程由宁夏电力公司组织制定。

本规程由宁夏电力调度控制中心提出、归口并解释。本规程由宁夏电力调度控制中心负责起草。

本规程主要起草人： 宁波、苏明昕、彭嘉宁、摆世彬、朱建军、张衡、黄鹏、徐鹤勇、刘一峰、项丽、王小立、吴建云、黄伟兵、严兵、王运、苏波、马天东、朱仔新、高任龙、白鹭、韩红卫、张宏杰、李笑宇、张杰、王鑫、刘刚、田志浩、李金东、王勇、杨龙。

感谢公司科技信通部、所属各供电局、检修公司、各直调发电厂在本规程修编过程中给予的大力支持与配合。

总则

1.1 为规范和加强宁夏电网调度控制管理工作，确保电网安全、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》 和有关法律、法规，并结合宁夏电网实际，制定本规程。

1.2 本规程规定了宁夏电网调度控制管理、设备操作、集中监视、远方操作、设备验收、事故处理和业务联系的基本原则。

1.3 本规程适用于宁夏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。各级电网经营企业、调控机构和并入宁夏电网内的各发电、输变电、用电单位及其他有关单位必须熟悉和遵守本规程。1.4 宁夏电网实行统一调度、分级管理。1.5 宁夏电网设置两级电网调度控制机构（简称“调控机构”），分别为宁夏（自治区）电力调度控制中心（简称“宁夏区调”）和地（市）级电力调度控制中心（简称“地调”）。宁夏区调是国家电网西北电力调控分中心（简称“西北分中心”）的下级调控机构。

1.6 各级调控机构在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。

1.7 宁夏电网内的电力生产运行单位必须服从与调度管辖相对应的调控机构的调度。

1.8 各级调控机构应按照调度控制、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源等专业，设立与本级电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。

1.9 本规程适用于宁夏电网内各级调控机构的电力调控业务活动，各电力生产运行单位颁发的有关电力调度控制的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。1.10 任何单位和个人均不得非法干预电力调度，任何违反本规程的单位和个人，按照相应的法律、法规承担责任。

1.11 宁夏电网与西北电网联网运行的调控管理，按西北分中心制定的规程规定执行。

调控范围及职责

2.1 调控管辖范围包括调度管辖范围（简称“调管范围”）和设备监控范围（简称“监控范围”），调管范围指调控机构行使调度权的设备范围，监控范围指调控机构集中监控的所有变电站设备。

2.2 调度管理实行调度、监控权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调管范围和监控范围。

2.3 宁夏电网内设备属上级调控机构委托、许可调度设备的，区调按上级调控机构相关规定执行。

2.4 同一设备原则上应仅由一个调控机构直接调度。2.5 二次设备调度管辖范围由其一次设备管辖范围确定。2.6 宁夏区调直接调管范围

2.6.1 并入宁夏电网 110 千伏及以上系统，不属于西北分中心直调，且单机容量在 50 兆瓦及以上或全厂容量在 100 兆瓦及以上的火力发电机组。

2.6.2 单机容量在 5 兆瓦以上或全厂装机在 25 兆瓦以上的水电机组。2.6.3 所有风力发电机组及并网容量在 50兆瓦以上的光伏发电设备。

2.6.4 除国调和西北分中心直接调管设备外的其他 330 千伏母线、线路及其附属设备。

2.6.5 除发电厂启备变及厂用负荷变外的其他 330 千伏主变及主变附属设备。

2.6.6 除部分用户变及直供馈线路外的所有 220 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路、线路开关和相连刀闸，以及直接调管机组的升压变及其附属设备。2.6.7 220 千伏（或 330 千伏）变电站 110 千伏系统中接有区调直调水、火电厂的，其 220 千伏（或 330 千伏）主变、110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、110 千伏电源联络线及线路开关和相连刀闸。2.6.8 区调直调 110 千伏水、火电厂的 110 千伏母线、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路开关和相连刀闸及母线附属设备。

2.6.9 铝厂一所、二所 110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、线路、线路两侧开关和相连刀闸。

2.6.10 除西北分中心直接调管外的其他 220千伏及以上与宁夏区调直调设备相关的稳控装置。

2.6.11 220 千伏、330 千伏电网及直调的110千伏厂站主变中性点接地方式。

2.6.12 低频低压减负荷装置的投退。

2.6.13 110 千伏以及上电压等级的故障录波器。2.7 宁夏区调间接调管范围

2.7.1 并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.7.2 区调直接调管的 110 千伏及以下新能源场站升压站的并网联络线。2.7.3 直接调管的火电厂启备变及非 3/2 接线方式的启备变高压侧开关。2.7.4 地调调管的 110千伏及以上电压等级的设备与主网的合、解环操作。2.7.5 影响区调直调设备的 110 千伏及以下稳控装置（系统）。2.8 地调调管范围

2.8.1 地区电网内不属西北分中心、宁夏区调调管的电厂。

2.8.2 220 千伏及以上变电站除国调、西北分中心和宁夏区调直接调管范围外的设备。

2.8.3 地调所在地区的 110 千伏及以下变电站和线路。

2.8.4 接入 110 千伏及以下电压等级且并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.9 发电厂、运维站站自行调度管辖范围

不属西北分中心、区调、地调调管的设备。2.10 区调监控范围

2.10.1 除西北分中心监控和有人值守站外的其他 750千伏变电站。2.10.2 宁夏电网内重要的 330 千伏枢纽变电站。2.11 地调监控范围

2.11.1 各地调所在地区电网中不属于区调监控的 330千伏变电站。2.11.2 各地调所在地区电网 220 千伏及以下变电站。

2.12 原则上各级调控机构应每年下达调管范围和监控范围明细表。新并网设备应在启动前明确调管范围和监控范围。调管范围和监控范围具体划分见附录 A。

2.13 各级电力调度控制机构按照调管范围和监控范围依法组织、指挥、指导、协调、控制电力系统运行、操作和事故处理，监视和控制电网设备，保证实现下列要求：

a)根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电。b)使电网内的电能质量（频率、电压和谐波等指标）符合国家规定的标准。c)按照最大范围优化配置资源的原则，充分发挥发、供电设备能力，最大限度地满足本电网内的用电需要。

d)优化资源利用，合理使用燃料和水能资源，最大限度地使电网在经济方式下运行。

e)根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协 议，按照“公平、公正、公开” 的原则维护发、供、用电等有关各方的合法利益。

2.14 宁夏区调的职责

2.14.1 负责宁夏电网的安全、优质、经济运行，划分宁夏电网调管范围和监控范围，对所辖电网及并网电厂实施统一调度、监控管理。

2.14.2 负责宁夏电网内调度运行、设备监控、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源调度等专业管理，制定电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法，负责所辖电网二次设备技术监督。2.14.3 负责指挥宁夏电网调度范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析。负责指挥宁夏电网调峰、省间联络线潮流的调控及调管范围内的调压工作。

2.14.4 负责宁夏电网监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、缺陷处理，监控信息的统计、上报。

2.14.5 负责电网的安全稳定运行及管理，编制调管范围内电网的安全稳定控制方案，编制全网低频、低压减负荷方案。2.14.6 负责组织编制和执行宁夏电网运行方式，执行西北分中心下达或批准的网间联络线运行方式。

2.14.7 负责调管范围内设备的检修平衡，受理并批准调管设备的检修申请。2.14.8 负责宁夏电网电力电量平衡及安全校核。

2.14.9 参与所辖电网规划、设计、建设和工程项目审查工作，负责调管范围内新设备启动。

2.14.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。

2.14.11 负责编制《宁夏电网限电序位表》、《宁夏电网紧急限电序位表》，报政府批准后执行。

2.14.12 负责调管水电（厂）站水库发电调度工作，编制水库调度方案。2.14.13 负责调管范围内的新能源场站验收、并网、发电调度工作及相应的技术监督。

2.14.14 负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调管范围内的整定方案，并督促实施。

2.14.15 负责组织制定电力自动化系统的规划，并督促实施。负责电力二次系统安全防护。

2.14.16 负责公司调度技术装备的运行和管理。

2.14.17 负责宁夏电网内调控运行技术人员的业务技术培训、考核和上岗考试工作。

2.14.18 接受上级电力管理部门、调控机构授权或委托的与电力调度相关的工作。

2.15 地调的职责

2.15.1 接受宁夏区调的调度管理，执行宁夏区调发布的调度指令。实施宁夏区调及上级有关部门制定的有关标准和规定。

2.15.2 在宁夏区调的统一领导下，负责所辖电网的安全、优质、经济运行，负责调管范围内设备的运行、监视、操作及电网的事故处理。

2.15.3 负责监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、异常缺陷的处理，并将各类监控信息数据及时上报区调。

2.15.4 负责编制和执行所辖电网的运行方式。2.15.5 负责编制所辖电网内设备检修计划，属宁夏区调间调范围内设备的检修申请由地调统一归口向宁夏区调申请。2.15.6 参与编制《宁夏电网限电序位表》 和《宁夏电网紧急限电序位表》 中相关内容。

2.15.7 负责所辖电网继电保护、自动化等专业技术的管理工作。

2.15.8 参加所辖电网发展规划、设计和有关工程项目的审查，负责调管范围内新设备启动。

2.15.9 负责本地区负荷预测工作。

2.15.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。2.15.11 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控，并及时向宁夏区调汇报属区调调度管辖及许可范围内一、二次设备状态及异常、事故情况。2.15.12 负责所辖单位调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。2.15.13 根据宁夏区调的指令进行调峰，负责所辖电网的电压调整工作。2.15.14 行使区调和本供电公司授予的其它职权。3 调度管理制度

3.1 区调值班调控员在值班期间是宁夏电网生产运行的指挥者和协调者，按相关法律、规定行使调度指挥权，并对其下达调度指挥及调度指令的正确性负责。

3.2 区调监控员、地调调度（监控）员及厂、站、运维站（队）的值班员接受调控机构值班调控员的调度指令和运行管理，并对执行指令的正确性负责。3.3 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。区调值班调控员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。3.4 任何单位和个人不得干预区调值班调控员下达或执行调度指令，区调值班调控员有权拒绝各种非法干预。

3.5 区调值班调控员下达的调度指令，发电厂、变电站、运维站的值班人员和地调值班调度（监控）员必须执行。如认为其指令不正确时应予以指出，区调值班调控员要认真复查，当区调值班调控员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员或设备的安全有威胁时，接令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告区调值班调控员和本单位的直接领导。

3.6 宁夏电力公司领导发布的有关调度业务的指示，一般应通过区调领导传达到值班调控员。特殊情况下，值班调控员也可直接接受并执行，但应尽快汇报

区调领导和电网调控处长。

3.7 未经区调值班调控员下令或许可，任何人不得操作区调管辖范围内的设备。当电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调控员。

3.8 调度许可设备在操作前应经上级调控机构值班调控员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急情况时，允许下级调控机构的值班调控员不经许可直接操作，但应及时向上级调控机构值班调控员汇报。属厂、站管辖设备的操作，如影响到调控机构调度管辖设备运行的，操作前应经调控机构值班调控员许可。

3.9 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，区调值班调控员可直接越级向地调管辖的厂、站、监控、运维站等的运行值班单位发布调度指令，并及时通知相应地调值班调控员。此时，地调值班调控员不得发布与之相抵触的调度指令。3.10 属于区调直接调管范围内的设备，根据需要，在区调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，区调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事前取得区调的同意。3.11 发电厂必须按照调度日运行方式运行，并根据调度指令参与调峰、调频、调压。区调值班调控员根据系统运行情况有权修改日调度计划，并予以记录，且对正确性负责。3.12 发电厂、变电站和地调的当值人员应主动向区调值班调控员汇报运行情况，发现异常要及时汇报。区调值班调控员也应向现场通报电网主要运行情况。3.13 一个运行单位同时接到区调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报区调值班调控员，区调值班调控员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

3.14 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。

3.15 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，调控机构应组织调查，通报批评并约谈相关单位负责人。直接责任人及其主管人员应由其所在单位或有关机关给予行政处分：

3.15.1 未经上级调控机构许可，不执行上级调控机构下达的发电调度计划。3.15.2 不执行有关调控机构批准的检修计划。

3.15.3 不执行调度指令和调控机构下达的保证电网安全的措施。3.15.4 不如实反映调度指令执行情况。3.15.5 不如实反映电网运行情况。

3.15.6 调控系统运行值班人员玩忽职守、徇私舞弊、以权谋私尚不构成犯罪的。

3.15.7 性质恶劣的其它行为。

3.16 调控系统运行值班人员须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。3.17 有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报相应调控机构备案。

3.18 调度值班制度

3.18.1 非调度值班人员不得擅自进入调度控制室，外来人员未经批准严禁进入调度控制室。

3.18.2 调控员值班期间，不做与值班无关的事情，谢绝会客，不得将无关人员带入调度控制室。

3.18.3 值班调控员应保持良好精神状态，调度业务联系要严肃认真，态度诚恳，语言简明，使用普通话和统一的调度术语。

3.18.4 调控员接班后应对系统的运行情况勤了解、勤分析、勤调整，并做好本班的事故预想及处理措施。所有记录要完整、清晰。3.18.5 保持调度控制室肃静、整洁。

3.18.6 严格遵守保密制度，不得向无关人员泄露生产数据和系统运行情况。3.18.7 值班期间调控员不得擅自离开工作岗位。3.18.8 为了保证调度系统正常工作和通信畅通，值班调控员不得转接非调度业务电话。

3.18.9 值班调控员应按排班表值班，如因病、事需要请假应按规定办理请假手续，不得私自找人替班。

3.18.10 值班调控员不准连值两班。3.19 调度交接班制度

3.19.1 交班值应提前十分钟做好交班的准备工作，认真填写值班日志，将相关资料收集齐全并摆放整齐，保持调度台整洁。

3.19.2 接班值应提前十分钟到岗，了解系统情况，认真阅读休班期间各项记录、工作票、调度业务单及其它运行资料。

3.19.3 交接班时，交班调控员应详细交接电气方式、机炉方式、检修设备、系统负荷、计划工作、运行原则、存在问题等内容及其它注意事项，接班调控员应认真听取，如有疑问应及时提出。

3.19.4 交接班内容以交接班日志、记录为依据。交班少交或漏交所造成的后果，由交班值负责。接班值未认真接班造成的后果，由接班值负责。3.19.5 如遇下列情况，不得交接班：

a)交接班人员未到齐。

b)事故处理及倒闸操作未告一段落时。

c)记录、报表填写不完全或交待不清楚时。

d)交接班时发生事故，应立即中止交接班，并由交班调控 员进行事故处理。接班调控员可按交班调控员的要求协 助处理事故。

e)不到交接班时间。

3.19.6 交、接班调控员双方在交接班日志上签字后，交接班手续方算履行完毕。

监控管理制度

4.1 监控员应熟悉监控系统、所辖变电站的一次主接线及正常运行方式、设备调度管辖范围、相关操作要领以及其它运行注意事项。4.2 监控值班员负责受控站设备的监控工作，主要包括事故、异常、越限、变位等信息。全面掌握各受控站的运行方式、设备状态、异常信号、主设备的负载、电压水平、故障处理等情况。

4.3 监控人员值班期间应与设备管辖调度员、变电运维人员、自动化人员保持通讯畅通。

4.4 值班监控员在进行业务联系时，必须使用专用录音电话，并严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度 术语和设备双重名称（设备名称和编号）。4.5 设备集中监视管理

4.5.1 值班监控员应对受控站设备进行集中监视，包括全面监视、正常监视和特殊监视，及时发现设备异常和缺陷信息，通知现场运维人员，必要时汇报相关值班调度员。

4.5.2 正常监视是指监控员值班期间应对变电站设备事故、异常、越限、变位信息，变电站运行工况及设备状态在线监测告警信息、输变电设备负载情况进行不间断监视。

4.5.3 全面监视是指监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，全面监视应包括以下内容：

a)检查监控系统是否正常，遥信、遥测数据是否刷新。

b)检查变电站一、二次设备，站用电、交直流等设备运行 工况。

c)检查电流、电压、有功、无功、温度等遥测量是否正常，开关、刀闸位置等遥信量是否正确。

d)核对监控系统检修置牌情况。e)核对监控系统信息封锁情况。

f)检查输变电设备状态在线监测系统和监控辅助系统（视频监控等）运行情况。g)检查变电站监控系统告警直传、远程浏览功能情况。h)核对未复归、未确认监控信号及其它异常信号。

4.5.4 特殊监视是指在某些特殊情况下，监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期抄录相关数据、通过变电站视频系统辅助查看、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视，做好事故预想及各项应急准备工作：

a)设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。b)新设备试运行期间。

c)设备重载或接近稳定限额运行时。d)遇特殊恶劣天气时。

e)重点时期及有重要保电任务时。f)电网处于特殊运行方式时。

g)电网发生事故或安防、消防系统告警时。h)其它有特殊监视要求时。

4.6 集中监控许可管理

4.6.1 尚未实施集中监控的变电站，在满足设备集中监控技术条件后，运维单位如需将变电站纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交变电站实施集中监控许可申请和相关技术资料。

4.6.2 调控机构应对变电站集中监控进行许可管理，在收到运维单位书面申请后，编制完成变电站监控业务移交工作方案，分析评估变电站集中监控条件。评估通过后，调控机构应与运维单位明确监控职责移交的范围和时间，当值值班监控员与现场值班运维人员通过录音电话按时办理集中监控职责交接手续，并向相关调度汇报。

4.6.3 在变电站集中监控前，调控机构应完成人员培训、越限告警限值设定、运行规定和台账记录修订等准备工作。

4.6.4 变电站在集中监控试运行期间内，监控业务移交工作组对变电站是否具备集中监控技术条件进行现场检查，检查应根据移交工作方案中现场检查的项目和内容执行，对检查发现的问题应及时通知运维单位进行整改，检查记录应签名留存。

4.6.5 变电站在集中监控试运行期满后，监控业务移交工作组对试运行情况进行分析评估，形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。4.6.6 已实施集中监控的变电站改、扩建后，相关监控信息完成验收联调后，运维单位如需将改、扩建部分设备纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交相应设备实施集中监控许可申请和相关技术资料。调度机构可参照新建变电站纳入调控中心设备集中监控办法执行。4.7 监控信息接入变更和验收管理

4.7.1 出现以下情况，调控中心应组织开展监控信息验收： a)新建、改建、扩建工程投产。

b)变电站综自系统改造、变电站远动机或其它变电站。4.7.2 调度端监控信息联调验收应具备以下条件：

a)工程管理部门或运检单位已完成变电站端监控系统验收工作，监控信息完整、正确。

b)相关调度技术支持系统已完成数据接入和维护工作。c)相关远动设备、通信通道正常、可靠。

4.7.3 调控中心制定验收工作计划并组织联调验收，验收内容包括技术资料、监控信息、监控画面及监控功能。4.7.4 调控中心根据验收工作计划，组织监控员与现场运维人员对监控信息逐一核对，进行相关遥控试验，验证告警直传和远程浏览功能，及时处理验收问题，做好验收记录。

4.7.5 验收过程中发现的问题由调控中心协调相关单位、部门进行消缺。消缺完毕后，运维单位应向调控中心提交监控信息接入变更和验收申请，调控中心组织再验收。

4.7.6 验收完毕后，调控中心应将监控信息表及时归档。

4.7.7 变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，即使监控信息表未发生变化，运维单位也应在工作前向值班监控员汇报。检修结束恢复送电前，运维单位还应与值班监控员核对双方监控系统信息一致性。4.8 监控值班管理

4.8.1 设备监控实行 24 小时不间断监视。

4.8.2 值班监控员与值班调度员值班电话号码应分设，并具备录音功能。4.8.3 监控人员应按批准的倒班方式轮流值班，并遵守统一的作息时间，不得擅自变更值班方式和交接班时间，如需换、替班，应经监控负责人批准。4.8.4 监控人员在值班期间，必须坚守工作岗位，如有特殊情况，应经监控负责人批准并安排人员代班，履行交接手续后方可离岗。4.8.5 监控人员在值班期间，应注意文明生产，穿戴统一的值班工作服和值班岗位标志，保持工作场所整洁。

4.8.6 值班人员在接班前 12 小时内严禁饮酒，值班期间应保持良好的精神状态。

4.8.7 监控人员在值班期间，应严格执行规章制度，遵守劳动纪律。

运行方式管理

5.1 各级调控机构均应编制管辖范围内电网运行方式和月、日调度计划。节日、重要保电期间或电网发生重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制定相应的电网特殊运行方式。5.2 方式编制 5.2.1 基本原则

方式分析应全面评估本电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，阐述次年电网运行中预计存在的主要问题及电网运行方式安排重点，提出电网规划、建设、技术改造等措施建议，指导次年电网规划、建设、生产和运行。

5.2.2 工作要求

5.2.2.1 为确保及时准确提供次年电网基础数据，保证方式分析的全面性和准确性，各有关单位应于每年 9 月 30 日前向调度部门提供编制运行方式所需资料。

5.2.2.2 省公司规划、运维、营销、基建、电网交易中心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。

5.2.2.3 各供电公司及区检修公司提供下列资料：地区分月用电预测、地区现有电网主接线图和地理接线图、输变电设备检修计划。

5.2.2.4 各火电厂提供下列资料：发变电设备检修计划、发电机 P－Q 曲线、机组微增特性曲线、煤场的有关资料。

5.2.2.5 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。5.2.2.6 各风电厂/太阳能发电厂提供以下资料：风电/光伏发电预测、发电设备检修计划。

5.2.3 方式主要内容

a)上电网运行情况总结，包括新投产设备及设备规 范、末系统规模、上生产运行情况分析、上电网安全状况分析。b)本电网新设备投产计划。c)本电力生产需求预测。

d)本电网主要设备检修计划。e)水电厂水库运行方式。

f)本电网结构、短路分析及运行结线方式。g)电网潮流计算、N-1 静态安全分析。h)系统稳定分析及安全约束。i)无功电压分析。

j)电网安自装置和低频低压减负荷整定方案。k)调度系统重点工作开展情况。

l)电网安全运行存在的问题及措施。m)下级电网运行方式概要。

5.2.4 各地区电网调控机构应于 12 月 20 日前向宁夏区调汇报运行方式主要结论，并于 12 月 31 日前完成运行方式编制工作，由所属供电公司主管生产的领导组织审查批准后执行。

调度计划管理

6.1 调度计划编制原则

6.1.1 区调根据公司有关部门提出的年、季度发、购、供电计划和相关单位检修计划，在“公开、公平、公正” 原则的基础上编制月、日调度计划，并保证实施。

6.1.2 充分发挥发、输、变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，制定月、日调度计划，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。

6.1.3 月度发电调度计划应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、新能源发电、电网设备能力及其电气设备检修情况等因素进行编制。

6.1.4 日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、新能源发电、电网设备能力及其检修情况、气象等因素进行编制。

6.1.5 区调编制发、供电调度计划时，应留有旋转备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。宁夏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，同时要适当考虑为风电、光伏发电预留一定的旋转备用容量。

6.2 月调度计划的编制和执行 6.2.1 月调度计划主要内容 a)全网及各地区负荷预测及用电计划。b)水电厂水库控制运用计划。c)统调电厂发电计划。d)省间购售电计划。

e)省间联络线电力、电量计划。f)电气设备停电计划及进度表。

g)各地区负荷功率因数和各中枢点电压（或无功）允许偏 差范围。6.2.2 每月 15 日前区调统调厂、各地调应根据水情和检修情况将次月发电、用电计划报区调。每月 5 日 24:00 前区检修公司、各地调将停电计划报区调并报相应供电公司。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.2.3 编制全网月停电计划并纳入月调度计划。

6.2.4 水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送区调。6.2.5 每月 13 日由区调主持召开月度停电计划协调会，确定次月调度计划。如遇到节假日，则顺延至节假日后第一个工作日。6.2.6 月度调度计划编制完成后，经上级调控机构及宁夏电力公司主管生产领导批准后，下发有关单位执行。6.3 日调度计划的编制和执行 6.3.1 日调度计划内容

a)全网及各地区 96 点日用电负荷预计曲线。b)省间联络线 96 点有功曲线。c)省间电力电量交换计划。

d)统调电厂日发电量及有功出力曲线。e)发电设备停电计划。f)输变电设备停电计划。

g)电网运行风险预警通知书（可能触发电网风险时提供）。h)特殊运行方式下稳定措施变更通知单。6.3.2 调度计划处在月调度计划的基础上，根据西北分中心下达的省间日购售电计划并结合电网实际情况、短期负荷预报、新能源发电预测、设备运行状况等编制日发电调度计划，并进行电能日前安全校核，确保日调度计划满足安全稳定导则要求，经调度计划处、调度控制处、系统运行处处长审核，区调主管生产领导批准后，由区调值班调度员负责下达执行。

6.3.3 调度计划处受理区调调管范围内电气设备停电工作申请票，经过调度、计划、系统、保护、自动化处、公司科技信通部通信处处长审核，区调主管生产副主任或总工程师批准后形成日检修计划，区调值班调度员负责下达执行。

6.3.4 调度计划处在编制日停电计划时，对于重大检修方式或可能触发风险预警的检修方式，应提前 1 周下达风险预警通知书，系统运行处根据需要下达有关检修方式下电网运行控制原则的调度业务联系单。

6.3.5 各直调发电厂应严格执行日有功负荷计划曲线，并根据调度指令调整，当发电厂无法按计划运行时，应立即汇报区调值班调度员，区调按有关规定进行考核。

6.3.6 正常情况下区调应严格执行日调度计划。出现下列紧急情况之一时，区调值班调度员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并汇报西北分中心值班调度员，通知有关地调值班调度员及直调发电厂值班长：

a)发电、供电设备发生重大事故或电网发生事故。b)电网频率或者电压超过规定值。c)输变电设备负载超过规定值。

d)主干线路功率超过规定的稳定极限。

e)其它威胁电网安全运行的紧急情况。6.4 设备停电计划的编制和执行 6.4.1 停电检修分类

6.4.1.1 计划检修：指列入月度停电计划的停电项目。

6.4.1.2 临时检修：计划停电检修以外的电气设备停电检修工作。设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修、与已批准的计划停电检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划停电检修时间或扩大停电范围）除外。6.4.1.3 事故抢修： 指由于设备健康或其它原因被迫停止运行，需立即进行抢修恢复的停电检修工作。

6.4.1.4 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T 838-2003），发电厂机组检修按检修规模和停用时间分为 A、B、C、D 四个等级。6.4.1.5 有关单位向宁夏区调提交发电厂设备停电申请时，对于发变组单元式接线方式（发电机与变压器之间无开关），应明确是机组检修还是发变组检修。对于发电机与变压器之间有开关的，机组和主变的检修申请应分别提交（本规程中规定： 机组不包括变压器，发变组包括变压器）。6.4.2 停电计划编制原则

6.4.2.1 设备停电检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定，并满足有功备用裕度和输变电容量裕度的要求。设备停电检修须协调配合，实行统一管理、统一安排进度、统一制定安全措施并予以落实，避免重复停电。

6.4.2.2 坚持计划检修，应修必修，合理安排检修，保证检修质量和检修工期。设备检修应做到相互配合，即电源和用电、发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备停电检修之间以及各单位之间的相互配合。

6.4.2.3 由生产或基建单位引起的设备停电（包括一、二次设备），均需纳入计划。

6.4.2.4 宁夏区调间接调管及许可设备的停电检修也需纳入区调停电计划。6.4.2.5 设备停电计划一经全网平衡后，原则上不再变动。当电网运行状况发生变化导致电网有功备用裕度不足或电网受到安全约束时，电力调度机构应对相关的发、输变电设备检修计划进行必要的调整，并及时向受到影响的各电网使用者通报。

6.4.2.6 月度停电计划严格按照停电计划项目进行编制，停电时间可根据电网实际情况及工程进度等进行调整，原则上不再增加计划以外的检修。月度停电计划的内容包括设备名称、检修工期、检修内容、停电范围等。6.4.2.7 宁夏区调下达的月度停电计划，原则上应在当月完成。确因特殊原因无法当月完成的，应由责任单位对未完成原因书面说明及改期时间，并上报宁夏区调。该电气设备停电计划需重新申请，宁夏区调根据电网运行方式平衡情况另行安排。

6.4.2.8 各单位在上报日停电计划时应合理安排设备的操作时间，原则上同一电厂或变电站内不同时安排 2 个及以上运行元件的停电检修计划，同一输电断面或通道不安排线路同停； 全网内2 条及以上线路或同一电厂、变电站内 2 个及以上运行元件在当天停（送）电操作时间间隔是一个设备操作结束再进行另外设备的操作。

6.4.3 停电计划的编制 6.4.3.1 停电计划编制

6.4.3.1.1 宁夏电网内统调各发电厂、检修公司及各供电公司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 9 月30 日前按照调管范围向宁夏区调报送次宁夏区调调管设备停电计划。

6.4.3.1.2 宁夏区调调管的 330 千伏及以上等级电气设备的次停电计划由宁夏电力公司调度控制中心编制，于 10 月 30 日前报送西北分中心。宁夏区调根据西北分中心次调管设备检修计划编制宁夏电网 220千伏及以上等级电气设备次停电计划，并于当年 12 月 31 日前以公司文件的形式下发。6.4.3.2 月度停电计划编制

6.4.3.2.1 次月停电计划由统调各电厂、检修公司及各供电公司依据公司下达的电气设备停电计划，结合本单位实际情况，于每月 5 日 24： 00 前通过 OMS 系统将内部平衡后的月度停电计划申请报送宁夏区调，此后将不再受理任何停电计划申请。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.4.3.2.2 宁夏区调根据各单位上报的电气设备月度停电计划并结合电力电量平衡及电网安全约束编制成初稿，通过宁夏区调内部审核后，将月度停电计划初稿下发至各单位征求意见，于每月13日由宁夏区调组织召开宁夏电网月度停电计划协调会，集中进行停电计划统筹安排。如遇节假日，则开会日期顺延至节假日后第一个工作日。

6.4.3.2.3 宁夏区调编制完成次月月度停电预计划后，于每月15 日前向西北分中心其调管范围内的电气设备停电计划。预计划一经排定后，除上级调度机

构管辖范围内要求变动的停电计划，其余工作不得修改及变动。

6.4.3.2.4 每月 28 日前，宁夏区调以公司文件形式正式下发次月月度停电计划，各电厂、检修公司及供电公司严格执行。6.4.3.3 节日停电计划：除在月度停电计划中确定外，一般情况应在节日前五个工作日报宁夏区调平衡后安排。

6.4.4 日停电计划的申请、批复与执行

6.4.4.1 宁夏区调调管设备的停电检修，虽已在年、月停电计划中确定，但仍需在开工前三个工作日 10 点前由具备检修工作票申请资格人员通过 OMS 系统向区调提出申请。如遇到报送日期为节假日或节假日后 3 个工作日内的工作，则报送日期均提前至节假日前 3 个工作日。

6.4.4.2 西北分中心直调机组及直调电厂升压站电气设备的停电申请，由直调电厂值长在开工前三个工作日 10 点前通过网调OMS 向网调申报，并向区调通过 OMS 系统上报停电申请。

6.4.4.3 国调直、间调、许可电气设备的停电申请，由区检修公司运维检修部生产调度专责在开工前五个工作日 10 时前通过OMS 系统向区调申请，再由宁夏区调向上级调度部门申请。

6.4.4.4 区调受理运行单位日停电申请后，进行安全校核及检修票流转批复，在开工前两个工作日 17 时前批复停电申请。国调、西北分中心直接、间接调管及许可设备检修时间以国调、西北分中心批复时间为准。

6.4.4.5 区调受理的停电申请未获批准即行作废。工作单位如需检修须重新按规定提出停电申请。

6.4.4.6 运行中发现设备缺陷需要临时检修，应尽早向宁夏区调提出申请，事故抢修可随时向宁夏区调申请。

6.4.4.7 因基建施工单位施工或用户本身工作需要，要求宁夏区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维单位统一向宁夏区调办理。6.4.4.8 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。在宁夏区调调管的电气设备上进行带电作业时，均须按正常手续办理申请。

6.4.4.9 已经批复的设备停电计划，设备状态的改变，必须得到值班调度员的指令以后才能进行。检修工作经值班调度员许可后方可开工。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。

6.4.4.10 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，必须重新按停电申请的流程向宁夏区调申请。因系统原因不能按期开工，宁夏区调应提前通知申请单位。

6.4.4.11 开工检修的设备因故不能按期完工，应在原批准的计划检修工期未过半前办理延期申请手续。如果计划检修工期只有一日（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。6.4.4.12 对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向宁夏区调增报申请，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 6.4.4.11 款规定办理延期申请手续。

6.4.4.13 设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，影响正常的电力电量交易计划者，按有关规定追究相应单位的责任。

6.4.4.14 宁夏区调值班调度员有权批准下列对系统运行方式影响不大的临时检修：

a)不影响正常供电且在 24 小时内可以完成的设备检修。

b)与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的检修时间）。

设备新投管理

7.1 调管范围内新(扩、改)建设备的建设单位，应在每年 8 月31 日之前向相应调控机构提交下的工程进度表、设计参数及对运行设备的影响情况，以便调控机构有计划的安排投运并及时发挥效益，否则调控机构有权拒绝受理。7.2 凡新(扩、改)建的发、输、变电设备（统称新设备）接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，调控机构应参与工程前期工作，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的准备工作都必须经过调度部门的同意。

7.3 新设备的工程管理部门必须按《宁夏电网新(扩、改)建设备启动管理规范》 有关时间要求，及时向所属调度部门提供相关资料。调度部门收到全部资料后，进行相关的计算、核定和设备命名编号工作。

7.4 电网内调度命名应遵循统一、规范、唯一的原则。授权下级调控机构调管的设备，其调度命名应按规定报送区调备案。

7.5 新设备启动前调度部门各专业应完成各项生产准备工作。

7.6 新设备运行单位确定最终投产日期后，应提前 3 天向调控机构提出书面启动投产申请，调控机构根据系统运行情况进行安排。

7.7 新设备启动前，相关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动调试方案、调度方案及运行规程规定等。新投产设备启动调试期间，影响上级调控机构直调系统运行的，其调试调度方案应报上级调控机构备案。7.8 新设备启动条件

7.8.1 新投运厂站（或间隔）完成调管范围划分，确定监控主体并按调管范围报相应调控机构备案。

7.8.2 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，相关运 行单位按调度相关规定，向调度部门已提出新设备投运申请。7.8.3 所需资料已齐全，继电保护及安全自动装置调试报告等均已报送相应调度部门审核通过。设备参数实测工作已完成，实测报告以书面形式提供相关单位，并符合调度部门的要求。

7.8.4 接受电网统一调度的安全技术装备和管理设施齐备。

7.8.5 运行人员通过上岗考试并取得合格证书，且名单已正式报区（地）调。现场标识、规程和制度等均已完备。

7.8.6 发电机组投运前三个月，按调管范围与相关调度机构签订《并网调度协议》。

7.8.7 远动设备和调度数据网络设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息及调度数据网络系统信息齐全，具备准确、实时送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件。

7.8.8 与并网运行有关的计量装置和电能量采集终端安装齐备并经验收合格，电能量计量计费系统具备运行条件； 二次系统安全防护应满足规定要求。7.8.9 资产分界点或关口计量点的电量数据通过电量采集终端具备完整、准确接入调度自动化系统的条件。与电网调度有关的通信设施（不同路由的主、备通道）通过调试，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化、并网启动、调度、测试试验等的要求，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。

7.8.10 保护定值已按实测参数调整到位，有关继电保护定值通知单已下发现场，核对定值准确无误。

7.8.11 变电站内部监控信息已通过实际回路操作验证回路施工的正确性，并验收合格。完成远传监控信息的核对验收工作。

7.8.12 启动试验方案和相应调度方案已批准。7.8.13 启动试验方案和相应调度方案经审查批准。电网调度人员已掌握新设备并网启动方案。

7.8.14 相关其它生产准备工作已经完成。7.8.15 启动委员会同意投产。

7.9 新设备投产只有得到值班调度员的命令后方能投入系统运行。值班调度员接到启动委员会启动许可后，按照新设备启动方案进行启动工作。启动过程中运行方式的改变、试验安排等必须经值班调度员的许可后方能进行，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。7.10 新建机组或增容改造机组进入168 小时试运前必须完成的试验包括：励磁系统参数实测、PSS 投入试验、调速系统参数实测、一次调频试验、AGC 试验、AVC 试验、进相试验。

7.11 继电保护及安全自动装置应与一次设备同步投产。

频率及联络线控制

8.1 频率运行管理

8.1.1 电网额定频率为 50 赫兹。装机容量为 3000 兆瓦及以上电网，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下，频率偏差按不超过±0.1赫兹控制。8.1.2 宁夏电网与西北电网联网运行时，电网频率由西北分中心负责调整，宁夏区调配合西北分中心进行频率调整。

8.1.3 宁夏电网独立运行或地区电网与宁夏电网解列运行时，宁夏区调可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在 50±0.2 赫兹以内，当电网频率超过 50±0.2 赫兹时，第二调频厂应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围以内。若需西北分中心直调机组担任调频电厂，宁夏区调需征得西北分中心同意。8.2 机组一次调频运行管理

8.2.1 并网运行的机组应投入一次调频功能。

8.2.2 机组一次调频投退状态应接入相应调控机构智能电网调度技术支持系统，实现调度端远方监视。

8.2.3 机组投入一次调频，首先应在电厂内部通过试验，确认已达到《西北电网机组一次调频运行管理办法》 相关技术要求，征得机组所在电网调度管理部门和技术监督部门的认可后，方可确认该机组投入了一次调频功能。8.2.4 西北分中心直调发电机组，其一次调频功能由西北分中心负责管理。宁夏区调直接调管机组以及其他机组的一次调频功能由宁夏区调具体负责，其功

能投退、技术指标变化、调速系统更新改造等情况须征得西北分中心同意并报送备案。

8.2.5 当电网频率波动超出一次调频死区时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。

8.2.6 已由电网调度管理机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自退出此功能。

8.2.7 宁夏区调应实时监测直调机组一次调频运行情况，对达不到规定技术指标要求的机组，按照“两个细则” 进行考核。未达到一次调频要求的机组应尽快进行功能完善、试验等工作，并及时上报相关材料，在规定的时间内完成一次调频整改工作。

8.3 广义联络线调整

8.3.1 宁夏区调应充分运用 AGC、负荷预测等技术手段，按照西北分中心下达的广义责任联络线调整直调机组出力，严格执行本控制区联络线电力、电量计划，并满足一定比例负荷偏差及新能源预测偏差的调整需求。8.3.2 在西北电网事故或特殊方式下，宁夏区调应按照西北分中心调度指令调整联络线送受计划，辅助西北分中心进行调峰、调频及输电断面调整。8.3.3 当宁夏电网发生新能源大幅波动、大容量机组跳闸、输变电设备故障、电网损失较大负荷、负荷预测偏差大等情况时，经全力调整后仍造成本控制区联络线偏差超过允许值时，区调应在事故后及时向西北分中心汇报并申请修改广义考核联络线计划或联络线偏差免考核。申请修改（或免考核）联络线计划时，须明确修改（或免考核）的数量及时间。

8.3.4 当电网安全和联络线调整发生矛盾时，应以优先保证电网安全为原则。9 无功控制和电压调整

9.1 电力系统的无功和电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调度管辖范围分级负责。电力系统的无功电压管理实行“分区分层、就地平衡” 的原则。

9.2 各级调控机构应在所辖范围内设置电压监测点、考核点及电压允许波动范围。220 千伏及以上电网的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围由区调设置并报西北分中心批准。地调设置所辖范围内的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围，并报省电力公司批准和区调备案。凡有调整手段的电压考核点均应实施逆调压。

9.3 各级值班监控（运维、运行）人员必须监视电压考核点的电压，区调与地调、发电厂要互相配合，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，充分利用现有调压手段进行电压调整，并逐步实现自动控制方式。

9.4 各调控机构、发电厂要保证自动电压控制系统（AVC）正常运行时处于闭环控制状态。各级运行、监控人员必须监视 AVC 系统运行状态，发现问题及时汇报、处理。地调 AVC 系统、发电厂AVC 子站改变运行状态需征得宁夏区调值班调度员同意。

9.5 各供电公司、检修公司要认真维护无功补偿装置及调压装置，使其保持完好状态。无功补偿装置及调压装置应定期维护，发生故障时应及时修复，保证无功补偿设备及调压装置可用率达到 96%以上。

9.6 装有有载调压变压器的变电站，应综合考虑调压措施效果。电压偏低时不宜调整主变压器分接头，防止配网大量吸收主网无功； 电压偏高时不宜调整

主变压器分接头，防止配网向主网反送大量无功。

9.7 各发电厂、变电站需根据区调要求投入 AVC 装置，不得擅自退出。9.8 在电压水平影响到电网安全时，调度部门有权采取限制负荷和解列机组、停运线路等措施，防止电压崩溃。

9.9 水、火电厂无功功率及调压运行管理

9.9.1 发电厂应按调度部门下达的无功出力或电压曲线，严格控制高压母线电压，保证高压母线日电压合格率为 100%。若由于调整能力所限无法达到时，应立即报告值班调度员。

9.9.2 各并网机组必须具备《电力系统电压和无功电力技术导则》 所规定的迟相运行能力（额定功率时滞后功率因数应能达到cosφ =0.85～0.9）。达不到要求时，发电厂应进行无功带载能力试验，确定发电机发出无功的最大能力，报所属调控机构备案。

9.9.3 各并网机组必须具备《电网运行准则》 所规定的进相运行能力（I00 兆瓦及以上机组在额定功率时超前功率因数应能达到cosφ =0.95～0.97），发电厂应按调度机构要求进行进相试验，确定发电机的实际可用进相范围，其调压能力、进相运行资料报所属调控机构备案，并严格执行区调下发的发电机进相运行规定。

9.9.4 区调值班调度员在中枢点电压高于上限且其它常规调压手段均已进行完毕，而电压仍超出允许值上限时，可采用邻近电厂已经过试验确定可以进相的发电机进相调压。

9.9.5 区调值班调度员在实施发电机组进相时，要综合掌握电网的稳定性控制，对进相运行的机组要优先降有功出力调峰，以增加稳定储备。

9.9.6 发电厂运行值班人员在机组进相操作过程中要平稳进行，并注意监视有关母线电压，当发现异常时应立即按现场运行规程处理，并将情况报告区调值班调度员。

9.9.7 区调值班调度员在电网发生异常引起电压或稳定储备降低时，要立即指令进相机组增加励磁并退出进相运行。

9.9.8 发电机的励磁装置、强励、低励限制功能、失磁保护、AVC 和无功补偿装置应正常投入运行。其停用、试验应事先经调度管辖的调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。

9.9.9 区调统一确定所管辖发电厂的升压变压器分接头位置，任何单位不得自行变动。

9.10 风电厂无功电压控制原则

9.10.1 当风电厂并网点的电压偏差在-10%～+10％之间时，风电厂应能正常运行。

9.10.2 风电厂变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的 10％，一般应控制在额定电压的-3%～+7％。9.10.3 风电厂无功补偿装置宜采取自动控制方式。

9.10.4 在风电机组发电时，风电厂升压变电站高压侧不应从系 统吸收无功功率。

低频低压减负荷管理

10.1 为防止电网低频率或低电压运行而扩大事故，应有计划地配置足够数量的低频低压减负荷装置。在频率或电压严重下降时自动切除部分次要负荷，以保证电网的安全运行及对重要用户的不间断供电。

10.2 新（扩、改）建变电站必须按要求设置低频低压减负荷装置并与一次设备同步投运。

10.3 低频低压减负荷装置的设置和整定原则依照《电力系统自动低频减负荷技术规范》和《电力系统自动低压减负荷技术规范》的相关规定执行。10.4 低频低压减负荷方案应按上级电网低频减负荷统一整定方案的要求，确定整定轮次和各轮切除负荷数量，并报上级调度备案。

10.5 区调于当年 1 月完成低频低压减负荷方案的编制下发，各地区供电公司在方案下发 15 日内编制地区电网低频低压减负荷方案，各地区供电公司和检修公司分别负责各自运维厂站方案的 具体实施，并于当年 3 月份完成方案的实施工作，同时报宁夏区调备案。

10.6 各地区供电公司应严格执行调控机构下达的低频低压减负荷实施方案。10.7 检修公司不负责运维变电站低频低压减负荷方案的制定工作，必须严格执行地区供电公司的低频低压减负荷方案。10.8 低频低压减负荷装置的运行管理

10.8.1 低频低压减负荷方案包含的变电站低频低压减负荷装置正常均应投入使用，未经区调同意，不得自行退出。若低频低压减负荷装置因故退出，在系统频率或电压降到该装置的动作值时，应手动切除该装置所控制的线路负荷。10.8.2 自动低频低压减负荷装置有效切除的负荷不允许通过备用电源自动投入装置恢复送电。低频低压减负荷装置动作切除的负荷送电时，需区调值班调度员同意。

10.8.3 各地区供电公司管辖内的低频低压减负荷装置应按有关规程定期校验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

10.8.4 对现有低频低压减负荷装置的方案完善、更改须经宁夏区调审批。10.9 电网发生事故出现系统频率、电压低于低频低压减负荷装置整定值的情况时，各地调值班调度员应及时了解低频低压减负荷装置动作情况（动作时间和切除的负荷量），并及时报告区调值班调度员。事故后各地调还应向区调书面报送管辖范围内低频低压减负荷装置的动作情况分析与评价材料。11 电网稳定管理

11.1 电网稳定分析应按照“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，依照调管范围分级负责进行。区调与各地调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必要的参数与信息。

11.2 各级电网调度机构编制的电网安全稳定运行规定，一般一年修订一次，遇有电网结构或电网运行方式发生重大变化时，应及时修订或做专题研究。11.3 各级电网安全稳定运行规定需经相应公司生产主管领导批准后执行。下级调度机构的电网安全稳定运行规定应及时上报上级调度机构备案，并不得与上级调度机构的电网安全稳定运行规定相抵触。

11.4 各级调度机构负责调管范围内电网的安全稳定计算分析，负责所调管电网安全稳定措施的制定和实施，并报上级调度备案。下级调度机构的安全自动装置和电网稳定措施，其状态改变可能影响上级调度电网安全稳定水平时须报告上级调度机构。

11.5 在日常运行中应按调度管辖范围密切监视电网运行状态，并严格按照运行规定的限额进行控制。当断面输送功率达到或接近稳定规程时，应立即报告上级调度机构值班调度员，并及时进行调整。

11.6 各发电厂负责制定保电用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，并报区调备案。及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

11.7 各级调控机构应制定本网黑启动调度操作方案，并根据电网发展，适时修订。作为电网黑启动电源点的相关发电厂应按区调要求每年定期进行机组黑启动试验，并将试验报告送区调系统运行处备案。11.8 机组涉网安全管理

11.8.1 电力系统稳定器 PSS 管理 11.8.1.1 宁夏区调职责 11.8.1.1.1 组织、协调宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 性能验证试验，审核试验报告，向西北分中心上报调管机组 PSS 性能验证试验报告及审核结果备案。

11.8.1.1.2 编制并下达宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 定值，向西北分中心上报机组 PSS 定值备案。根据电网实际运行工况和需要，确定宁夏区调直接管辖发电机 PSS 投退状态，并上报西北分中心核准。

11.8.1.1.3 负责建立并维护宁夏区调直接管辖机组 PSS适用于当前电网安全稳定分析工具的计算模型和参数，并将机组 PSS 计算模型和参数报西北分中心备案。负责建立并维护宁夏区调管辖机组 PSS 计算模型参数库。11.8.1.1.4 定期开展电网小干扰稳定分析，校核宁夏电网各典型方式动态稳定水平，发现动态稳定薄弱环节，提出包括调整部分发电机组 PSS 定值及投退状态的对策，并在西北分中心统一协调下安排相关并网电厂实施。11.8.1.1.5 组织本区调管辖范围机组 PSS 相关事故调查和分析。11.8.1.2 并网发电企业职责

11.8.1.2.1 负责励磁系统 PSS 模块的选型安装、运行维护、调试检修及技术改造全过程工作，确保 PSS 在其生命周期全过程处于良好的运行状态，满足运行可靠性和其他功能性运行指标要求。

11.8.1.2.2 负责按照标准和电网要求组织并实施 PSS的整定和性能试验，包括按调度管辖范围向相应调度部门上报 PSS 预整定方案和性能试验方案申请，实施性能试验，按要求上报性能试验结果等。

11.8.1.2.3 执行调控机构下达的 PSS 参数整定单，根据调控机构的要求投退励磁系统 PSS 模块。

11.8.1.2.4 保证 PSS 和其他机组保护以及机组监控系统（DCS等）控制模式的配合，在保证机组安全稳定运行的同时确保 PSS能够切实发挥作用。

11.8.1.2.5 监视励磁系统 PSS 模块的运行状态，及时发现 PSS故障或异常状况并向相应调度部门汇报，提出故障或异常原因的技术分析意见，协助并参与相关事故调查。

11.8.1.2.6 建立励磁系统 PSS 台帐，保持台帐的有效性、完整性和准确性，并按要求向调控机构上报 PSS 模型参数资料。

11.8.1.2.7 在电网调度部门统一协调下参与提高电网动态稳定水平工作，实施 PSS 性能优化、参数重新整定和验证工作。11.8.2 涉网保护管理

11.8.2.1 并网电厂应重视与加强厂用系统继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作扩大事故范围。

11.8.2.2 并入宁夏电网且由宁夏电力调度控制中心直接调管的发电机组的发电机定子过电压、发电机定子过激磁、发电机定子低电压、发电机低频率、发

电机高频率、发电机失步保护、发电机失磁保护、低励限制的定值应报区调备案，并满足以下要求：

11.8.2.2.1 发电机定子低电压保护定值应低于系统低压减载的最低一级定值。发电机定子低电压保护中动作值一般不高于额定电压的 0.75 倍、时限应不低于 1.0 秒，动作于信号。

11.8.2.2.2 发电机定子过电压保护整定值应结合发电机的过电压能力，采用较高的定值。对于汽轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.3 倍，动作时限取 0.5 秒，保护动作于解列。对于水轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.5倍，动作时限取 0.5 秒；采用晶闸管整流励磁的一般不低于额定电压的 1.3倍，动作时限取 0.3 秒，保护动作于解列。过激磁保护依据厂家提供的发电机、升压变过激磁曲线，选择其中过激磁能力低者进行整定，可由低定值和高定值两部分组成。过激磁保护如果配置定时限保护，其低定值部分应带时限动作于信号，高定值部分应动作于解列。过激磁保护如果配置反时限保护，反时限保护应动作于解列。过激磁保护启动值不得低于额定值的1.07 倍。

11.8.2.2.3 发电机失磁保护应能正确判断失磁状态，宜动作于解列。发电机失磁保护应具备不同测量原理复合判据的多段式方案。与系统联系密切的发电厂或采用自并励励磁方式的发电机组宜将阻抗判据作为失磁保护的复合判据之一，优先采用定子阻抗判据与机端三相正序低电压的复合判据。在机组自身没有失磁的情况下，系统振荡（含同步振荡）时发电机组失磁保护不应动作。励磁调节器中的低励限制应与失磁保护协调配合，遵循低励限制先于失磁保护动作的原则，低励限制线应与静稳极限边界配合，且留有一定裕度。11.8.2.2.4 发电机失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置。发电机失步保护的失步次数定值一般不超过 2 次、失步保护范围不超出升压变，电网调度管理部门要求须与系统配置的失步保护相配合者除外。

11.8.2.2.5 汽轮发电机组频率异常保护的动作定值应满足《电网运行准则》 中汽轮发电机组频率异常运行能力的要求。发电机组低频保护应与电网的低频减载装置配合，低频保护定值应低于低频减载装置最后一轮定值。发电机组过频保护应与电网的高频切机装置配合，遵循高频切机先于过频保护动作的原则。同一电厂过频保护应采用时间元件与频率元件的组合，分轮次动作。

11.8.2.3 各发电厂应每年定期核查涉网保护的定值，对不满足上述要求的定值应在保护发电设备安全的情况下及时调整。

并网调度管理

12.1 并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户必须服从调控机构的统一调度。

12.2 需要并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户的供电设备与所并入的电网双方之间，必须在并网前按国家有关法律法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议(并网电厂按国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局制定的《并网调度协议(范本)》 签订)，并严格执行。调控机构应向并网电厂提供《宁夏电网新机并网指南》、《省电网发电机组首次并网投运必备条件列表》 及《省电网发电机组进入 72 小时/168 小时试运行必备条件列表》。12.3 协商一致必须以服从统一调度为前提，以《电网调度管理条例》 为依据，以电网安全、优质、经济运行为目的，并符合国家有关电网管理的法律法规以及电力行政主管部门和电网管理部门的规程、规定、规范、标准等。

12.4 并网方应在首次并网日的三个月前，向调控机构提交并网申请书。并网申请书的内容应符合《并网调度协议》 的要求。

12.5 调控机构依据《并网调度协议》和《宁夏电网新机并网指南》《宁夏电网新（扩、改）建设备启动管理规定》的内容对并网方的并网条件进行认定。12.6 并网方根据调控机构已确认的并网调试调度方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

12.7 调控机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。12.8 并网设备通过调试后，并网方应向调控机构提交调试报告和正式并网运行申请。经调控机构批准后方可正式并网运行。12.9 未签定并网调度协议的不能并网运行。

12.10 并网电厂在进入商业运行前，还应通过安全性评价并合格。

12.11 并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户运行值班人员上岗前须参加调控机构举办的上岗培训并考试合格。

水库调度管理

13.1 依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》、《中华人民共和国防汛条例》、《黄河水量调度条例》、《水库调度工作规范》 等有关政策规范，做好水库调度工作。

13.2 水库调度的基本原则： 按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。13.3 水库防洪防汛工作服从有管辖权的防汛部门的统一领导和指挥。13.4 调控机构职责

13.4.1 负责电网内直调水电厂水库经济调度和运行工作，制订水库运用和发电调度计划并监督执行。

13.4.2 负责与上下级调控机构、政府有关部门以及综合用水单位联系协调水库调度相关业务。

13.4.3 负责电网水调自动化系统及网内水电厂水调自动化系统的管理。13.4.4 负责区内及所属水电厂的水文、气象信息收集及预报管理。13.4.5 参与电网负荷预测、电力电量平衡、运行方式编制、运行分析、节能发电调度及“三公” 调度等有关工作。

13.4.6 参与电网内公司系统的防汛、同业对标及电力市场等有关工作。13.5 水电厂职责

13.5.1 水电厂应按要求向相应电网调控机构提供水库调度有关的运行参数、指标和基本资料（含历史水文资料）。如主要参数、指标及基本资料发生变化，应及时核准并上报。

13.5.2 水电厂应按照调度部门颁发的水调自动化系统运行管理规定，建设水调自动化系统，系统应充分满足向上级调控机构水调自动化系统传输流域水文气象信息及水库运行数据的功能，制定管理细则并加强维护管理，确保系统可靠运行。

13.5.3 水电厂应根据水库设计的防洪标准、洪水调度原则和防护对象的重要程度，结合枢纽工程实际情况,于每年4月1日前制订水库洪水调度方案，按照相应程序审批后报相应电网调控机构备案，于每年10月底前向相应电网调控机构上报本水库度汛和大坝安全工作总结。

13.5.4 水电厂应及时向相应电网调控机构报送水库调度重要信息，主要包括、月度水库运用计划，所辖流域防洪调度，水库停机排沙及影响水库综合

利用的枢纽施工情况等。

13.5.5 水电厂应做好水库经济运行工作，重视短期水文气象预报，制订相应日运行计划，优化开机方式及负荷分配，保持水库较高水位运行，加强综合用水管理，充分利用水能资源。

13.5.6 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。

13.5.7 水电厂应在每月1日向相应电网调控机构报送水库调度月报，在每年1月15日前报送上水库调度工作总结。14 新能源调度管理

14.1 按照《中华人民共和国可再生能源法》 的要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，全额保障性收购符合并网技术标准的风电、光伏发电等新能源上网电量。

14.2 根据风电、光伏发电功率预测结果，在确保电网安全稳定运行的前提下，合理安排电网运行方式，优先调度风电、光伏发电等新能源。14.3 并网管理

14.3.1 调控机构应严格按照《风电场接入电网技术规定》、《光伏电站接入电网技术规定》 及并网调度协议要求，做好风电场和光伏电站并网管理工作。14.3.2 凡并入宁夏电网运行的风电场、光伏电站，必须与调度管辖对应的调控机构签订并网调度协议及购售电合同，并服从电网调控机构的统一调度，接受技术监督，不得无协议并网运行。

14.3.3 新建风电场应满足《国家能源局关于印发风电机组并网检测管理暂行办法的通知》 要求，所用机型应在并网前通过国家认证检测单位进行的并网检测，否则不得并网。

14.3.4 风电场输变电一次设备及二次设备配置应当符合《风电场接入电网技术规定》 的技术要求，光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合《光伏电站接入电网技术规定》 的技术要求。电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》 和其它有关规定。

14.3.5 新建、改建、扩建的风电场和光伏电站必须具备齐全的变电站和机组技术资料，包括继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、机组类型和主要参数等相关资料，掌握风电场和光伏电站所处地域内的自然地理和风力资源等基本情况，为新能源调度工作提供可靠依据。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

14.3.6 新建、改建、扩建的风电厂和光伏电站投入运行前，电网调控机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定风电厂和光伏电站的并网基本条件。不符合并网基本条件的，调控机构应向发电企业提出改进意见。14.3.7 新建、改建、扩建的风电厂、光伏电站应在并网前三个月向电网调控机构提交调度基本资料。发电企业应当按照新设备启动并网调度方案和有关技术要求完成启动准备工作。在首次并网前 3 日向相应调控机构提出并网申请，提交机组调试计划，办理相应的调度管理手续并在机组首次并网前，征得值班调度员同意。

14.3.8 光伏电站调试运行结束后，应提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告，内容包括： 光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及调控机构要求的其他并网调试项目。

14.3.9 风电厂调试运行结束后，应提供风电机组的电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力等项目的检测报告，还应提供风电厂的电能质量、有功和无功调节性能检测报告。

14.3.10 风电厂和光伏电站在全部检测项目检测合格，全部电气一次和二次设备调试合格并完成并网安全性评价后才可以进入商业运行。

14.3.11 风电场和光伏电站应按照相关规程、规定，通过自动化系统向电网调控机构报送其运行信息，对于调控机构需要调整或增加的与发电调度有关的数据或信息时，发电企业应按照有关要求调整和增加。

14.3.12 风电场应在并网后 6 个月内完成电能质量、有功功率/无功功率调节能力、机组低电压穿越能力、电网适应性测试、电气模型验证等现场检测及评估。检测不合格的，须解网整改。14.4 功率预测和发电计划

14.4.1 风电厂、光伏电站须签订风电、光伏功率预测服务合同，确保气象信息的来源，并与当地气象部门合作，逐步建立历史气象信息和发电曲线资料库，根据气象预测资料，研究新能源发电的规律。

14.4.2 宁夏区调、风电场和光伏电站应建立相应的功率预测系统。

14.4.3 风电场、光伏电站应根据多年气候情况预测下一年发电量，并按规定上报相应调控机构。

14.4.4 风电场、光伏电站应根据气候情况预测下月发电量和最大出力、最小出力，并按规定上报相应调控机构。

14.4.5 并网风电场、光伏电站应开展短期和超短期功率预测工作，并按规定将功率预测结果上报相关调控机构。

14.4.6 风电场、光伏电站日发电计划依靠功率预测系统的预测结果来编制，供电力电量平衡时参考。遇异常天气等特殊情况，实际出力与预测值偏差较大时，可以根据电网运行情况及时对发电计划进行调整。

14.4.7 当电网运行受到约束时，电网调控机构可对风电场、光伏电站发电计划进行适当调整。14.5 调度运行

14.5.1 风电场、光伏电站应按相关规定要求，按期、按时向区调及其它相关调控机构报送年、月、日发电计划和调管设备检修计划及检修申请。

14.5.2 并网风电场、光伏电站应具备有功调节能力和有功自动控制功能。14.5.3 并网风电场、光伏电站应严格执行调控机构下达的发电调度计划曲线（包括实时滚动修正的计划曲线）和调度指令，及时调整有功功率。调控机构根据相关规定对并网风电场、光伏电站的计划执行情况进行考核。14.5.4 并网风电场、光伏电站应装设足够的无功补偿装置，满足地区电压调整的需要，同时应保证无功补偿装置处于完好状态并接受区调监督。

14.5.5 并网风电场、光伏电站应具备电压调节能力和电压自动控制功能，按照相关规定参与电网调压。

14.5.6 并网风电场、光伏电站应根据调控机构下达的电压范围和调度指令，及时调整无功功率。

14.5.7 并网风电场、光伏电站相关设备的检修应按照区调检修管理规程执行。

14.5.8 并网风电场、光伏电站变电站需要安装故障记录装置，记录故障前 10 秒到故障后 60 秒的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道，并配备至区

调的数据传输通道。

14.5.9 并网风电场、光伏电站内属调控机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照调控机构下达的整定值执行。光伏电站、风电场在改变其状态和参数前，应经相关调控机构批准。

14.5.10 正常情况下，不安排风电场、光伏电站参与系统调频、调峰，但在下列特定情况下，风电场、光伏电站应根据调度机构值班调度员指令来控制其输出的有功功率。电网恢复正常运行后，值班调度员应及时恢复相关风电场、光伏电站并网及其出力。

a)电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场、光伏电站有功功率，以防止输电线路发生过载，确保电力系统稳定性。

b)当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降 低风电场、光伏电站有功功率。

c)在紧急事故情况下，电力调度部门有权临时将风电场、光伏电站解列。一旦事故处理完毕，应立即恢复风电场、光伏电站的并网运行。15 继电保护和安自装置

15.1 继电保护和安自装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。电力系统继电保护装置包括线路保护、变压器保护、发电机保护、发电机-变压器组保护、母线保护、断路器辅助保护、电抗器保护、电容器保护、远方跳闸保护、短引线保护、保护通道接口、数据交换接口、故障录波器及故障信息管理系统等设备。安自装置包括备自投、振荡解列装置、低频低压 减载装置、区域安控系统等设备。

15.2 各运行单位应认真执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《微机继电保护装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》等有关规程规定及国家有关文件，以保证所辖范围内继电保护装置的正常运行。

15.3 继电保护装置的运行实行“统一调度、分级管理” 的原则。各级调度按调管范围划分对继电保护装置实施调度管理。15.4 电气设备必须有可靠的保护装置，任何电力设备和线路在任何时候不得在无继电保护的状态下运行。

15.5 凡属区调调管继电保护装置的投、退操作，必须依照区调值班调度员的指令进行。严禁擅自对继电保护进行投、退操作。

15.6 发电厂、变电站应有完善的继电保护现场运行规程，明确站内各设备保护装置的投退操作原则。

15.7 一次设备在运行状态或热备用状态时，其保护应为投入状态。一次设备在冷备用或检修状态时，其保护应为退出状态。

15.8 继电保护和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，所有检修工作应办理申请手续。

15.9 超越运行方式规定的系统运行方式及中性点接地方式，须由宁夏区调主管领导批准。

15.10 继电保护装置出现异常时，运行人员应及时向主管调度汇报，根据现场运行规程无法处理时，立即通知继电保护人员。

15.11 运行的电气设备原则上不允许无主保护运行，特殊情况下停运主保护，按如下原则处理：

a)110 千伏线路的全线速动保护停用，后备保护故障切除时间必须满足运行方式对系统稳定的要求。

b)220 千伏及以上变压器（含发变组）、线路无主保护时 必须停运。

c)110 千伏及以上母线无母差保护运行时，后备保护故障切除时间必须满足运行方式对系统稳定的要求。若不满足，须经电力公司主管生产的领导批准方可停用。

d)在系统运行方式允许时，不宜采用旁路开关代变压器运 行方式。15.12 在下列情况下应停用整套继电保护装置：

a)继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。

b)继电保护装置内部作业。c)继电保护人员输入定值。

d)继电保护装置发生影响到装置功能及出口的缺陷时。

15.13 线路纵联保护装置如需停用直流电源，应在两侧纵联保护装置退出后，才允许停用直流电源。

15.14 无人值守变电站高频保护应设置通道自测，每天定时自动检测高频通道，检测信号作为集中监控信号上送。15.15 代送线路

15.15.1 代送线路前将被代线路两侧高频闭锁保护停用，切换高频通道结束后，测试高频通道正常，投入高频闭锁保护。15.15.2 旁路代路前，需将线路两侧光纤差动保护退出运行，避免因旁路支路分流引起两侧差流过大，造成线路跳闸。15.16 重合闸应在下列情况下停用：

a)由于运行方式的临时改变，三相重合闸可能出现非同期 重合或电势角过大重合。b)开关遮断容量不足时。c)空载线路充电时。

d)重合后会引起系统稳定破坏时。e)线路有人带电作业要求停用时。f)重合闸装置异常时。

15.17 220 千伏及以上电压等级保护装置定值更改时，要求双套保护装置轮流退出进行定值更改，线路另一侧对应的纵联保护装置同时退出。15.18 保护装置更改定值后或新保护装置投入运行前，各级调 度、现场运行人员必须完成宁夏调度管理系统（OMS）中继电保 护定值单执行流程，否则不允许该保护装置投入运行，具体执行 流程参照《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》。

15.19 现场继电保护工作结束，工作负责人应认真填写发电厂、变电站现场工作记录本，向当值值班员明确保护能否投入运行结论。

15.20 继电保护动作信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归。

15.21 现场运行人员每月对微机保护装置时钟进行检查与校正。每月对微机保护装置采样值查看或打印一次，发现问题及时处理、汇报。15.22 故障录波器与保护装置一样，正常情况下必须始终投入运行，并保持良好的工作状态。未经调度批准，不得擅自停用。

15.22.1 现场运行人员每周手动起动故障录波器一次，以检查故障录波器工作是否正常。

15.22.2 故障录波器频繁启动时，现场运行人员应立即通知继电保护人员处理。

15.23 保护及故障信息系统可以进行定值召唤、模拟量查看、录波文件和历史记录查询等操作，未经授权不得进行操作。定值修改、定值切换、压板投退等功能禁用。

15.24 保护及故障信息系统的信息核对应纳入保护设备定检工作中，在保护设备定检过程中应核对保护动作信息、告警信息、自检信息、定值、故障量信息是否能正确上送故障信息系统。

15.25 保护及故障信息系统中不得擅自使用移动存储设备。

15.26 通信专业人员在通道设备上工作影响继电保护装置的正常运行时，应提前向调度部门办理申请手续，经调度批准后方可工作。

15.27 智能变电站继电保护正常运行时，运行人员应通过后台定期对保护状态、压板等进行调阅，确保装置功能正确投入、网络通信正常。

15.28 智能变电站继电保护装置光纤回路、二次回路、装置内部有工作时应停运整套保护并投入该保护检修压板。

15.29 智能变电站继电保护光纤回路工作前应确认相关合并单元及智能终端已退出运行，保护相关 SV 压板及 GOOSE 压板已退出。

15.30 智能变电站继电保护装置报 GOOSE 断链或 SV 断链时应退出相关保护，并立即联系保护人员处理。

15.31 各级运行人员在继电保护方面的职责 15.31.1 调度人员在继电保护方面的职责 15.31.1.1 了解保护的原理。

15.31.1.2 批准和监督所辖保护的正确使用与运行。15.31.1.3 系统事故状态或运行方式改变时，应按有关规程、规定对保护使用方式进行变更。

15.31.1.4 根据设备最大允许负荷，做好负荷调整，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.1.5 在系统发生事故或异常情况时，应根据开关、保护的动作情况处理事故，并作好记录，及时通知有关人员。根据保护装置的测距结果，给出巡线范围，及时通知有关单位。

15.31.1.6 熟悉继电保护专业运行规程、规范和整定方案。15.31.1.7 负责与各级调度或现场值班员进行定值核对。15.31.2 监控人员在继电保护方面的职责 15.31.2.1 了解保护的原理及二次回路，掌握继电保护装置及相关设备上送信息的含义。

15.31.2.2 负责监视保护装置及相关设备上送信息，发生事故或异常后及时汇报主管调度，通知运行值班人员处理，并做好记录。

15.31.2.3 负责监视设备的运行情况，出现过负荷运行及时汇报相关调度处理，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.3（电气）运行值班人员在继电保护方面的职责

15.31.3.1 了解保护的原理及二次回路，掌握保护装置打印（显示）出的各种信息的含义。

15.31.3.2 负责与保护人员核对装置运行定值的正确性，负责保护的投入、停用、校正时钟等操作。

15.31.3.3 负责与调度人员核对保护装置的定值。15.31.3.4 执行上级颁发的有关保护规程和规定。

15.31.3.5 负责巡视保护装置和二次回路，做好保护屏体清扫，打印机纸张更换工作。

15.31.3.6 负责审核继电保护工作人员的工作票及安全措施，审核无误后许可工作。负责对继电保护作业内容及现场进行检查验收。

15.31.3.7 保护装置及其二次回路出现缺陷或异常情况时，及时赶到现场确认，向调度管辖对应的调控机构值班调度员汇报，做好记录，联系并督促有关单位处理。

15.32 各类型继电保护装置的运行注意事项和具体使用按《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》 等有关继电保护专业规程、规范、反措的要求执行。

调度自动化系统

16.1 宁夏电力调度控制中心自动化处是宁夏电网调度自动化专业技术归口管理部门，负责宁夏全网调度自动化系统的技术管理、技术监督和技术指导。16.2 宁夏电网调度技术支持系统负责实时采集和监视全网电力系统运行信息，自动调节与控制指定的电力设备，采集和处理全网发供电关口电能量，实现宁夏电网在线安全稳定计算和分析，是宁夏电网安全、优质、经济运行和管理的重要技术支持系统。

16.3 本规程所指调度自动化子站设备是指变电站、开关站、换流站、火电厂、水电厂、风电场、太阳能电站等各类厂站的自动化设备，主要包括：

a)厂站监控系统、远动终端设备（RTU）及与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元、相应的二次回路。b)电能量远方终端。

c)电力调度数据网络接入设备。d)厂站二次系统安全防护设备。e)相量测量装置（PMU）。f)计划检修管理终端。g)时间同步装置。

h)风（光）功率预测子站。i)和谐调度支持系统子站设备。j)自动电压控制（AVC）子站。

k)远动终端、电能量远方终端、PMU、路由器、安全防护

设备专用的电源设备（包括 UPS、直流电源等配电柜）及其连接电缆。

l)自动化数据传输通道，主要包括自动化系统专用的电力 调度数据网络、专线、电话拨号等通道。

16.4 自动化管理和运行维护部门之问应相互配合、紧密合作，按照《宁夏电网调度自动化系统运行管理规程》 中各部门职责进行管理并严格执行。16.5 运行维护管理

16.5.1 运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

16.5.2 主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行； 如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。16.5.3 厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。16.5.4 子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分 析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。

16.5.5 厂站应建立设备的台账、运行日志和设备缺陷、测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，按时向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门填报运行维护设备的运行月报。

16.5.6 由于一次系统的变更(如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等)，需修改相应的画面和数据库等内容时，应以经过批准的书面通知为准。

16.5.7 厂站未经对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门的同意，不得在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。

16.5.8 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、电能计量装置须按 DL/T 410 和 DL/T 630 的检验规定进行检定。16.5.9 凡属对运行中的自动化系统、设备、数据网络配置、安全防护配置、软件或数据库等作重大修改，均应经过技术论证，提出书面改进方案，经主管领导批准和相关调度机构确认后方可实施。技术改进后的设备和软件应经过 3～6 个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行，同时对相关技术人员进行培训。

16.6 检修管理

16.6.1 自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障抢修。计划检修是指纳入计划和月度计划的检修工作； 临时检修是指须及时处理的重大设备隐患、故障善后工作等； 故障抢修是指由于设备健康或其他原因须立即进行抢修恢复的工作。

16.6.2 自动化检修按照 OMS 系统自动化检修流程进行管理，自动化系统和设备的检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报。对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责 进行审核和批复； 主站系统由其自动化管理部门提出，并报本调度机构的领导审核批准。

16.6.3 各厂、局应于每月 5 日向区调提供下个月的自动化系统设备检修计划，当月根据通知时间参加公司月度检修平衡会对本单位调度自动化设备检修计划进行审核，25 日前将审核后的月度检修计划上挂 OMS 系统调度自动化月度检修计划。

16.6.4 子站设备的计划检修由设备运维单位至少在 3 个工作日前提出申请，临时检修至少在 2 个工作日前提出申请，同时报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。

16.6.5 设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认并通知受影响的调度机构自动化值班人员后方可工作。设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

16.6.6 主站系统的计划检修和临时检修由自动化部门至少在 3个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行； 如可能影响到向上级调度机构传送的自动化信息时，应向上级调度机构提出申请并获得准许后方可进行。

16.6.7 主站系统的故障抢修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并按现场规定处理，必要时报告主管领导； 如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。故障抢修结束后，应及时提供故障分析报告。16.7 投运和退役管理

16.7.1 子站设备应与一次系统同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。59 16.7.2 子站设备永久退出运行，应事先由其维护单位向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调度协商后再作决定。

16.7.3 主站系统投入运行或旧设备永久退出运行，应履行相应的手续。16.8 缺陷管理

16.8.1 运行中的调度自动化系统和设备出现异常情况均列为缺陷，根据威胁安全的程度，分为严重缺陷和一般缺陷。

16.8.2 缺陷未消除前，运行维护部门应加强检查，监视设备缺陷的发展趋势。严重缺陷因故不能按规定期限消缺，应及时向相关调度机构汇报。16.8.3 缺陷处理应按照 SOP 缺陷处理流程进行管理，自动化管理部门负责对缺陷处理工作的及时性、正确性进行考核评价。

16.9 宁夏区调直调厂站的自动化设备为宁夏区调直调设备，其运行管理遵循“属地化管理” 原则，即由设备所在单位负责设备的安全运行和维护。16.10 发电厂、变电站基建竣工投运时，自动化数据传输通道应保证同步建成投运。各级调度机构对调度数据网骨干网进行网络结构调整或参数修改时，应报上级调度机构审批。新接入调度数据网的单位，或网络接入单位对网络结构进行调整时，应报主管调度机构审批。新的业务接入调度数据网时，应将业务描述、业务 IP 地址、开放端口、安全要求、用户范围等信息报主管调度机构审批。

16.11 电力调度数据网络用户在遇到网络故障、网络攻击、收到非法信息、感染计算机病毒时，应及时向主管调度机构报告。

16.12 宁夏区调直调厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由设备主管运行单位负责，关口电能表计和电能量远方终端的计量监督由设备主管运行单位指定的计量部门负责。

16.13 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报宁夏区调的自动化值班人员。

16.14 调度自动化设备运行维护的责任单位应制定自动化设备的检修计划，把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验相关的交流采样装置和变送器准确度列入检修工作任务。检修计划需要各运行维护的责任单位上线填报，检修工作同时上线流转进行管控。

16.15 调度自动化设备需配置必要的备品备件和仪器仪表，并对各类设备及仪器仪表按规定进行定期检测。

16.16 宁夏区调直（间）调输电线路检修或通信设备检修等，如影响调度自动化通道时，由通信管理部门列出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后通知宁夏区调自动化处，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知宁夏区调自动化处，以便使自动化设备及时恢复运行。

16.17 调度员或监控员发现调度自动化系统信息不正确或其它不正常情况时，应及时通知自动化值班员进行处理，并做好记录。

16.18 自动化值班员发现系统出现异常或信息不正常时，应及时通知调度员和相关单位自动化值班员，并进行处理，事后做好记录。

16.19 各级调度机构应按“源端维护、全网共享” 的原则，维护调管范围内的电网模型、图形、实时数据。地调自动化管理部 门应及时将最新的电网公共模型、图形、实时数据传送给上级调度机构和其它相关调度机构。16.20 各发电厂、供电公司和区检修公司应根据宁夏区调的统一要求进行自动化系统功能和设备的补充及更新改造。各发电厂、供电公司和区检修公司调度自动化系统的建设规划、功能设计、技术方案、设备选型必须经宁夏区调审查。调度自动化设备必须符合国家和行业标准，具备入网资格。必须满足宁夏电网的入网要求和相关规定，符合宁夏区调规定的技术条件及通信协议，必要时应通过宁夏区调组织的技术测试。

16.21 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应按有关规定要求定期核定本级电网调度自动化系统信息采集与考核范围。每年第一季度内，行文上报宁夏区调，经核准后考核执行。运行的电网调度自动化设备及运行参数不得随意更改。

16.22 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门必须上线建立本系统设备台帐，要求技术参数完整、正确，并进行动态维护。设备投产后两个月内将竣工报告、图纸资料、设备及通道参数等报宁夏区调自动化处。

16.23 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应在每年第一季度内将本单位自动化专业人员名单及联系电话报送宁夏区调自动化处。专业人员变动时，应于一周内报送宁夏区调自动化处。

16.24 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应对每月的运行数据进行分析统计，按期编写运行月报和年报。月报于每月 5 日前上报宁夏区调自动化处，年报于每年 1 月 5 日前上报宁夏区调自动化处。

16.25 宁夏区调按有关规定对各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门实施运行管理考核。

16.26 各发电厂、供电公司和检修公司在做好计划性工作之外，还需配合区调完成好临时性工作。

16.27 自动发电控制（AGC）管理

16.27.1 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段之一，各发电厂应按《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》 等规定，建设和完善机组自动发电控制（AGC）功能。

16.27.2 凡新建单机容量 200 兆瓦及以上、已运行的单机容量300 兆瓦及以上火电机组（含供热机组）、30 兆瓦及以上的水电机组应具备自动发电控制(AGC)功能。上述机组在正式并网前应与调度自动化系统进行 AGC 联调试验并满足电网有关调整要求，并纳入区调自动化系统 AGC 控制管理。

16.27.3 宁夏电网内各发电厂必须配合区调安排的定期或临时的自动发电控制（AGC）功能调试工作，并按区调要求调整自动发电控制（AGC）系统的技术参数，调试结束后双方应各自存档，发电厂改变其技术参数前必须经区调自动化处批准，由区调再次安排调试，并对修改后技术参数和调试结果进行存档。16.27.4 自动化系统 AGC 控制的机组运行工况，由调度端软件控制，现场值班人员不得无故人工干预。

16.27.5 自动化系统 AGC 控制的机组发生如下紧急情况，现场值班人员可以先行将机组退出 AGC 控制，事后应立即汇报当班调度员。

a)机组已达上限出力或下限出力而控制指令仍然增加或减少出力，已影响机组运行安全。

b)现场远动主机（RTU）已死机且 3 分钟未恢复。c)机组有关保护已动作应打闸停机。

d)机组主要附属设备故障，需要紧急停机处理。

16.27.6 自动化值班人员应认真监视 AGC 控制软件的运行和通道情况，发现问题应及时处理。

16.27.7 对不满足调整要求的 AGC 机组，区调有权责令整改，并依据有关法律、法规和规定进行处理。

16.27.8 宁夏电网新能源发电机组的自动发电控制功能应满足《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》 的具体要求。

电力通信系统

17.1 宁夏电力通信网实行统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体、网络集中化运行、设备属地化维护的基本原则。17.2 通信网规划是电网规划的重要组成部分，由各级通信机构组织或参与编制并通过上级通信管理机构审查，其编制和滚动修订周期应与电网规划相一致。通信网规划应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的基本原则。17.3 各级通信网规划和建设应充分考虑电网备调以及通信网容灾的需求，在各级电网主调通信系统整体失效的极端情况下，通信网仍能证各调度点至备调通信畅通。

17.4 电网基扩建项目通信技术方案以及通信专项技改、大修项目技术方案应接受相应通信管理部门的专业技术审查。

17.5 新建通信设备须明确设备运行维护单位，经通信运行维护单位竣工验收合格后方可投入运行，验收资料报相关通信机构备案。

17.6 并网通信设备应具备国家电信主管部门或公司核发的通信设备入网许可证，设备技术指标应满足公司通信技术标准和规范的要求。17.7 各级通信机构应建立健全电力通信应急机制，组织编制和 修订所辖通信网应急预案，并组织定期演练。17.8 各级通信机构应合理配置人员，通信现场作业人员必须具备相应的通信专业知识和技能，熟悉电力安全生产规定，熟悉相应通信标准和工作流程，并经考核合格后方可上岗。

17.9 运行管理

17.9.1 各级通信机构应按照“统一协调、分级负责” 的原则，编制本级通信调管范围内的通信网运行方式和日常运行方式。17.9.2 各级通信资源由相应通信管理部门实施统一管理，通信资源的调配应严格履行申请、审批流程，任何单位和个人未经许可不得擅自使用。通信资源基础数据应采用信息化方式进行管理，并保证数据的准确性。

17.9.3 通信资源应优先保证电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的需求。17.9.4 通信网应实施集中监控，地级及以上通信机构应建设通信网络管理系统，功能包括网络实时监视、通信资源管理、通信运行管理等。17.10 维护与检修

17.10.1 通信设备维护应遵循属地化维护的基本原则，各级通信机构应根据上级下达的维护责任区段及职责划分负责相关通信设备的维护工作。17.10.2 各级通信机构应与电网运行维护单位明确光缆线路、电力载波、通信电源等设备维护界面，与继电保护、自动化、信息、营销等业务部门明确维护界面。

17.10.3 通信运行维护单位应确保电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的通道畅通，调度电话必须进行录音，录音保存时间至少 1 年。

17.10.4 通信运行维护单位应储备必要的备品备件，并定期进行测试，保证其可用性。

17.10.5 当通信检修影响电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）时，相关部门和专业应对通信检修票进行会签。当通信检修工作影响继电保护及安全自动装置通道时，应按照电网检修管理规定同时办理电网设备检修手续。

17.10.6 电网设备检修或基扩建施工如影响通信电源、引入光缆及其他设备正常运行，或输电线路施工检修造成光缆异动，检修或施工单位须提前向相应通信运行维护单位提出计划和申请，由通信运行维护单位向相应通信调度提出通信检修计划和申请，经通信专业管理部门审批同意后方可开展相关工作。如影响上级通信业务，必须报上级通信调度审批后，方可开展相关工作。17.10.7 当通信设备发生故障或缺陷时，相关人员应立即通知通信调度，并按照有关规定组织紧急抢修和设备消缺工作。通信运行维护单位应对通信故障应及时进行总结，提出整改措施和反事故预案，重大故障应列入通信故障案例库。

调度操作制度

18.1 操作原则

18.1.1 电网倒闸操作应按调度管辖范围，严格依据调度指令执行：

18.1.1.1 上级调管范围内的倒闸操作，按照上级调控机构相关规定执行。18.1.1.2 凡区调直接调管范围内的设备，其操作须由区调值班调度员发布调度指令后方可执行。

18.1.1.3 凡区调间接调管范围内的设备，其操作须经区调值班调度员许可后，方可执行。

18.1.1.4 区调调管范围内的设备操作对下级调度调管系统有影响时应提前通知有关调度。

18.1.1.5 地调管辖的设备的操作涉及区调管辖设备时，必须向区调提出申

请，区调可根据具体情况由区调操作或委托地调操作。

18.1.1.6 区调委托地调进行的操作，在操作前地调应及时联系区调，操作完后尽快向区调汇报。

18.1.1.7 当涉及两个调度单位的设备操作时，特别是设备管辖范围交界处的操作时，应事先联系好，严防互不通气或联系不清造成事故。18.1.1.8 调控机构间借用对方调管范围内的设备时，须经调度管辖的值班调度员同意，双方在确认借用前设备的运行状态后，方可操作。18.1.2 倒闸操作前应充分考虑以下问题：

a)结线方式改变后电网的稳定性和合理性，保证有功、无功功率平衡及留有必要的备用容量。

b)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。

c)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、无功补偿装置投入情况是否正确。

d)操作对安控、通信、自动化、计量等方面的影响。

e)注意严防非同期并列、带地线送电及带负荷拉刀闸等恶 性误操作，并应作好操作中可能出现的异常情况的事故预想及对策。

f)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送电时，应查明相序、相位正确。

g)操作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。

h)注意设备缺陷可能给操作带来的影响。18.1.3 操作指令

18.1.3.1 调度运行人员在下达和接受调度指令时，必须使用普通话和调度术语，互报单位和姓名，开关、刀闸要用双重名称。

18.1.3.2 调度指令一般通过调度操作指令票和调度口头指令两种形式下达，两者具有同等效力。

18.1.3.2.1 操作指令票： 由值班调度员拟票，经审核后下达的调度指令。18.1.3.2.2 口头指令： 由值班调度员口头下达的调度指令。此类指令调度员无须填写操作指令票。

18.1.3.3 值班调度员在发布调度指令时，必须严格执行下令、监护、复诵、录音、记录等制度。

18.1.3.4 值班调度员发布操作指令时，必须发出“发令时间”。“发令时间” 是值班调度员正式发布操作指令的依据，运行值班人员没有接到“发令时间” 不得进行操作。运行值班人员完成操作任务后，应立即向值班调度员汇报操作内容及完成情况，同时汇报“完成时间”，只有当值班调度员接到操作“完成时间” 的汇报后，该项操作指令才算执行完毕。

18.1.3.5 值班调度员对其发布的调度指令的正确性负责。现场运行操作人员接受值班调度员的调度指令，对其执行指令的正确性负责。18.1.3.6 受令人与值班调度员必须时刻保持通信畅通，在操作或事故处理过程中，受令人听到调度联系电话铃声，应立即暂停操作，并迅速接听电话，确认电话内容与本操作任务无关，方可继续操作。在操作过程中如有疑问时应停止操作，待询问清楚后再进行操作。

18.1.3.7 正常操作应尽可能避免在下列时间进行： a)交接班时。

b)雷雨、大风等恶劣气候时。c)系统发生异常及事故时。d)系统高峰负荷期间。

e)通信、自动化系统发生异常及事故影响正常操作时。但事故处理及改善电网安全稳定运行状况的操作，应及时进行，并应考虑相应的安全措施，必要时应推迟交接班。

18.1.4 操作指令票制度

18.1.4.1 一切正常倒闸操作，必须使用调度操作指令票。18.1.4.2 编制调度操作指令票的依据：

18.1.4.2.1 根据检修工作票、日运行方式、试验方案及新设备投运方案来编制。

18.1.4.2.2 临时停送电项目和其它临时性操作，按实际情况的要求编制。18.1.4.3 调度操作指令票由副值调度员填写，填写操作指令票前，值班调度员应严格审查检修工作票内容、专业意见和说明，必须充分掌握前后运行方式的变化，并与相关运行值班人员、运维人员仔细核对有关设备状态，包括保护、自动装置等。

18.1.4.4 操作指令票应做到任务明确、内容正确，设备使用双重名称（设备名称和调度编号），并正确使用调度术语。

18.1.4.5 调度操作指令票应包括以下内容： 操作任务、操作内容、接令单位、操作单位、操作步骤、操作时间（包括发令时间和汇报执行完毕时间）、发令人、受令人、备注、拟票人签名、审核人签名、监护人签名、评价人签名、执行日期、编号以及页数。其中操作内容栏中包括所有一次、二次设备操作和汇报、通知项目。

18.1.4.6 操作指令票必须经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。18.1.4.7 操作指令票的审核

18.1.4.7.1 调度操作指令票由调度值班长或正值调度员审核，经由拟票和审核人都签字的操作票，方可按规定下令操作。18.1.4.7.2 前一值编制的调度操作指令票，执行值的正值调度员或调度长必须重新审核签字后才能执行。如认为有问题可作废重新填写，对于上一值调度操作指令票的正确性，执行值负主要责任。18.1.4.8 对于计划检修工作，值班调度员应将操作目的和操作内容事先通知操作单位，以便于操作单位编制本单位的倒闸操作票。18.1.4.9 操作指令票的执行

18.1.4.9.1 调度员在开始操作前，应先进行在线安全校核无误后，再进行正式操作。

18.1.4.9.2 调度员发布操作命令时，应与受令人互报单位、姓名，现场受令人为当值负责人。

18.1.4.9.3 调度员发布操作命令时，应下达操作票号、操作任务、操作项号及内容、下令时间，现场复诵无误后，调度员发布 “可以执行” 的命令。

18.1.4.9.4 调度员发布操作命令前，应了解现场作业及操作准备情况。

18.1.4.9.5 调度员应按操作顺序逐项下达操作命令，除允许连续执行的项目外，下一个操作项目，必须在上一个操作项目已执行完毕、并记录汇报人姓名和操作完成时间，才能下达。18.1.4.9.6 操作指令票中，一个操作单位有几个连续操作项目，虽然有先后顺序，但与其它单位没有配合问题，又不需要在操作中间和调度联系的，调度员可以将连续操作项目一次下达，现场可连续执行完后，将操作完成时间汇报调度。

18.1.4.9.7 操作中有疑问和遇到异常时，应暂停操作，查明情况和消除异常后再进行。

18.1.4.9.8 操作票执行完，由调度长或主值调度员对操作票进行详细检查，确认正确无误并归档后，操作票才算正式执行完毕。

18.1.4.9.9 对填写错误或填写正确而未执行的操作指令票，应予以作废。18.1.4.10 下列操作可不填写和使用操作指令票： a)事故及紧急异常处理。

b)拉、合单一的开关或刀闸（含接地刀闸）。c)投入或退出一套保护、安全自动装置。d)更改电网稳定措施。e)发电机组启停。

f)计划曲线更改及功率调整。18.1.5 调度预发指令票制度 18.1.5.1 区调调度预发指令票（简称预令票）是指根据区调已批准的一次设备检修计划，针对母线、线路停电、开关代路等大型操作，在开工前一日拟写、预发的调度预发指令票，以便相关操作单位提前做好操作准备。

18.1.5.2 对于计划性的母线、线路及开关代路等停电操作，区调在批准开工时间前一日 16 时前预发布调度指令。

18.1.5.3 调度预令的编写应根据次日检修工作票内容，由区调副值调度员按照正式调度指令的要求编写，经区调主值或调度长审核后进行预发布。18.1.5.4 预令票应使用智能操作票系统拟票，预令票的格式、编号等均由 OMS 系统自动生成。

18.1.5.5 区调预令票在计划操作前一日 16 时前由值班调度员进行发布。18.1.5.6 预令票的发布应通过 OMS 系统流程进行，不具备条件的可通过口头、电话或传真、电子邮件等手段进行预发。

18.1.5.7 预令票应下发至操作单位（运维站、发电厂），同时下发管辖设备的监控员。

18.1.5.8 操作单位及管辖设备的监控员应在预令票下发当日18 时前通过 OMS 系统对发布的预令票进行浏览。若对发布的预令票如有疑问，应及时与区调值班调度员联系； 若无疑问应签字确认签收。

18.1.5.9 预令票流程纳入安全内控平台进行考核。若计划操作因故取消，值班调度员将预令票直接归档。

18.1.5.10 区调预发布的调度指令仅作为操作单位提前了解作过程、拟写现场操作票并做好有关操作准备工作的依据。

18.1.5.11 有关操作单位必须以区调值班调度员电话下达的正式操作指令为准执行操作，严禁未经核对而按预发布的调度预令执行操作。

18.1.5.12 预令票转操作票时，要重新履行拟票、审核、下达等环节，并根

据电网实际运行情况对操作步骤和操作内容作相应调整。禁止不经审核而直接根据预令票下达调度操作指令。18.2 基本操作

18.2.1 并列与解列操作 18.2.1.1 并列条件 a)相序一致，相位相同。

b)频率相等，系统联系较强时，最大允许偏差0.5赫兹。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但不得低于49.5赫兹。c)电压相等或电压差尽量小，允许电压偏差 330 千伏不超 过 10%，220 千伏不超过 20%。

18.2.1.2 发电机组必须准同期并列。

18.2.1.3 电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差330千伏不超过 10%，220 千伏及以下不超过 20%。

18.2.1.4 不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置。

18.2.1.5 解列前，必须将解列点的有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，确保使解列后的两个电网频率、电压均在允许范围内。18.2.2 合、解环路操作

18.2.2.1 合环前必须确认相位相同，相角差一般不超过 30°。

18.2.2.2 合环前应将电压差调整到最小。电压差一般允许在20%以内，特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过 30％，或经过计算确定允许值。18.2.2.3 合环时一般应经同期装置检定，功角差原则上不大于30°

18.2.2.4 合、解环前应先检查与合、解环点相关的有功、无功潮流，以确保合、解环后电网各部分电压在规定范围内，各环节的潮流不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。18.2.3 变压器操作

18.2.3.1 变压器并列运行条件： a)相位相同，接线组别相同。b)电压比相等。

c)短路电压百分数相等（允许差值不超过 10%）。d)容量比不超过 3:1。

18.2.3.2 如果不符合上述条件，应经必要的计算和试验，经调管单位主管生产领导批准后才能并列运行。

18.2.3.3 在中性点直接接地电网中，变压器停、送电操作时,中性点必须接地。18.2.3.4 并列运行的变压器在倒换中性点接地刀闸时，应先合上原不接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原直接接地变压器的中性点接地刀闸。

18.2.3.5 变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关。变压器送电时，先合上电源侧开关，后合负荷侧开关。

18.2.3.6 如变压器高、低压侧均有电源，一般情况下，送电时应先由高压侧充电，低压侧并列。停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。18.2.3.7 变压器充电前所有保护应正确投入。

18.2.3.8 对于没有装设发电机开关的发电机变压器组，停电操作先在发电机变压器组高压侧解列，然后降压停电。送电时，零起升压再由变压器高压侧同期并列。

18.2.3.9 自耦变压器中性点直接接地运行，带负荷调压分接头开关允许操作次数按制造厂或现场规定执行。18.2.4 开关操作

18.2.4.1 开关合闸前必须检查继电保护已按规定投入，开关合闸后，必须确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

18.2.4.2 开关操作时，若控制室操作失灵，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。

18.2.4.3 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。停电时应先断开中间开关，后断开母线侧开关。

18.2.4.4 用旁路开关代其它开关运行,应先将旁路开关保护按所代开关保护定值整定投入，确认旁路开关三相均已合上后，方可断开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。18.2.5 刀闸操作

18.2.5.1 允许用刀闸进行下列带电操作： 18.2.5.1.1 拉合无故障电压互感器或避雷器。18.2.5.1.2 拉合变压器中性点接地刀闸。18.2.5.1.3 拉合经开关闭合的旁路电流。

18.2.5.1.4 拉合 220 千伏及以下电压等级空母线（经试验确定）。18.2.5.1.5 凡经过现场试验的以下情况，允许用刀闸断开因故不能分闸的开关。操作前还应注意刀闸闭锁装置退出及调整通过该开关的电流到最小值： a)在角形接线，闭环运行的情况下。

b)一个半开关接线，两串及以上同时运行的情况下。c)双开关接线，两串及以上同时运行的情况下。18.2.6 线路操作

18.2.6.1 线路操作时应考虑电压变化和潮流转移，特别注意保证运行设备不过负荷、线路（断面）输送功率不超过稳定限额，防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值。

18.2.6.2 对线路进行充电时，充电线路的开关必须至少有一套完备的继电保护，充电端宜有变压器中性点接地。

18.2.6.3 联络线停送电操作，如一侧为发电厂、一侧为变电站，一般在发电厂侧解合环，变电站侧停送电。如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量小的一侧解合环，短路容量大的一侧停送电。有特殊规定的除外。18.2.6.4 双回线线路同时送电时，应先将一回线路送电，另一回线再由受端侧反充电。双回线的一回线送电时，应由受端侧充电，送端侧合环。18.2.6.5 线路由热备转运行或运行转热备时，应待一侧开关操作完毕后，再操作另一侧开关。

18.2.6.6 线路停电时，应在线路各侧开关断开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。线路送电时，应先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，再合上线路开关。

18.2.6.7 投入或切除空载线路时，应避免电压发生过大波动，造成空载线路末端电压升高至允许值以上。

18.2.6.8 改建或检修后相位可能变动的线路，首次带电时，必须核相，确保相序正确。

18.2.6.9 220 千伏及以上电压等级线路操作时，不允许线路末端带变压器停送电。

18.2.6.10 禁止在只经开关断开电源的设备上装设地线或合上接地刀闸。多侧电源（包括用户自备电源）设备停电，各电源侧至少有一个明显的断开点后，方可在设备上装设地线或合上接地刀闸。

18.2.6.11 线路检修时，线路各端均应合上接地刀闸或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作区域所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。18.2.7 零起升压操作一般规定

18.2.7.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速。

18.2.7.2 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，强励磁装置应停用，其余保护均可靠投入，但联跳其它非零升压回路开关的压板退出。18.2.7.3 升压线路保护完整、可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用。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，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板，中性点必须接地。

18.2.7.4 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误动作，母联开关应保持冷备用，防止开关误合造成非同期并列。18.2.8 新设备投运操作

18.2.8.1 新设备投运前，应将投运方案及有关设备参数资料交调度员熟悉，并做好系统操作准备和事故预想。

18.2.8.2 新设备投运时，启动验收委员会应指定现场联系工作的负责人，并将姓名提前通知区调。

18.2.8.3 新设备投运时应做以下工作： 18.2.8.3.1 全电压冲击合闸，合闸时有条件应使用双重开关和双重保护。对于线路须全电压冲击合闸三次，对于变压器须全电压冲击合闸五次。18.2.8.3.2 相位、相序要核对正确。

18.2.8.3.3 相应的继电保护、安全自动装置、自动化设备同步调试并按方案要求投入运行。

18.2.8.3.4 新设备进行试运行，系统相关保护定值的变更应根据方式变化，按不配合时间尽可能短、影响尽可能小的原则来安排更改。18.2.9 发电机操作

18.2.9.1 发电机在开机前、停机后必须进行有关项目的检查。

18.2.9.2 发电机正常解列前，宜先将有功、无功功率降至零，然后再断开发电机开关，切断励磁。

18.2.9.3 发电机单独对线路递升加压时应遵守下列事项： a)对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

b)递升加压的变压器中性点应接地，变压器保护必须完整并可靠投入。

c)递升加压线路时，该线路所有保护装置起动相邻元件的后备接线（开关失灵保护）应退出。线路重合闸改投直跳或退出。

d)用作递升加压的发电机后备保护跳其他开关的压板应断开，失磁保护应退出。e)递升加压时，发电机采用手动励磁，强励退出。

f)双母线中的一组母线进行递升加压时，母联开关应改为冷备用，母差保护应

按母线分列方式投入。

g)一般避免用 20 万千瓦及以上大型火电机组对线路递升 加压。如有必要，需经主管领导批准。18.2.10 母线操作 18.2.10.1 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。18.2.10.2 母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。18.2.10.3 在中性点直接接地的系统中，变压器向母线充电时，变压器充电侧中性点必须可靠接地。

18.2.10.4 用母联开关向母线充电时，充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

18.2.10.5 对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。18.2.10.6 恢复双母线运行时，必须按调度预先规定的双母线正常接线方式操作，如有特殊要求值班调度员应在操作前下达。18.2.10.7 双母线一组母线电压互感器停电，母线接线方式不变（电压回路不能切换者除外）。

18.2.11 电网 AGC、AVC 操作一般规定

18.2.11.1 按照规定参加电网 AGC、AVC 运行的电厂，其厂内AGC、AVC功能应按调度指令投退。

18.2.11.2 电厂或机组的 AGC、AVC 功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂 AGC、AVC 功能不得随意退出运行或更改定值。18.2.12 电网一次调频操作一般规定

18.2.12.1 按照规定参加电网一次调频运行的电厂，其厂内一次调频功能应按调度指令投退。

18.2.12.2 电厂或机组的一次调频功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂一次调频功能不得随意退出运行或更改定值。19 监控操作制度

19.1 值班监控员接受调控机构值班调度员的调度指令和运行管理，进行规定范围内的遥控、遥调等工作，并对执行指令的正确性负责。19.2 监控远方操作范围包括：

a)拉合开关的单一操作（无需人员到现场的操作）。b)调节变压器有载分接开关。c)投切电容器、电抗器。d)电磁环网合解环操作。e)事故处理时的遥控操作。f)按照调度指令在 10 千伏（35 千伏）系统查找接地时进行线路试停的操作。g)调度允许的其它操作。

19.3 设备遇有下列情况时，不允许进行监控远方操作： a)设备未通过遥控验收。

b)设备存在缺陷或异常不允许进行遥控操作时。c)设备正在进行就地操作时。

d)设备正在进行检修时（遥控验收除外）。e)监控系统异常影响设备遥控操作时。

19.4 遇到重大检修或新设备启动，应以现场操作为主。

19.5 遇到下列情况，区调监控可许可地调进行地调调管设备的 远方操作，并将所调管设备监控权移交地调监控，工作完毕收回 监控权：

a)区调监控系统因异常情况无法进行远方操作时。b)区调监控员接受上级调度或区调指令进行事故处理时。c)区调监控正在进行其他设备远方操作时。d)其他无法正常进行远方操作的情况时。

19.6 监控员按规定接受、执行调度指令，正确完成规定范围内的远方操作； 负责与相关调度、运维单位之间进行监控远方操作有关的业务联系；负责监控范围内变电站的无功电压调整。

19.7 监控员进行监控远方操作应服从相关值班调度员统一指挥。

19.8 监控员执行的调度操作任务，应由调度员将操作指令发至监控员。监控员对调度操作指令有疑问时，应询问调度员，核对无误后方可操作。19.9 监控远方操作前应考虑操作过程中的危险点及预控措施。

19.10 进行监控远方操作时，监控员应核对相关变电站一次系统图，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护、录音等要求，确保操作正确。

19.11 监控远方操作中，若发现电网或现场设备发生事故及异常，影响操作安全时，监控员应立即终止操作并报告调度员，必要时通知运维单位。19.12 监控远方操作中，若监控系统发生异常或遥控失灵，监控员应停止操作并汇报调度员，同时通知相关专业人员处理。

19.13 监控远方操作中，监控员若对操作结果有疑问，应查明情况，必要时应通知运维单位核对设备状态。

19.14 监控远方操作完成后，监控员应及时汇报调度员，告知运维单位，对已执行的操作票应履行相关手续，并归档保存，做好相关记录。

19.15 自动电压控制系统（简称 AVC 系统）异常，不能正常控制变电站无功电压设备时，监控员应汇报相关调度，将受影响的变电站退出 AVC 系统控制，并通知相关专业人员进行处理。退出AVC 系统控制期间，监控员应按照电压曲线及控制范围调整变电站母线电压。

19.16 AVC 系统控制的变电站电容器、电抗器或变压器有载分接开关需停用时，监控员应按照相关规定将相应间隔退出 AVC系统。

19.17 未纳入 AVC 系统进行闭环控制的电容器、电抗器、有载调压变压器，监控员应根据相关调度颁布的电压曲线及控制范围进行投切、调档，并按调度指令执行，操作完毕后做好记录。20 事故处理规定

20.1 总则

20.1.1 区调调度员在值班期间为宁夏电网事故处理的总指挥。按调度管辖范围划分事故处理权限和责任，区调调管设备的事故处理操作，除本规程允许运行单位不待调令进行的操作以外，必须按照区调值班调度员的指令进行。区调间接调管设备的事故处理以地调为主，在事故处理过程中应及时互通情况。20.1.2 事故处理的主要任务

20.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身、电网和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

20.1.2.2 用一切可能的办法，保持正常设备的运行和对重要用户的正常供电。

20.1.2.3 尽快使各电网、发电厂恢复并网运行。

20.1.2.4 尽快对已停电地区恢复供电，对重要用户应尽可能优先恢复供电。20.1.2.5 调整系统运行方式，使其恢复正常运行。20.1.3 为防止事故扩大，事故单位运行值班人员可不待区调调度指令进行以下紧急操作，但操作后应尽快报告区调值班调度员： a)对人身、电网和设备安全有威胁的设备停电。b)将故障停运已损坏的设备隔离。

c)当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

d)现场规程规定的可以不待调度指令自行处理事项。20.1.4 电力系统发生事故时，事故单位必须主动采取措施，消除对人身、电网和设备安全的威胁，限制事故的发展。同时应迅速、准确向值班调度员简要汇报事故发生的时间、现象、相关设备状态、潮流异常情况，经检查后再详细汇报以下内容：

a)开关动作情况和主要设备出现的异常情况。b)继电保护和自动装置动作情况。c)频率、电压、负荷变化情况。d)运行方式变更情况。e)事故原因及其处理过程。

f)有关事故中的其它异常现象和情况。

20.1.5 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应根据继电保护、安全自动装置动作情况、调度自动化信息以及频率、电压、潮流等有关情况判断故障点及性质，迅速处理事故。事故处理时，必须使用标准的调度术语，接令人须复诵无误后方可执行，双方做好记录和录音。

20.1.6 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应坚守岗位，认真监视管辖设备的运行情况。事故单位运行值班人员应迅速、准确、扼要地向值班调度员报告事故情况，并按照调度指令进行处理。非事故单位应加强设备运行监视，不得在事故期间用调度电话向调度或其它单位询问事故情况。20.1.7 电力系统发生事故时，值班监控员应立即通知运维人员进行现场设备检查，并尽快将检查结果汇报值班调度员。20.1.8 电力系统发生事故时，区调值班调度员应将事故情况迅速报告有关领导，并按电网重大事件汇报制度，及时向上级值班调度员汇报事故简况。20.1.9 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报。

a)上级调控机构调管的设备故障。b)需要上级调控机构协调或配合处理。

c)影响上级调控机构调管稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。d)影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。e)影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。f)需要立即汇报的其它情况。20.1.10 事故处理时，区调值班调度员命令运行单位立即拉合开关，双方都不允许挂断电话，接令单位立即操作，立即回令。20.1.11 事故处理时，各单位的领导对本单位运行值班人员发布的指示不得与上级值班调度员的调度指令相抵触。如认为值班调度员处理事故不正确，应及时纠正，必要时可直接指挥事故处理，并对系统事故处理承担责任。

20.1.12 事故处理时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调控大厅。值班调度员有权要求系统运行、继电保护、调度计划、自动化等专业人员配合事故处理，提供必要的技术支持。

20.1.13 交接班时发生事故，应立即暂停交接班，并由交班调度员进行处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班调度员可按交班调度员的要求协助处理事故。交接班完毕后，系统发生事故，交班调度员亦可应接班调度员的请求协助处理事故。20.1.14 事故处理完毕后，进行事故处理的调度员应详细记录事故情况，及时填写事故报告并按规定向上级调控机构报送。20.2 频率异常处理

20.2.1 宁夏电力系统额定频率为 50.00Hz，超过 50±0.20Hz为频率异常。依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 30 分钟，或超出50±0.50Hz 且延续时间 15 分钟，为一般电网事故。当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 20 分钟，或超出 50±0.50Hz且延续时间超过 10 分钟，为电网一类障碍。20.2.2 宁夏电网与西北主网并网运行时按下列规定处理：

20.2.2.1 频率异常由西北分中心负责处理，区调按西北分中心的指挥，配合处理。

20.2.2.2 宁夏电网内发电厂均为频率监视厂，当频率变化超过50±0.2Hz 时，各发电厂按调度指令增减出力。

20.2.2.3 当频率变化超过 50±0.5Hz 时，宁夏电网内各发电厂不待调度指令，立即自行调整出力，直至频率恢复正常或调整设备达到额定出力或最小技术出力为止，并将调整情况尽快汇报区调。

20.2.2.4 当频率低至低频减载装置整定值以下而装置拒动时，运行值班人员在核对无误后立即手动断开低频减载装置控制的线路，并尽快汇报区调。20.2.3 宁夏电网单独运行（包括局部电网解列）时按下列规定处理： 20.2.3.1 频率低于 49.80Hz，持续时间超过 5 分钟，区调令电厂调整出力（如无备用容量可直接安排限电），15 分钟后仍未达到 49.80Hz 时，可下令拉闸限电，使频率恢复到 50±0.20Hz 以内为止。各单位在接到限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.2 当频率下降到 49.50Hz 以下，各地调应立即限制部分负荷或按区调调度员指令限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上，地调在接到区调限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.3 当地调限电不力，频率仍未恢复正常，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》直接下令拉闸限电，造成的后果由限电不力的地调负责，并追究相关责任。

20.2.3.4 当频率下降到 49.00Hz 时，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》 拉大馈路限电。

20.2.3.5 当频率下降到48.50Hz以下时，区调值班调度员在限完《宁夏电网紧急事故限电序位表》中的大馈路后，可以拉其它可限的 110 kV 馈路负荷限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上。

20.2.3.6 当系统频率高于 50.20Hz 时，调度指定调频厂应不待调令立即降低出力，使频率恢复正常。如果无法使频率恢复正常，应报告值班调度员。当系统频率高于 50.50Hz 时，电网内各发电厂不待调令降低出力直至最小技术出

力，使频率恢复至50.20Hz以下 如果发电厂调整容量不足，值班调度员可采取解列机组的措施。

20.2.3.7 装有高频切机装置的发电厂，当频率已高至动作值而装置未切机时，应手动解列该发电机组。装有低频解列装置的发电厂，当频率低于装置动作值而该装置拒动时，应立即将机组手动解列。

20.2.3.8 区调下令的限电或低频减载装置动作切除的负荷，在未得到区调解除限电指令时，不得擅自恢复送电。

20.2.3.9 各地调、发电厂、变电站在执行低频限电时，要严密监视频率的变化，防止造成多限电使频率偏高或窝电。限电时要迅速、准确，严防等待观望导致事故扩大。

20.2.3.10 当频率降低危及电厂厂用电安全时，电厂可按保厂用电方案的规定解列部分发电机保厂用电。

20.2.3.11 当电网分成两个系统，并列时如频率差较大，频率低的系统可以通过限电提高频率，频率高的系统应该降低频率，但最低不准降至 49.5Hz 以下。20.2.3.12频率调整厂站的值长对于保证频率正常与区调调度员负有同等责任。

20.3 电压异常处理

20.3.1 依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过 2小时；或偏差超出±10％，且延续时间超过 1 小时，为一般电网事故。系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过1小时； 或偏差超出±10％，且延续时间超过30分钟，为电网一类障碍。

20.3.2 为了保持系统的静态稳定和电能质量，发电机最低运行电压不得低于额定值的 90％。

20.3.3 电压降低处理

20.3.3.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电抗器、投入电容器。20.3.3.2 发电厂应不待调度指令自行增加无功出力，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.3.3 应迅速调用无功备用容量来提高电压。

20.3.3.4 改变电网运行方式，充分发挥长线路无功功率效应。20.3.3.5 确实无调压能力时按事故限电序位表控制负荷。20.3.4 电压升高处理

20.3.4.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电容器、投入电抗器。20.3.4.2 发电厂应不待调度指令降低无功出力至下限值或进相运行，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.4.3 频率正常，发电容量足够时，可命令部分发电机组解列。20.3.4.4 改变电网运行方式，减少或避免长线路无功功率效应。20.4 变压器事故处理 20.4.1 变压器主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，在未查明故障原因并消除故障前不允许送电。

20.4.2 变压器主保护动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，有条件时应进行零起升压，如正常可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，45

确认变压器内部无故障后方可恢复运行。

20.4.3 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障点并有效隔离后，可试送一次。轻瓦斯保护动作发出信号后应注意检查并适当降低变压器传输功率。20.4.4 强油循环、自耦、带负荷调压变压器冷却系统故障，允许的传输功率和运行时间按现场规程执行。

20.4.5 并列运行的两台变压器，当一台故障跳闸，造成另一台过载时，运行值班人员按调度指令转移负荷或限电，直至过载消除，并考虑系统中性点分布是否合理，必要时应调整系统中性点的分布。

20.4.6 若变压器某侧正常运行时接于中性点直接接地的系统（简称“接地系统侧”）跳闸后改由另一侧（简称“另一侧”）对变压器充电，则无论跳闸前“接地系统侧” 中性点接地刀闸处于何种位置，在从“另一侧” 对变压器充电前均应先合上“接地系统侧” 中性点接地刀闸，待变压器投入后再恢复正常的中性点接地方式。20.5 开关异常处理

20.5.1 开关的液压、气压、油位异常，地调、现场运行值班人员应尽快报告区调值班调度员，并通知运维部门。

20.5.2 开关在运行中不能分闸操作需要停电处理时，可采取下列措施将开关停电：

20.5.2.1 凡有专用旁路开关或母联兼旁路的发电厂、变电站，采用代路的方法使故障开关脱离电网。

20.5.2.2具有母联开关的厂站,可采用母联开关串联故障开关使故障开关停电。

20.5.2.3 直馈线路的受端开关，将负荷转移后，用断开对侧电源开关的方法使故障开关停电。

20.5.2.4 对于母联开关可将部分元件两个母线刀闸同时合上，再拉开母联开关的两侧刀闸。

20.5.2.5 用拉开本站和其他厂、站开关的办法，使与故障开关连接的回路断开，从而使故障开关停电。

20.5.2.6 无论采取何种方式，刀闸的操作必须符合刀闸操作原则。

20.5.3 开关单相自动跳闸，造成两相运行时，如重合闸没动作，现场值班人员不待区调指令立即手动合闸一次后汇报区调。区调按下述原则处理： 20.5.3.1 变压器和负荷线路不允许两相运行，应立即转移负荷后停电处理。20.5.3.2 电源联络线两相运行，如果系统条件允许可将故障开关停运处理。系统条件不允许停运开关时，允许短时间运行，此时应注意尽量减少通过故障开关的功率，并尽快查找原因及处理缺陷。如较长时间才能恢复，应请示区调主管生产领导批准后再停运故障开关。20.5.4 当事故跳闸后造成一相相通，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开，并汇报调度。20.6 线路事故处理

20.6.1 单电源负荷线路跳闸，无重合闸、重合不成功或重合闸不动作情况下，地调、现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）后汇报区调。若强送失败，地调、现场值班人员应立即报告区调值班调度员。区调值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

20.6.2 系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则： 20.6.2.1 投单相重合闸的开关，单跳重合成功，地调、现场值班人员应立即将动作情况汇报区调值班调度员。

20.6.2.2 装有同期装置的线路开关跳闸，现场值班人员在确认线路有电压且符合并列条件时，可以不待调度指令自行同期并列后汇报调度。

20.6.2.3 投单相重合闸的开关，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况汇报区调值班调度员，区调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次。强送成功后对侧开关经同期并列或合环。

20.6.2.4 当线路跳闸后强送不成功，且现场汇报无明显故障现象，必要时经区调主管领导批准可再次强送一次。强送不成功，有条件的应对线路零起升压。20.6.3 强送电的原则

20.6.3.1 正确选择线路强送端，必要时改变结线方式后再强送电，要考虑到继电保护及开关情况和对电网稳定的影响。20.6.3.2 强送开关应至少有一套完善的保护，强送端母线上必须有中性点直接接地的变压器。

20.6.3.3 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。20.6.3.4 强送前应控制强送端电压，使强送后首端、末端电压不超过允许值。20.6.3.5 线路跳闸或重合不成功的同时，伴有明显系统振荡的，不应马上强送，需检查并消除振荡后再强送电。

20.6.4 下列情况线路跳闸不再强送电： a)空充电线路。b)电缆线路。c)试运行线路。d)线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电。e)线路有带电作业。

f)运行人员已发现明显故障时。

g)线路变压器组跳闸，重合不成功。

h)线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路。

i)已掌握有严重缺陷的线路（水淹、杆塔倾斜、导线严重断股等）。20.6.5 遇有下列情况，必须联系区调调度员得到许可后方可强送电： a)母线故障，经检查没有明显故障点。b)可能造成非同期合闸的线路。c)变压器后备保护跳闸。

20.6.6 对于故障的线路，区调值班调度员应及时通知该线路运维单位查线,并将保护、安全自动装置动作情况、开关跳闸情况、故障测距通知查线单位。查线人员未经调度许可，不得进行任何检修工作。查线结束后,无论是否发现故障点，均应及时汇报区调值班调度员。区调值班调度员通知的查线，均视为线路带电。

20.7 发电机事故处理

20.7.1 发电机事故跳闸，应按现场规程处理。

20.7.2 装有失磁保护的 100MW及以上发电机失磁而失磁保护拒动时，现场值班人员应不待调度指令迅速将失磁的发电机组手动解列。水轮发电机组严禁

失磁运行。

20.7.3 容量在 50MW 及以下汽轮发电机发生失磁，在不危及发电机安全的条件下，可不必手动解列，但应汇报区调并迅速降低失磁机组的有功出力至发电机允许的最低值，同时设法恢复励磁。如果不能在 30 分钟内恢复励磁应停机。发电机失磁运行，机端电压严重下降不能维持厂用电设备正常运行时，可将厂用电切换至备用厂用电源。

20.7.4 当发电机进相或高力率运行时，系统发生干扰容易失去同步，如出现失步应立即减少发电机有功出力，增大励磁电流使发电机重新恢复同步。如无法恢复同步时，应将发电机解列，并尽快重新并入系统。

20.7.5 发电机三相电流不平衡，采取措施后仍超出规定值，则应立即停机检查。

20.7.6 发电机对空载线路零起升压产生自励磁时，应立即将发电机解列。20.7.7 大型机组出现严重缺陷需要停机前，应及时汇报相关调度，待值班调度员采取紧急措施后再安排停机，防止突然停机造成事故扩大。20.8 母线事故处理

20.8.1 当母线失压时，地调、现场运行值班人员应不待调令，立即拉开失压母线上的所有开关，并汇报区调值班调度员。20.8.2 母差保护动作引起母线失压处理原则 20.8.2.1 未经检查不得强送。

20.8.2.2 经过检查找到故障点并能迅速隔离的、或属瞬时故障且已消失，可对停电母线恢复送电。

20.8.2.3 经过检查找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一条母线失压，应对接于失压母线的各元件进行检查，确认无故障的元件可倒至运行母线并恢复送电，并将故障母线或故障元件转为冷备用或检修状态。

20.8.2.4 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。

20.8.2.5 双母（包括双母单分段、双母双分段）接线方式 GIS母线失压时，因无法观察到故障点，应首先将接于失压母线的所有刀闸拉开，然后用外来电源对接于该母线的线路、母联开关及刀闸、变压器带电，逐段查找故障点。查找故障点时，应特别注意对线路、变压器与失压母线之间 T 接点的检查。20.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失电时，应在故障开关隔离后恢复母线供电。20.9 安控装置动作处理

20.9.1 当安控装置动作后，监控（运行值班）人员应立即汇报值班调度员。20.9.2 当安控装置误动作时，应将误动的安控装置退出。

20.9.3 安控装置动作切除的线路、机组，在未得到值班调度员许可前，不得恢复。

20.10 系统潮流异常处理

20.10.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

20.10.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。

20.10.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。

20.10.4 在受端进行限电或拉闸。20.11 系统振荡处理

20.11.1 宁夏电网可能产生振荡的主要原因

20.11.1.1 主网稳定破坏引起宁夏电网与主网间振荡。

20.11.1.2 输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏。

20.11.1.3 电网发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏。

20.11.1.4 环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分系统联系联络阻抗突然增大，引起动稳定破坏而失去同步。20.11.1.5 大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，易引起稳定破坏。20.11.1.6 电源间非同期合闸未能拖入同步。20.11.1.7 多重故障。

20.11.1.8 弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。20.11.2 同步振荡的主要现象

20.11.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

20.11.2.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。

20.11.2.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。20.11.3 同步振荡处理

20.11.3.1 发电厂运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。20.11.3.2 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意后，将该机组解列。

20.11.3.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力或限制部分负荷，直至振荡消除。20.11.4 异步振荡的主要现象

20.11.4.1 发电机、变压器以及联络线的电压表、电流表、功率表明显的周期剧烈摆动，发电机、变压器发出有节奏的轰鸣声。

20.11.4.2连接失去同步的发电机或系统联络线上的电流表和功率表摆动最大。

20.11.4.3 振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

20.11.4.4 失去同步的电厂或系统间产生频率差，送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动。

20.11.5 异步振荡处理

20.11.5.1 发电厂应迅速采取措施恢复正常频率，使两部分系统频率尽快地接近相同。高频率的电厂，迅速降低频率，直到振荡消除或降低到不低于 49.20Hz 为止。低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直到消除振荡或频率恢复到正常范围内。

20.11.5.2 频率升高或降低的电厂应不待调度指令退出机组的AGC、AVC装置，49

并立即提高发电机的的电压至最高允许值。地调、变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压至允许最高值。20.11.5.3 在系统振荡时，电厂不得自行解列机组。若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即恢复励磁，否则将失磁的机组解列。

20.11.5.4值班调度员应迅速采取措施在3分钟内将振荡消除,否则应按方式中规定的解列点解列。待电网恢复稳定后，再进行并列。选择解列点时，需防止因解列后有功电力供需不平衡而导致频率崩溃，防止缺少无功而导致电压崩溃。

20.11.5.5 当发生系统振荡，宁夏电网与主网解列后，宁夏电网内部仍然振荡，可以在宁夏电网内再次解列以消除振荡。20.11.6 低频振荡的主要现象

20.11.6.1 低频振荡常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上以及弱联系的两个或两个以上地区的串联系统中，振荡频率在 0.2～2.5Hz 范围内，具有与同步振荡类似现象。20.11.7 低频振荡处理

20.11.7.1 应根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源。20.11.7.2 降低振荡源机组有功，减轻重负荷线路潮流，直至振荡消除。20.11.7.3 增加机组无功出力，提高振荡区域系统电压。20.11.7.4 若有运行机组未投入 PSS 装置，令其立即投入。20.12 互感器异常及事故处理

20.12.1 电压互感器发生异常情况时，值班人员应迅速按现场规程规定处理。20.12.2 电流互感器发生异常情况时，应立即停用与该组电流互感器有关的保护装置，值班人员应迅速按现场规程规定处理。20.13 通信联系中断处理

20.13.1 调控机构、厂、站、运维站（组）与上级调控机构的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，利用一切可能的方法与上级调控机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与上级调控机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调控机构可通过有关下级调控机构的通信联系转达调度业务。20.13.2 事故时凡能与区调通讯畅通的地调、发电厂、变电站有责任向与区调失去联系的单位，转达区调指令和联系事项。

20.13.3 发电厂、变电站失去通讯联系时，除应设法恢复通讯外，还应按下列原则处理：

20.13.3.1 发电厂应按调度曲线自行调整出力，同时要注意频率、电压变化及联络线潮流情况。

20.13.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变，一切已批准但未执行的计划及临时操作应暂停执行。

20.13.3.3 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。若值班调度员已经同意执行操作，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，则认为该操作指令正在执行中。20.13.3.4 正在进行检修的设备，具备恢复运行条件时，应待通信恢复正常后，根据调度指令恢复运行。

电网调度监控一体化运行管理剖析 篇3

关键词：电网；调度；运行管理

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0108-02

电网调度监控管理的一体化具有重要的意义。在进行调控管理中，一方面能发现电网中存在的問题并对其进行解决，使得电网拥有一个安全稳定的运行环境。另一方面，进行一体化管理确保了供电的质量，满足了不同用户对用电的需求。随着我国现代化步伐的不断加快，电网的调度监控也在不断的进步。有关电网的相关的运行管理制度也越来越受重视。

1 电网调度监控一体化

电网调控一体化包含电网的调度和监控两个重要方面。电网调度监控的一体化为不同部门的发挥优势、提升效率和质量起到重要的作用。其包含了三级分布的管理结构，对不同的任务和分布形态，进行不同的管理。在电网调度监控管理中，分为三个基本的环节，分别为生成、运行以及厂站终端。在使用中利用相关的计算机技术，对不同节点进行了链接，为数据的传输提供有利的条件。在通常情况下，例如前置机、调度工作站等都是位于主站节点的主备式设备，在设备中，自动化系统因其具有SCADA的功能，能对全局进行实时分析及监控、处理。在操作中，微机远程终端要对其数据进行初步的处理，通过电力载波和微波的媒介传递实现数据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。

2 电脑调度一体化的设计与运行分析

电网调度监控一体化主要由系统操作实现。在操作中，由于其涉及较多的内容和理论，因此，在进行电网调度一体化的过程中，要想实现经济和效益的高水平发挥，就要加强在环节设计中的研究。本章以电网调度监控自动化的设计为引入点，对其设计和运行模式进行探讨。

2.1 电网的调度监控一体化研究

在电网调度监控一体化中，设计工作至关重要。直接与后期的电网调度监控一体化的运行稳定性挂钩。因此，在设计前要对其进行具体的综合分析，在分析电网调度监控一体化工作中，要注意以下内容：电网调度监控设计的一体化要在安全性与经济性两方面进行考虑，追求两者之间的最优交点。一方面，电网的调度监控技术、水平与企业的发展息息相关，而企业稳步发展才能使得电网调控的技术经费得以增加；另一方面，要在满足电力系统安全稳定正常运行的基础上，提高企业经济效益。由于电网的特殊性，其安全稳定的运行对不同行业都有着重要的影响，因此，电网的正常运行对社会发展有着重要的作用。在设计中，要注重其设计的科学性以及系统性。要对先进的管理理论进行细致的研究和分析。将理论运用到不同的环节之中，在设计中从整体的角度出发，以实现电网运行的最大化效益为目的，从而完成对电网调度一体化的设计和相关探讨。在电网调度监控设计中，要考虑电网调度一体化对原有的用户产生的影响，在设计中将其影响降至最低点。通过结合实际的电网管理经验，结合各项工作，构建标准化的管理方式，从而为电网实现高效、安全运行做好相应的铺垫。

2.2 电网调度监控一体化的运行模式

电网调度监控一体化的工作难度较大，在运营时，要相关的技术部门加大配合力度。为了电网调度监控一体化能够在运行中得到良好的运作，在实施过程中要注意到以下几点：

运行中要设置合理的框架结构，根据电网的监控一体化的相关情况，明确相关人员的岗位职责，对人员配备情况进行详细的说明；并对业务流程进行规定，明确其检修范围和人员划分的业务界限，从而保证系统能够正常的运行。在进行电网调度监控中，要求相关部门进行紧密的配合，通常要求相关部门提供技术支撑。就变电站设备举例，各相关部门都应根据自身业务职责有计划性对其进行设备巡视、维护、定检、更新换代和改造。调度部门要建立视频监控以及大屏幕系统，同时要完善电网调度监控一体化的各项规章制度。在工作中，要对电网调度监控一体化进行相应的条款约定，从实际出发，以人员管理与日常工作等方面入手，制定严格的制度，从而保证电网调度一体化运行模式在相关制度的约定下有序的进行。

3 电网调度监控一体化的对策及注意事项

在电网调度监控一体化中，因其使用上受到地方经济的影响，电网调度监控一体化仍存在着一些突出的问题。在电网调度监控的使用中，部分地区仍存在设备功能落后，缺乏资金支撑等问题。此类问题在一定程度上影响我国的电网调度监控一体化的推进。在部分地区，电网监控调度一体化的执行力度低，使得推进的进度相对缓慢。因此，相关部门要加大重视力度。在使用中，为避免出现上述原因，地方电力主管部门要结合当地的电网调度一体化的综合管理水平，增加电力设备的经费投入，及时进行更换陈旧的设备和设施。使得在运行中，其硬件系统得到充分的保障。地方部门要注意到电网调度一体化的重要性，要加大重视力度，通过一系列措施，提高管理队伍的综合水平以及执行业务的能力。例如：通过鼓励员工进行自主学习和研究等措施，定期举行对电网调度一体化，运行一体化的管理培训工作，通过有效工作的开展，从而提高其管理人员的综合技术水平，为后期的管理工作提供有力的后备力量。在管理中，还要注重引进人才，并不断将先进的管理理念融入其中，为电网的营造安全、稳定、高效的运行环境。

在电网调度的运行中，总体来讲要注意三点：对陈旧的设备要及时的更新换代，提高对电网调度监控一体化的重视，同时加强对人才的培养。陈旧的设备使得电力的运行受到影响，在使用过程中，也使得电网的调度监控一体化的麻烦增多，通过对设备的及时维修，使得电力得以正常的运转。因此要实现电网调度一体化的进程，就要对陈旧的设备进行及时的更新换代，相关技术人员要对设备进行定时的检查，对发生的问题及时进行解决，从而保证运行安全。电网的调度监控一体化的提高是未来的发展趋势。从长远的角度来讲有一定的重要性。要对电网调度监控一体化加大重视力度，一体化能够降低停电的时间，并提升供电的质量，积极的推进电网调度监控发展进程。在电网调度监控一体化中，人才的培养至关重要，进行人才培养时，可通过交流学习以及定期的培训等方式，并结合当地的具体情况，从而实现电网的调度监控一体化，并通过积极的吸取相关的优秀经验，从而提高电网调度监控一体化的整体管理水平。

4 结 语

电网调度监控一体化作为新的电网运行模式，在一定程度上能够满足各行各业对电能不同的需求，提升供电水平。电网调度监控一体化大大的降低了电网稳定运行的运行成本，并在提升电网的运行效率的同时节省了人力资源，加大了对人才的培养力度。通过积极的引进人才，加大对电网调控的执行力度，从而提高电网调度监控的管理水平。

参考文献：

[1] 周道芬.电网调度监控一体化运行管理分析[J].商品与质量·建筑与发展，2014，（1）.

[2] 郭士良.电网调度监控一体化运行管理分析[J].硅谷，2014，（5）.

电网调度监控一体化运行管理模式 篇4

关键词：电力行业,电网调度监控,一体化

引言

相较于其他行业而言, 电力行业是一个较为危险的行业, 因为在电网的生产运行中常常会出现一些安全事故, 将会给企业带来严重的损失, 甚至会威胁到人们的生命安全。为了减少安全事故的发生、保障生命财产安全, 电网调度监控一体化的设计的安全性就显得尤为重要。电网调度监控一体化的设计初衷就是为了创建一个稳定、安全的电力资源环境, 并提高电网运行质量。因此, 在电网调度监控一体化的设计之前, 管理人员需要对原有的生产和工作流程进行一定的改进, 并对电网的生产模式进行具体且全面的了解, 从而保证其设计的系统性。其次, 在设计时必须使用合理、科学的信息技术, 从而保证其能够正常、平稳运行。

1 电网运行管理的现状

电力与每个人的生活息息相关, 所以电网管理的好坏对人们的日常生活起着非常重要的作用。目前, 我国的电网运行存在着多种管理模式, 应用较多的是传统模式、集控站模式、监控中心+运维操作站模式以及调控中心+运维操作站模式 (见图1) [1]。这四种模式各具优劣, 但是就目前我国电力企业所应用的实际情况来看, 由于第四种模式相对安全且具有较大的可行性, 电力企业对该种模式的应用相对较多。“调控中心+运维操作站模式”是集监控和调度为一体的模式, 控制和调度工作人员不仅要负责监控, 还要负责调度, 这就要求调度人员必须更深地了解电网运行设备, 在管理运行的过程中发挥出指导作用。而且这种模式的运行不同于传统的模式, 其可以有效地把变电部门行业调度部门的设备控制和设备监视的工作区别开来, 提高员工的工作效率, 满足人们对电力的需求。

2 电网运行管理存在的问题

各种因素都影响着各地区的电网运行模式的实行, 这使电网执行统一规范制度的难度提升, 也给实现电网调度监控一体化的管理模式增加了一定的难度。在电网调度监控一体化运行管理的实施过程中还存在许多的问题, 主要体现在以下几个方面:1设备陈旧。先进的设备是实施电网调度监控一体化管理的基础, 由于部分地区对电网行业的资金投入较少, 很多设备到了使用的年限却无法及时进行更换, 甚至有一些引发过安全事故的淘汰设备仍然在使用中。因此, 在一定程度上电网调度监控一体化管理的运行也受到了这些问题的影响[2]。2输电网结构复杂。变电所的设立具有负荷分散、分布广泛等特点, 由于地点的限制, 对数据的传输的速度造成了不利影响。除此之外, 电网调度监控一体化管理的人员管理水平有限, 缺乏专业知识, 全面的管理专业人才极度缺乏, 也影响着电网调度监控一体化的实施。3直接效益不明显。由于电网调度监控一体化管理所产生的效益需要长时间的实施才能得到体现, 导致大多数的电力企业失去了对实现一体化的兴趣, 从而影响着一体化管理的整体实施效果。

3 针对一体化管理问题的对策

3.1 加大管理力度

电力企业必须加强对企业各层工作人员的管理力度才能促进一体化管理模式的实施和正常运行。1应该建立一个合理的管理制度, 根据制度对员工进行约束和管理, 对于各部门工作人员的工作也需要制定一个相对完善的操作规章制度, 并要求员工严格按照规章制度要求自己, 当然, 这些制度在后期也需要根据实际情况来进行完善, 从而起到规范员工行为的作用;2企业内部组织的建设应该得到加强, 应该设置一个专门的领导小组来指导如何更好地实施电网调度监控一体化, 其他各项工作可分别设立各个小组, 来协助领导小组实施该项目;3随着新的运行模式的全方面实施, 企业应该重新分配电力企业的人力资源, 企业可以根据管理过程中的不同需求来对部门及员工的员工人数进行增加和删减, 从而使人力资源的利用率大大提高[3]。

3.2 更新供电设备

电网调度监控一体化管理安全的基础就是应首先保证设备的安全。因此, 相应部门必须对目前变电所所存在的设备问题加以重视, 并加大对变电所内电力设备的投资, 以便变电所及时、合理地更新供电设备, 来满足电网调度监控一体化的需求。同时, 设备的管理也不可忽视, 技术人员应对各项电力设备进行定期的检查, 及时发现电力设备的故障, 并对其进行相应的维修处理, 确保设备的安全运行。

3.3 引进高技术人才

目前, 电网调度监控一体化管理所缺乏的正是高技术、高素质的人才, 想要促进一体化管理的快速实施, 就必须引进高技术的人才来运行电网一体化的管理模式的质量维护和日常运行, 引进管理方面的高技术人才迫在眉睫。电力企业应该从两个方面来引进人才:1制定合理的电网一体化管理人才培养计划, 增强管理人员的综合素质和技术管理水平;2对外招聘有丰富经验的管理人员, 提高企业的电网调度监控一体化管理水平。除此之外, 在引进高技术的人才之后, 还应经常对电网调度监控一体化的管理人员进行一定的培训, 在条件允许的情况下, 可以派其去其他地方的变电所或其他电力企业进行电网调度监控一体化管理方面的考察, 来保证电网能够更稳定、更扎实地运行[4]。

3.4 充分认识其重要性

想要让电网走入可持续发展的道路上, 就必须加大电网调度监控一体化的实施推广, 该管理模式对企业的电网管理效率有着显著的提高, 尤其是在后期经济效益方面。因此, 电力企业不能只看到眼前的短期利益, 而是要拥有长远的眼光, 关注实施电网调度监控一体化给企业所带来的长远利益, 应积极推进该管理模式的实现。

4 电网调度监控一体化的实施

电网调度监控一体化包含的内容有很多, 例如工作的流程、人员配置以及职责划分等等, 每一个环节都应该严肃对待, 不能出现任何错误, 否则就会影响到电网的正常运行。因此, 在实施电网调度监控一体化的过程中应该注意以下内容:1对各方面的因素进行全方位的考虑, 制定出一个合理的计划, 对与存在的问题应给出针对性的措施, 可能存在的风险也应该给出合适的应对方案, 将损失率降到最低。2电网调度监控一体化有着极强的综合性, 参与实施该管理的部门很多。因此, 应充分发挥各部门的不同优势, 提高各部门之间的协作能力, 从而保证电网调度监控一体化实施时的工作效率。3电网调度监控一体化的实施难度极大, 为了降低其难度, 电力企业需要根据实际的实施情况将工作人员的工作内容不断进行细分, 给需要的部门配置相应的技术人员协助工作。同时, 必须制定一个合理的制度, 实施制度的制定必须责权分明, 并在后期进行不断地修改和完善, 以保证电网调度监控一体化的实施效率和质量。

5 结语

电网调度监控一体化运行管理模式具有重要意义, 相关部门应该充分利用现有的资源, 并解决目前电网管理中所存在的问题, 为电网调度监控一体化的实施提供保障。同时, 国家电力部门应对电网的发展进行全面的部署并规划出一个良好的实施方案, 增加在该建设上的财政投入, 促进我国电力行业的发展。

参考文献

[1]李阳.汉中电网“调控一体化”项目实施研究[J].科技资讯, 2013, 26:151.

[2]申永辉, 王津, 赵志辰, 徐琳.地县一体化职能电网调度控制系统的建设与应用[J], 河北电力技术, 2014, 05:35~37.

[3]张国栋.县网调度自动化系统及调控一体化运行管理分析[J].技术与市场, 2013, 12:139~141.

调度控制一体化管理 篇5

国网四川省电力公司关于颁发《四川电力系统调度控制管理规程》的通知

公司系统各有关单位，各发电企业：

为更好地适应电网发展及公司“三集五大”体系建设需要，进一步规范和加强四川电力系统调度控制管理，四川电力调度控制中心组织对《四川电力系统调度控制管理规程》进行修编，现予颁发，请遵照执行。原《四川电力系统调度控制管理规程》（川电调控〔2012〕132号）同时废止。各单位在执行过程中的问题和意见，请及时告知四川电力调度控制中心。

联系人： 四川电力调度控制中心 袁贵川 联系电话： ***

国网四川省电力公司 2016年1月 28 日

（此件发至收文单位本部及所属基层单位）附件：四川电力系统调度控制管理规程

四川电力系统调度控制管理规程

国网四川省电力公司 发布

批准

石俊杰 复审

李镇义

审核

李 旻 庞晓艳 李 焱 王 伟

初审

周 剑 李 建 李 响 陈 军 邹 琬 高 剑 路 轶 张 颖 张弛（女）梁汉泉 主要编写人员

张宏图

袁贵川

张弛（男）

胡与非

杨向飞 孙 毅

李 婕

温丽丽

陈 颖

李 熠 柏小宏

王 亦

沈伟年

杜成锐

钟甜甜 方 堃

朱小红 吴 磊

张国芳 李春艳

陈 昶

向 博

宋永娟

刘海洋

郭 亮

何 锐

郭 琳

赵 静

杨 琪

胡科华 王莉丽 郭 果 钟 华

四川电力系统调度控制管理规程 总则

1.1 为加强四川电力系统调度控制管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。

1.2 四川电力系统调度控制坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。四川电力系统内各级电网企业及其调控机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

1.3 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。1.4 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。

1.5 电力调度控制机构（以下简称调控机构）是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。电力系统内共有五级调控机构，依次为：国家电力调度控制中心（以下简称国调），国家电力调度控制分中心（以下简称分中心，在本规程中特指国家电网西南电力调控分中心），省（自治区、直辖市）电力调度控制中心（以下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。1.6 本规程是四川电力系统调度控制管理的基本规程，适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。四川电力系统内各级调控机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。

1.7 四川电力系统内的各级调控机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。

非电力调度控制系统人员凡进行涉及四川电力调度控制的有关业务时，也必须遵守本规程。1.8 本规程由四川电力调度控制中心归口并负责解释。2 调控管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、供、用电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。

2.2 调控机构直接调度指挥的发、供、用电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、供、用电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、供、用电系统授权下级调控机构调度。

2.5 调管及监控范围划分原则 2.5.1 省调直调范围

2.5.1.1 四川电力系统内国调、分中心授权调度的500kV系统。2.5.1.2 四川电力系统内重要的220kV网架、地区电力系统间220kV联络线和220kV电厂并网线路。

2.5.1.3 四川电力系统内在全省消纳的发电厂及其送出系统。2.5.1.4 国调、分中心授权调度的其它设备。

2.5.2 省调许可范围：对省调直调系统运行有影响的发、供、用电系统。2.5.3 省调监控范围：四川电力系统内500kV变电站设备。2.5.4 地调直调范围

2.5.4.1 地区电力系统内省调授权调度的220kV系统。2.5.4.2 地区电力系统内110kV及以下系统。

2.5.4.3 地区电力系统内在本地区消纳的发电厂及其送出系统。2.5.4.4 省调授权调度的其它设备。

2.5.5 地调许可范围：由各地调自行规定。

2.5.6 地调监控范围：本地区电力系统内220kV、110kV变电站设备。

2.5.7 地区电力系统之间110kV及以下联络线的调度关系由相关地调协商确定。2.5.8 县调调管及监控范围由地调自行规定。

2.5.9 原则上二次设备的调管范围与一次设备的调管范围一致，有明确规定的除外。

2.5.10 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖，有明确规定的除外。2.6 调度运行管理的主要任务

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

2.6.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.6.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.7 调控机构的职责 2.7.1 省调的职责

2.7.1.1 接受国调及分中心的调度指挥。

2.7.1.2 落实国调及分中心专业管理要求，组织实施省级电力系统调度控制专业管理。2.7.1.3 负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。2.7.1.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.1.5 负责省级电力系统调度运行管理，指挥直调范围内电力系统的运行、操作和故障处置。

2.7.1.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.7.1.7 根据国家电网主网设备停电计划，制定调管设备、月度、日前停电计划，受理并批

复调管设备的停电、检修申请。

2.7.1.8 开展省级电力系统月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供电计划。

2.7.1.9 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网运行方式制定省级电网运行方式。

2.7.1.10 负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.7.1.11 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。2.7.1.12 负责直调设备新建、扩建和改建工程的并网管理。2.7.1.13 组织签订直调系统并网调度协议。

2.7.1.14 负责组织开展直调范围内电网继电保护及安全自动装置的整定计算、运行管理，协助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护及安全自动装置运行管理。

2.7.1.15 负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责省级电网调度自动化专业管理。2.7.1.16 负责协调与省级电网运行控制相关的通信业务。

2.7.1.17 组织开展调管范围内的故障分析，参与电网事故调查。

2.7.1.18 负责直调范围内调度控制系统值班人员持证上岗及考核工作。2.7.1.19 会同有关部门编制《四川电网有序用电预案》、《四川电网紧急拉闸限电序位表》，报政府批准后执行。

2.7.1.20 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、航运、供水等方面的关系。

2.7.1.21 落实国调和分中心专业管理要求，组织实施省级电网水电及新能源调度专业管理。2.7.1.22 行使国调及分中心授予的其它职责。2.7.2 地调的职责

2.7.2.1 接受省调的调度管理，接受省调授权的与电力调度相关的工作。

2.7.2.2 负责所辖电力系统的安全、优质、经济运行，负责调度控制管辖范围内设备的运行、监控、操作及故障处置。

2.7.2.3 负责所辖电力系统调度控制、设备监控、调度计划、继电保护、调度自动化、水电及新能源、配网抢修指挥等专业管理和技术监督。

2.7.2.4 负责编制和执行所辖电力系统运行方式，执行省调下达的运行方式。2.7.2.5 负责编制并执行所辖电力系统调度计划。

2.7.2.6 会同有关部门编制本地区电网有序用电预案和本地区电网紧急拉闸限电序位表，报政府批准后执行。

2.7.2.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护整定运行方案。

2.7.2.8 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动并网调度方案并组织实施。

2.7.2.9 负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。

2.7.2.10 负责直调水电站水库发电调度工作，制定水库调度方案，参与主要水电站发电与防洪、航运、供水等方面的协调工作。

2.7.2.11 负责签订直调系统并网调度协议。

2.7.2.12 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控。2.7.2.13 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.2.14 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。2.7.2.15 负责所辖配网的配网抢修指挥。2.7.2.16 行使省调授予的其它职责。2.7.3 县调的职责由管辖的地调规定。3 调度管理制度 3.1 一般原则

3.1.1 各级调控机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调控机构应服从上级调控机构的调度。调控机构调管范围内的厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应服从该调控机构的调度。

3.1.2 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站现场规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.1.3 对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但事后应及时汇报上级调控机构值班调度员。3.1.4 厂站管辖设备操作，如影响到调控机构调管设备运行的，操作前应经值班调度员许可。3.1.5 调控机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或故障后要及时向相关调控机构通报。

3.1.6 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调控机构值班调度员）越级向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员发布调度指令，并告知相应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。3.1.7 调控机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和有序用电预案。

3.1.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报。

3.1.9 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关调控机构值班调度员应按规定汇报上级调控机构值班调度员。

3.1.10 调度控制系统值班人员应经有资格的单位培训、考核合格方可上岗。3.1.11 需直接与调控机构进行调度业务联系的下级调控机构调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员，应参加该调控机构组织的考试并取得《调度控制系统运行值合格证书》。同时接受多级调控机构调度指令的厂站，由最高一级调控机构负责该厂站运行值班人员及输变电设备运维人员的考试和《调度控制系统运行值班合格证书》的颁发。3.1.12 有权进行调度业务联系的人员名单应根据调管范围，报相应调控机构。有调度业务联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度业务联系的人员名单。3.2 调度指令

3.2.1 值班调度员在其值班期间是电力系统运行、操作和故障处置的指挥员，按照相关法律、规定发布调度指令，并对其下达的调度指令的正确性负责。

3.2.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。3.2.3 下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.2.4 调度控制系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级调控机构值班调度员的调度指令。调度控制系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不得干预调度控制系统值班人员发布或执行调度指令。3.2.5 进行调控业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，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。调度控制系统值班人员在接受调度指令时，应复诵指令下达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完成时间，接受汇报的发令人应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员发布调度指令、接受汇报和更改调度图板均应进行监护，并做好录音和记录。

3.2.6 接受调度指令的调度控制系统值班人员若认为该调度指令不正确，则应立即向发令人报告，由发令人决定该调度指令的执行或撤消。如发令人重复该调度指令，受令人必须迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令人和本单位直接领导人。3.2.7 上级领导发布的有关调度控制业务的指示，应通过调控机构负责人转达给值班调度员。非调控机构负责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。

3.2.8 发供用电单位和调控机构负责人发布的指示，如涉及上级调控机构值班调度员的权限时，必须经上级调控机构值班调度员的许可后才能执行，现场故障处置规程内已有规定者除外。

3.2.9 调度控制系统值班人员接到与上级调控机构值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级调控机构值班调度员。如上级调控机构值班调度员重申其调度指令，调度控制系统值班人员应立即执行。若调度控制系统值班人员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度控制系统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。

3.2.10 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，经请示调控机构负责人同意后，下令暂时停止其部分或全部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调控机构可以拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。3.2.11 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接受限电指令的调度控制系统值班人员应迅速按指令进行限电，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。3.2.12 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即会同相关部门组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。3.3 调度许可

3.3.1 省调许可设备许可原则

3.3.1.1 省调许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调直调设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

3.3.1.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调直调设备的影响及相应的要求。

3.3.1.3 省调进行调度许可时，应将对省调直调设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调管设备的影响由地调自行考虑。

3.3.2 非省调许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。

3.3.2.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。3.3.2.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。3.3.2.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。3.3.2.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。3.3.3 地调许可设备管理原则由地调自行制定。4 电网运行方式管理 4.1 一般原则

4.1.1 各级电网的运行方式应协调统一。

4.1.2 调控机构应制定所辖电网、丰（枯）期、月度运行方式。

4.1.3 调控机构应针对电网特殊保电期、重大检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，制定相应运行控制方案。

4.1.4 省调统一开展四川220kV以上主网运行方式及丰（枯）期运行方式计算分析，统筹确定四川主网运行方式。4.2 运行方式

4.2.1 运行方式是电网全年生产运行的指导性文件，应根据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等，统一确定电网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 四川电网运行方式由省调统一组织编制，规划、运检、营销、基建、交易等相关部门配合，经国网四川省电力公司批准后执行。

4.2.3 根据四川电网运行方式，各地调负责制定所辖电网运行方式，经本级电网企业批准后执行，并报省调备案。

4.2.4 运行方式主要包括以下内容： 4.2.4.1 上电网运行总结

a.上新设备投产情况及系统规模。b.上生产运行情况分析。c.上电网安全运行状况分析。4.2.4.2 本电网运行方式

a.电网新设备投产计划。b.电力生产需求预测。c.电网主要设备检修计划。d.水电厂水库运行方式预测及新能源预测。e.本电网结构分析、短路容量分析。f.电网潮流计算、N-1 静态安全分析。g.系统稳定分析及安全约束。h.无功电压分析。

i.电网安自 装置和低频低压减负荷整定方案。j.调度系统重点工作开展情况。k.电网运行风险预警。

l.电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议。m.下级电网运行方式概要。4.3 丰（枯）期运行方式

4.3.1 在方式基础上，根据丰（枯）期供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，省调统一组织、滚动校核220kV以上重要断面稳定限额，统一制定丰（枯）期电网稳定运行控制要点。

4.3.2 各级调控机构依据丰（枯）期主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定丰（枯）期电网稳定运行规定。4.4 月度运行方式

4.4.1 在丰（枯）期运行方式基础上，根据月度供需形势、基建进度、开机方式、检修计划以及系统特性变化等情况，各级调控机构应校核重要断面稳定限额，并制定月度电网稳定运行控制要点。省调负责统一组织校核220kV以上重要断面稳定限额。

4.4.2 省调组织各地调完成月度检修计划安全校核流程，编制月度校核报告。4.5 临时运行方式

4.5.1 针对电网特殊保电期、重要检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.5.2 重要临时运行方式的运行控制方案应经本级电网企业批准后执行；对系统整体安全运行影响较小的，应经本级调控机构批准后执行。

4.5.3 对上级调控机构调管的电网运行有影响的安全稳定措施及运行控制方案，应报上级调控机构批准；对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5.4 安全稳定措施及运行控制方案应在临时运行方式开始2个工作日前完成制定和下达。4.6 在线安全稳定分析

4.6.1 调控机构应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。

4.6.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有重要发输变电设备，模型及参数应与离线计算保持一致，故障集全网统一。5 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、相互配合、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、日发输电计划及年、月、周、日设备停电计划。5.2 发输电计划编制原则

5.2.1 调控机构直调的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应调控机构的发输电计划范围。

5.2.2 月度发输电计划应在分月发输电计划的基础上，综合考虑跨区跨省交换计划、用电负荷需求、水情预测、电网安全约束及设备停电计划等因素进行编制。5.2.3 日前发输电计划应在月度发输电计划的基础上，综合考虑次日跨区跨省交换计划、水情、气象、电网约束及设备停电计划等因素进行编制。

5.2.4 编制发输电计划时，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容量、事故备用容量和检修备用容量。各种备用容量应满足相关规程规定要求。

5.2.5 发输电计划（包括大用户直供、替代等交易）应通过调控机构安全校核。5.3 设备停电计划编制原则

5.3.1 设备停电计划管理包括输变电设备计划停电管理和发电设备计划检修管理。

5.3.2 凡因检修、改造、试验、建设、市政施工等所需发输变电设备停电、检修的应纳入设备停电计划，且均应服从调控机构的统一安排，并遵循下级调控机构服从上级调控机构安排的原则。

5.3.3 设备停电计划管理严格执行“年统筹、月计划、周安排、日管控”的停电管理流程，确保设备计划停电检修工作的正常秩序。

5.3.4 上级调控机构直调及许可设备停电计划按上级调控机构规定执行，经上级调控机构批准后纳入本级调控机构的设备停电计划。5.4 设备停电计划

5.4.1 每年9月底前，设备运维单位和各发电企业根据运检、建设、试验、市政施工等工作计划提出设备停电需求，优化整合，统筹协调，制定停电建议计划，并报送相应调控机构。下级调控机构应按规定将上级调控机构直调及许可设备停电建议计划报送上级调控机构。

5.4.2 每年12月前，调控机构根据停电建议计划，结合电网运行特点、负荷预测、电力电量交易计划等因素，组织各相关单位统一协调、综合平衡后制定正式设备停电计划。

5.4.3 设备停电计划原则上不安排同一输变电设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，应通过专题安全校核。

5.4.4 国调及分中心统一制定500kV及以上主网设备停电计划。设备停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。若确需调整，应提前向相关调控机构履行审批手续。

5.4.5 发电设备检修计划应考虑电网安全运行要求、电力电量平衡、输变电设备停电计划等因素，相互配合，统筹平衡。300MW以上发电设备检修计划需经全网统筹后，按调管范围发布。5.5 月度调度计划

5.5.1 月度设备停电计划

5.5.1.1 每月10日前，设备运维单位和各发电企业应依据计划安排，将次月度设备停电计划建议报送相应调控机构。调控机构审核后下达月度设备停电计划。

5.5.1.2 月度设备停电计划以设备停电计划为依据，未列入设备停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于月度新增重点工程、重大专项治理、缺陷处理等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.5.1.3 调控机构应对月度设备停电计划进行风险分析，制定预案，发布预警。对可能构成一般及以上事故的停电项目，应提出预控措施，并按规定向相应监管机构备案。5.5.2 月度发输电计划

5.5.2.1 每月15日前各直调电厂、调控机构应按要求将次月的发、用电计划报上级调控机构。5.5.2.2 调控机构根据上级调控机构月度发输电计划，统筹考虑次月购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，确定次月发输电计划，并于月末下发执行。5.5.2.3 省调应编制月度发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6 周设备停电计划

5.6.1 周设备停电计划应依据月度设备停电计划编制。每周三前，各单位应落实停电相关准备工作，将下一周设备停电计划建议报调控机构，调控机构审核后发布周设备停电计划。5.6.2 未列入月度设备停电计划的项目一般不得列入周计划。对于新增重点工程、临时消缺等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入周设备停电计划，但均统计为临时停电。5.7 日前调度计划

5.7.1 日前设备停电计划

5.7.1.1 相关单位应按周设备停电计划向调控机构报送停修申请书，原则上不安排未列入周设备停电计划的项目。

5.7.1.2 停修申请书办理前应逐项落实相关风险预警要求的预控措施。

5.7.1.3 停修申请书应按调管范围逐级报送，报送前应整合各施工单位工作内容和要求。5.7.1.4 省调直调的发电和变电设备停修申请书由厂站直接向省调报送；省调直调的线路和省调许可设备的停修申请书由地调、省检修公司报送省调。地县调停修申请书办理参照执行。5.7.1.5 停修申请书中停电设备、停电范围及要求、工作内容、停送电时间、送电要求等事项应准确填写并与实际一致。

5.7.1.6 自动化、通信检修工作需一次设备、安控装置配合停电或单一设备全部主保护停运，相关单位应在办理自动化检修票、通信检修申请票的同时办理一次设备停修申请书，并在自动化检修票、通信检修申请票和一次设备停修申请书同时批复后，方可实施。5.7.1.7 办理停修申请书应遵循D-3日原则，在停电开始前3个及以上工作日提交停修申请。5.7.1.8 停修申请书应经调控机构相关专业会签，并经领导批准后于停电开始2个工作日前批复申请单位。

5.7.1.9 已批准的停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续：

a.应按值班调度员调度指令办理停修申请书的停电和开工。b.计划检修因故不能按时开工，应在原批准计划停运前6小时报告值班调度员,在原批准计划开工时间三日后仍未开工的，该停修申请书作废。

c.计划检修因故不能按时完工，应在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续,且延期手续只能办理一次。

d.已开工的设备停修申请，如需增加工作内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送电要求不变，且在当值内能完成的情况下，值班调度员可批准进行。不满足上述条件应另行办理停修申请书。

e.当系统出现紧急情况时，值班调度员有权终止已开工的检修工作。5.7.2 临时停电管理

5.7.2.1 设备异常需紧急处理或设备故障停运后需紧急抢修时，值班调度员可安排相应设备转检修。当值内无法完工的，相关单位应补办相关停修申请书。

5.7.2.2 值班调度员有权批准双套保护、安控装置中单套退出的临时工作。

5.7.2.3 值班调度员有权批复当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的工作。5.7.3 日前发输电计划

5.7.3.1 省调配合国调、分中心协同开展日前发输电计划编制，发输电计划应经过全网联合量化安全校核。

5.7.3.2 调控机构应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，负荷预测准确率及合格率应符合相关规定，并按要求报上级调控机构。

5.7.3.3 直调电厂应按要求向调控机构申报次日发电计划曲线。

5.7.3.4 调控机构根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。5.7.3.5 调控机构在月度发输电计划的基础上，统筹考虑次日购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，编制日前发输电计划。

5.7.3.6 日前发输电计划需经调控机构各专业会签、领导批准后发布执行。

5.7.3.7 直调电厂应按照调控机构下达的日前发电计划运行，值班调度员有权按照有关规定调整当日发输电计划。5.7.4 日前计划安全校核

5.7.4.1 省调每日按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220kV以上电网的日前联合量化安全校核。

5.7.4.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8 设备异动管理

5.8.1 凡涉及变更原接线方式、更换主设备（含机组励磁、调速系统等）及其他涉网安全设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填报《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停修申请书一起报送相应调控机构。

5.8.2 调控机构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、检修或其它改进工作应与一次设备同步按规定办理异动手续。5.8.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报告中注明，必要时应向调控机构报送有关资料、试验方案等。

5.8.4 调度管辖、监控范围内互感器变比改变、保护装置更换、测控单元更换等一、二次设备异动，自动化子站运维单位应与调控机构同步完成主、备调自动化系统联调。

5.8.5 自动化子站设备永久退出运行，应事先由其维护部门向调控机构提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调控机构协商后确定。5.9 带电作业管理

5.9.1 涉及系统运行方式变化或操作的带电作业应办理停修申请书。

5.9.2 办理带电作业停修申请书时，应明确是否有控制负荷、停用重合闸、故障跳闸可否试送电等要求。

5.9.3 值班调度员有权批准仅需退出重合闸，且在当日完工的带电作业。5.10 安全措施管理

5.10.1 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，应遵守相关规定，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（挂好各侧接地线），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。5.10.2 输电线路的停电检修，该线路各端的接地措施由值班调度员负责命令厂站运行值班人员和输变电设备运维人员执行，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，再办理完工手续。

5.10.3 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，再办理完工手续。新设备投运管理 6.1 一般原则

6.1.1 凡新建、扩建和改建的发输变电设备并入电网运行，应符合国家有关法规、标准及相关技术要求。6.1.2 新建、扩建和改建的发输变电设备接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作应有相应电网调控机构参加。

6.1.3 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户在并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。

6.1.4 调控机构应编制《并网调度服务指南》，明确设备并网应具备的条件、工作流程和资料报送要求等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网相关手续。

6.2 调控机构主要职责

6.2.1 对并网方的并网条件进行认定。

6.2.2 划分调管范围，编制、下达设备调度命名编号文件。6.2.3 开展继电保护定值整定计算工作。6.2.4 编制新设备启动投产方案。6.3 调度命名

6.3.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.3.2 新建、扩建和改建的500kV及以上变电站、并网发电厂及线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报国调、分中心或省调审定，其调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应调控机构负责下达。

6.3.3 新建、改建和扩建的220kV变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力全省统一消纳发电厂及并网线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报省调审定，其调管范围划分和发电厂、变电站、线路的调度命名统一由省调负责下达，厂站内设备的调度命名和编号按设备调管范围由相应调控机构负责下达。220kV及以上发输变电设备的调度命名和编号应符合省调制定的调度命名规则。

6.3.4 新建、改建和扩建的110kV及以下变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力在地区电网消纳发电厂及并网线路的调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应地、县调负责下达。

6.3.5 发电厂厂用电系统设备及变电站站用变系统设备由发电厂或变电站参照调控机构命名规则自行命名编号，但不得与调控机构下达的设备命名重名或重号。6.4 新设备投运应具备的条件

6.4.1 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户已签定《并网调度协议》。6.4.2 已按《并网调度服务指南》要求报送资料并通过调控机构审核。

6.4.3 继电保护、调度通信、自动化设备安装调试完毕，并完成与调控机构主、备调的联调。6.4.4 设备参数测量工作已完成，并报送调控机构（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）。

6.4.5 新投发电机组的各项涉网试验方案完备，并向调控机构报备。

6.4.6 纳入调控机构监控范围的设备已完成设备监控信息表审核及与调控机构主、备调的实传试验。

6.4.7 专业人员完成调控机构组织的业务培训；厂站运行值班人员（输变电设备运维人员）完成上岗资格培训及考试，并取得《调度控制系统运行值班合格证书》。6.4.8 启动试验方案和相应调度方案已获批准。6.4.9 已向调控机构提出新设备投运申请并经批准。6.4.10 生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等），相关厂、站及设备具备启动带电条件。6.4.11 启动委员会同意投产。6.5 新设备启动投运 6.5.1 新设备启动投运，可能对上级调控机构调管范围安全产生较大影响时，应经上级调控机构许可。

6.5.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调控机构根据电网情况为并网调试安排所需的运行方式。

6.5.3 并网调试期间，并网方应根据经调控机构审核的并网调试调度方案，按照值班调度员的调度指令进行并网调试；调控机构应针对可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

6.5.4 新设备应按新设备启动并网调度方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经启委会同意；若启动过程中发生电网故障或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。

6.5.5 新设备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委会的许可后才能进行启动。

6.5.6 新设备启动调试工作全部结束，进入试运行前应经启委会同意。

6.5.7 并网设备调试及相关系统试验完毕后，并网方应将调试报告、试验报告及相关参数报调控机构。并网电厂调度管理 7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。

7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求；光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。7.1.3 电厂并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。7.1.4 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.4.1 发电机组的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等技术性能参数达到有关国家及行业标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。

7.1.4.2 按要求完成发电机组励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验。调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.4.3 涉网保护（如定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激磁、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压等）和安全自动装置的配置和整定应满足有关规程、规定和电网运行要求，其中涉网保护应报调控机构备案。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息应能远传至调度端。

7.1.4.4 发电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。发电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。

7.1.4.5 水电站应按有关标准建立水情自动测报系统及水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.4.6 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.4.7 风电场、光伏电站应具备 AGC、AVC 等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。

7.1.4.8 电厂正式并网前，应按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 并网电厂机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC 等应纳入调控机构的统一管理。上述设备进行技术改造或更新时，应提前90日向调控机构报送有关资料，并重做相关调试试验。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。机组PSS未投入运行，机组发电出力不得超过额定容量的80%。

7.2.4 并网电厂机组励磁系统和调速系统应投入要求的自动控制模式，机组低励限制定值、调差系数和一次调频定值等应严格按调控机构下达的定值整定，未经调度同意，不得擅自变更运行状态及定值。

7.2.5 并网运行时，发电机励磁系统应投入自动电压闭环控制模式，不得采用无功恒定或其它控制模式。机组的计算机监控系统也应投入电压闭环控制模式，除手动或AVC调节的短时间外，不允许采用无功恒定或其它控制模式。

7.2.6 并网电厂应按调控机构的要求落实预防与控制电网功率振荡的各项措施，保证现场运行规程与电网调度规程相适应，保证出现功率振荡时能够及时响应和处置，平息功率振荡。7.2.7 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。7.2.8 并网电厂内调度管辖设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。7.2.9 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。7.2.10 燃料管理

7.2.10.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、消耗量、库存量、可用天数、缺煤（气、油）停机台数及对应发电容量等信息。

7.2.10.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，发电厂应及时向调控机构报告。

7.2.10.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析，根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。电网频率及联络线控制管理

8.1 四川电力系统的频率调整和省间联络线潮流的控制方式按国调、分中心下达的有关联网运行规定执行。

8.2 电网标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。西南、华中电网交流同步运行期间，电网频率按（50±0.1）Hz控制。

8.3 电力系统内所有发电厂均应监视频率。各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.4 四川电力系统解列孤网运行时，频率由省调值班调度员统一指挥。

8.5 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。

8.6 发电厂必须按照调度指令开停机炉、投退AGC、调整出力、维持备用容量。当发电厂因故不能使其出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。

8.7 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。

8.8 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调控机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度控制系统值班人员应按发布的调整指令执行。

8.9 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合有关规定。

8.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调控机构可以对超计划使用电力或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电量的单位负责。

8.11 各级调控机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。8.12 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求。因电网故障、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。9 电网电压调整和无功管理

9.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。9.2 无功电压的调度管理按调管范围分级负责，其中并入110kV及以下系统的发电厂无功电压调度管理由地调统一负责，各级调控机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。9.3 四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，由国调负责统计和考核。110kV及以下电压监测考核点由所辖地区电网调控机构按有关规定进行设置、统计。

9.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的进相与迟相运行能力，经调控机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调控机构下达机组的低励限制值。

9.5 并入四川电力系统的大用户，应按《电力系统无功补偿设备配置原则》的有关要求，配足无功补偿设备，并根据调控机构下达的电压曲线要求及时投切无功补偿设备，保证将高压母线电压控制在曲线规定的范围之内。

9.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调控机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调控机构备案。电压曲线的制定，应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《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。9.7 无功电压的正常运行与调整 9.7.1 电压调整主要有以下措施：

9.7.1.1 调整发电机、调相机无功出力，调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器、静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）的无功出力。9.7.1.2 投切电容器、电抗器。

9.7.1.3 调整有载调压变压器分接头。9.7.1.4 改变电力系统运行方式。

9.7.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。9.7.1.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。

9.7.2 各发电厂的运行值班人员，应按照调控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。

9.7.2.1 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，使母线电压在电压曲线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施。

9.7.2.2 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，使母线电压在电压曲线的偏下限区域运行。

9.7.2.3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。9.7.2.4 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，应及时汇报值班调度员。

9.7.3 值班监控员、厂站运行值班人员应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当变电站所有调压措施用尽但运行电压仍超出电压曲线规定范围时应及时汇报值班调度员。9.7.4 装有无功补偿设备的变电站，值班监控员、厂站运行值班人员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。

9.7.4.1 高峰负荷电压偏低运行时，应切除补偿电抗器，投入补偿电容器，提高母线运行电压。

9.7.4.2 低谷负荷电压偏高运行时，应切除补偿电容器，投入补偿电抗器，降低母线运行电压。

9.7.4.3 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，应及时汇报值班调度员。

9.7.4.4 各变电站装设的静止无功补偿器（SVC）和发电厂装设的静止无功发生器（SVG），由管辖该装置的调控机构下达运行定值，装置的投、退应按值班调度员调令执行。9.7.5 各厂站变压器分接头档位的运行调整

9.7.5.1 无载调压变压器的电压分接头，由调控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，未经调控机构同意，不得自行改变。

9.7.5.2 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、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，才能利用主变压器分接头调压，并做好调整记录；当变电站220kV母线电压低于205kV、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。

9.7.6 各级值班调度员、值班监控员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。

9.7.7 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压作用，原则上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。

9.7.8 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。

9.7.9 在正常运行方式时，500kV各厂站母线电压最高不应超过550kV（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。

9.7.10 向500kV空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过575kV，持续时间不应大于20分钟。

9.7.11 500kV发电厂、变电站母线高压电抗器的投退(各换流站的高压电抗器投退除外)由省调值班调度下令执行，发电厂、变电站运行人员不得自行改变母线高压电抗器的运行状态。10 电网稳定管理 10.1 一般原则

10.1.1 四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负责、网源协调的原则进行。

10.1.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.1.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.1.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，、丰（枯）期、月度、临时运行方式应按照统一标准开展稳定分析。

10.1.5 调控机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。10.1.6 调控机构应对运行方式以及周、日调度计划和临时运行方式以及电网实时运行状态等进行安全稳定校核分析。

10.1.7 为保证电力系统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。10.2 管理职责

10.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

10.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括与主网解列运行方式）安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措施。

10.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网安全的网源协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。

10.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施。

10.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。10.3 电网安全稳定分析

10.3.1 电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。

10.3.2 电网安全稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.3.3 调控机构应建立覆盖全网220kV以上发、供、用电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展电网稳定分析工作，必要时应对110kV网络进行仿真分析。

10.3.4 电网安全稳定分析的内容主要包括方式计算、丰（枯）期稳定计算、在线安全分析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平的措施和对电网稳定事故进行分析计算。

10.3.5 调控机构组织开展运行中电网的安全稳定计算分析工作，制定电网运行方式和安全稳定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的策略和措施，并按要求报上级调控机构。10.3.6 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.3.7 220kV及以上系统设备无快速保护运行时，调度机构应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公司分管领导批准。

10.3.8 调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书将稳定限额逐级下达执行。

10.3.9 对220kV以上电网正常运行有影响的系统性试验，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，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。

10.4 稳定限额及断面管理

10.4.1 调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析结果，确定运行设备输送功率、电流、电压或功率因数等的限额。

10.4.2 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.4.3 调控机构应根据电网丰（枯）期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰（枯）期稳定运行规定，经本级电网企业分管领导批准后执行。特殊情况下，需临时给定稳定断面及稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导批准后执行。10.4.4 电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经直调该设备的调控机构分管领导批准并做好事故预案，涉及上级调控机构许可范围的还应经上级调控机构许可。

10.4.5 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不同调控机构的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由相关最高级调控机构协调确定，相关调控机构应根据职责要求履行监控责任。10.4.6 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。10.4.7 调控机构值班调度员负责保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额情况时，应立即采取措施予以消除。涉及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网稳定运行的情况，应及时汇报上级调控机构。10.4.8 值班监控员、厂站运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。10.4.9 在负荷调整和调度操作时，应按要求提前调整设备潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自动装置动作。

10.4.10 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，并采取安全控制措施保证系统安全稳定运行。

10.5 安全稳定控制措施管理

10.5.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，制定电网安全稳定控制措施。

10.5.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。10.6 电网低频低压减负荷管理

10.6.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施；地调应根据省调下达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。10.6.2 地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案应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网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。

10.6.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。10.6.4 地调应定期对本地区的低频、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。对因地区电网运行方式或电网结构、负荷分布变化影响到低频、低压自动减负荷量的，应上报省调并制定调整方案。11 调控运行操作规定 11.1 调度倒闸操作原则

11.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级调控机构值班调度员。

11.1.2 调度倒闸操作应填写操作指令票。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

11.1.2.1 投退AGC功能或变更控制模式。11.1.2.2 投退AVC功能、无功补偿装置。

11.1.2.3 启停发电厂机组、调整有、无功出力。11.1.2.4 故障处置、紧急异常处理。11.1.2.5 拉闸限电。

11.1.2.6 单独投退继电保护（包括重合闸）。11.1.3 操作前应考虑以下问题：

11.1.3.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策。

11.1.3.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围、安控装置无故障跳闸判据启动等情况，必要时可先进行分析计算。

11.1.3.3 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、变压器分接头位置、无功补偿装置投入是否正确。

11.1.3.4 操作对保护、安控、设备监控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。11.1.3.5 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系统用刀闸带电拉合GIS设备短引线等误操作。

11.1.3.6 新建、扩建和改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。11.1.3.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

11.1.3.8 对直调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。11.1.4 影响网架结构的重大操作前，值班调度员应进行在线安全稳定分析计算，必要时可进行联合计算。

11.1.5 操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.1.5.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退PSS等，值班调度员可以发布单项指令，由接受调度指令的调度控制系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

11.1.5.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度控制系统值班人员应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。

11.1.5.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，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、顺序由接受调度指令的调度控制系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。11.1.6 调度倒闸操作指令票

11.1.6.1 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、新设备启动并网调度方案、电力系统运行规定和日调度计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。

11.1.6.2 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关一、二次设备状态（包括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。

11.1.6.3 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（或三重）命名和调度术语。操作指令票必须经过操作任务评估、拟写、审核、下达、执行、归档等环节，其中拟写、审核不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。11.1.6.4 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据下达的操作指令或操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容：

a.一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。b.厂用变、站用变电源的切换。c.直流电源的切换。

d.交流电流、电压回路和直流回路的切换。e.根据一次接线调整二次跳闸回路。

f.根据一次接线决定母差保护、安控装置的运行方式。

g.设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），应将保护停用并做好二次安全措施。h.现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。

11.1.6.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.1.6.6 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员应得到值班调度员正式发布的“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照预定联系时间进行操作。

11.1.6.7 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。11.1.7 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关等设备时，应做到：

11.1.7.1 借用设备的值班调度员主动征得直调该设备的值班调度员同意，进行调度关系转移，并明确预计借用期限。

11.1.7.2 直调该设备的值班调度员，将调度关系转移情况通知相关操作人员，由借用该设备的值班调度员下达全部操作指令。

11.1.7.3 借用该设备的值班调度员在设备使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给直调该设备的值班调度员，恢复原调度关系。11.1.8 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但故障处置或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。11.1.8.1 交接班时。

11.1.8.2 操作现场有雷雨、大风等恶劣天气时。11.1.8.3 系统发生异常及故障时。11.1.8.4 系统高峰负荷时段。

11.1.8.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.1.8.6 主、备调调度权转移时。

11.1.9 调控机构可结合直调设备实际情况编制操作规程，明确电气设备的具体调度操作规定。

11.2 监控远方操作原则

11.2.1 调控机构值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作。11.2.2 下列情况可由值班监控员进行开关监控远方操作： 11.2.2.1 一次设备计划停送电操作。11.2.2.2 故障停运线路远方试送操作。

11.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。11.2.2.4 负荷倒供、解合环等方式调整操作。

11.2.2.5 小电流接地系统查找接地时的线路试停操作。11.2.2.6 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。

11.2.3 输变电设备运维单位按月向调控机构提交具备监控远方操作条件的开关清单，期间如有变更，需及时更新并向调控机构提交更新后的清单，对不具备远方操作条件的，应说明原因。

11.2.4 监控值班长及正值监控员有权接受调度指令，接受调度指令时应严格执行复诵、录音、记录等要求。

11.2.5 值班监控员在进行操作时，必须由两人进行，一人监护，一人操作，监护人应具备正值以上岗位资格。

11.2.6 监控远方操作前，值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，按要求拟写监控操作票，操作票包括核对相关变电站一次系统图、检查设备遥测遥信指示、拉合开关操作等内容。对调度指令有疑问时，应及时询问值班调度员，核对无误后方可进行操作。

11.2.7 涉及单一开关的操作任务或故障远方试送可不拟写监控操作票，涉及多个开关的操作任务，应拟写监控操作票。远方操作前值班监控员应与输变电设备运维单位核实现场设备具备远方操作条件。

11.2.8 监控远方操作必须采取防误措施，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护等要求，确保操作正确。若电网或现场设备发生异常及故障，可能影响操作安全时，值班监控员应中止操作并报告值班调度员，必要时通知输变电设备运维人员。

11.2.9 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，监控远方操作后的位置检查应满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”，若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备状态。

11.2.10 监控远方操作中，因监控系统或站端设备异常等导致操作无法执行时，值班监控员应终止操作，汇报值班调度员，通知自动化人员或输变电设备运维人员检查处理，并可根据情况联系输变电设备运维单位进行现场操作，现场操作由值班调度员直接下令至输变电设备运维人员。

11.2.11 监控远方操作完成后（除涉及无功、电压调节进行的无功补偿设备和变压器调档操作外），值班监控员应及时汇报值班调度员，同时告知输变电设备运维单位。

11.2.12 设备检修工作许可开工后和设备送电前，输变电设备运维人员应及时告知值班监控员，值班监控员应在监控系统对应检修设备上设置或拆除“检修”牌，并做好相关记录。11.2.13 遇有下列情况时，不允许对开关进行远方操作： 11.2.13.1 开关未通过遥控验收。

11.2.13.2 开关正在进行检修（遥控传动除外）。

11.2.13.3 开关切除故障短路电流次数或正常操作次数已达规定值。11.2.13.4 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作。

11.2.13.5一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。11.2.13.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。

11.2.13.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。

11.2.13.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。

11.2.14 调控机构应定期对开关远方操作情况进行统计分析，并按时报送上级调控机构。12 故障处置规定 12.1 故障处置原则

12.1.1 迅速限制故障的发展，消除故障的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。12.1.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。

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 按规定及时汇报故障及处置情况，并告知有关单位和提出故障原始报告。12.2 故障处置要求

12.2.1 电网发生故障时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即将故障发生的时间、设备名称及其状态等概况向值班调度员汇报，经检查后再详细汇报如下相关内容：

12.2.1.1 保护装置动作及通道运行情况。

12.2.1.2 设备实际位置、外部有无明显缺陷及故障征象。12.2.1.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。

12.2.2 发生以下故障时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报： 12.2.2.1 上级调控机构许可设备故障。

12.2.2.2 影响上级调控机构直调范围内安控装置（系统）切机、切负荷量的。12.2.2.3 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。12.2.2.4 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。

12.2.2.5 影响上级调控机构直调范围内保护及安控装置通道正常运行的。

12.2.2.6 其它影响上级调控机构直调系统安全运行或需要上级调控机构协调、配合处理的。12.2.3 故障处置时，调度控制系统值班人员进行对系统有重大影响的操作前，应取得相应值班调度员的许可。上级调控机构值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知下级调控机构值班调度员。非故障单位应加强运行监视，不得在故障当时向调控机构和故障单位询问故障情况或占用调度电话。12.2.4 为防止故障扩大，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后应尽快汇报值班调度员：

12.2.4.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。12.2.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.2.4.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

12.2.4.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，按现场规程规定调整保护。12.2.4.5 系统故障造成频率严重偏差时，调整机组出力和启停机组协助调频。12.2.4.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。12.2.5 设备故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据现场规程规定确认设备是否具备送电条件，并向值班调度员汇报并提出送电时的要求。12.2.6 故障处置时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助故障处置。相关单位应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联系。

12.2.7 故障处置完毕后，故障单位应整理故障报告，及时汇报有关部门。12.3 故障协同处置

12.3.1 调控机构值班调度员负责处置直调范围的故障，故障处置期间下级调控机构值班调度员应服从上级调控机构值班调度员统一指挥。12.3.2 直调范围内电力系统发生故障，值班调度员应按要求立即进行故障处置；若影响非直调电力系统运行时，应及时通报相关调控机构，需上级或同级调控机构配合时，应由上级调控机构协调处理。12.3.3 跨区、跨省重要送电通道故障后，省调接受国调、分中心统一指挥通过调整机组出力、控制联络线功率等措施，将相关断面潮流控制在稳定限额之内，必要时采取控制受端电网负荷等措施，控制电网频率、电压满足相关要求。

12.3.4 各级调控机构间应建立电网运行信息共享机制，及时通（汇）报故障告警信息及处置措施，提高故障处置协同水平。12.4 频率异常处置

12.4.1 电网频率的标准是50Hz，超过50±0.2Hz为异常频率。12.4.2 四川电网与外网交流联网运行发生频率异常时，省调根据分中心的统一指挥进行频率调整。

12.4.3 电网频率降低时按下列办法处理，注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.4.3.1 电网频率低于49.80Hz时，省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组，必要时采取限电措施，使频率恢复正常。

12.4.3.2 电网频率低于49.50Hz时，省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至49.80Hz以上。

12.4.3.3 电网频率低于49.00Hz时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组等措施；有限电序位表的厂站，应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。

12.4.3.4 电网频率低于48.50Hz时，调度控制系统值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(馈线)。

12.4.3.5 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度员下令不应擅自送电。

12.4.3.6 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度员下令，不应送电或并列。12.4.3.7 当频率恢复至49.80Hz以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.4.4 电网频率高于50.20Hz时的处理方法： 12.4.4.1 调频厂将出力减至最低。

12.4.4.2 少用网供计划的地调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

12.4.4.3 电网频率超过50.50Hz时，各发电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，各级值班调度员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。12.5 电压异常处置

12.5.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90％以下时，厂站运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用机组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。值班调度员应采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷）消除发电机的过负荷情况。

12.5.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至480kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免系统发生电压崩溃，值班调度员应立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95％以上，原则上首先对电压最低的地区实施限电。12.5.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应不待调度指令，拉开装置所接跳的开关。

12.5.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应采取切除电容器、投入电抗器、减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常。

12.5.5 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，应立即采取措施在20分钟之内将电压降至合格范围。如需拉停500kV线路配合调压，应经调控机构分管领导批准。12.6 功率越限处置

当电网设备、输电断面功率超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施降至限额以内: 12.6.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

12.6.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。12.6.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。12.6.4 在受端进行限电或拉闸。

12.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面，由最高一级调控机构值班调度员统一进行指挥调整。12.7 系统同步振荡处置

12.7.1 系统同步振荡的主要现象

12.7.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

12.7.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。12.7.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。12.7.2 系统同步振荡的处理方法

12.7.2.1 厂站运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。

12.7.2.2 厂站运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意，解列该机组。

12.7.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷，直至振荡消除。12.8 系统异步振荡处置

12.8.1 系统异步振荡的主要现象

12.8.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。12.8.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。12.8.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

12.8.1.4 失去同步的两个系统（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

12.8.2 系统异步振荡的处理方法

12.8.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大故障范围。

12.8.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少操作，在满足下列条件的前提下可以不解列，允许局部电网短时非同步运行，而后再同步：

a.电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备。

b.枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩掉大量负荷。

c.电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能迅速恢复同步运行。

12.8.2.3 对频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。

12.8.2.4 对频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.5Hz以上，直至振荡消除。

12.8.2.5 厂站运行值班人员应不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。

12.8.2.6 各级值班调度员应迅速在频率升高侧（送端）降低机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、故障限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。12.8.2.7 在机组振荡时，未经值班调度员许可，厂站运行值班人员不应将发电机解列（现场规程有规定者除外）；但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。12.8.2.8 如振荡是因机组非同期合闸引起的，厂站运行值班人员应立即解列该机组。

12.8.2.9 因环状电网（包括并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应的开关。

12.8.2.10 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。

12.8.2.11 如经采取以上所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止故障的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。12.9 单机异步振荡处置

12.9.1 单机异步振荡的主要现象

异步机组有功、无功、电流大幅摆动，可能出现过零。其余机组变化趋势与之相反。异步机组有周期性轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.9.2 单机异步振荡的处理方法

12.9.2.1 厂站运行值班人员在发现单机异步振荡后，应不待调度指令立即退出异步机组AGC、AVC，减少异步机组的有功出力，增加励磁电流，并汇报值班调度员。

12.9.2.2 采取减少异步机组的有功出力、增加励磁电流等措施3分钟后，机组仍然未进入同步状态，厂站运行值班人员可按现场规程规定解列机组。

12.9.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，厂站运行值班人员应立即解列机组。12.10 线路故障处置

12.10.1 线路故障跳闸后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即收集故障相关信息并汇报值班调度员，由值班调度员综合考虑电网情况、跳闸线路的有关设备信息确定是否试送。若有明显的故障现象或特征，应查明原因后再考虑是否试送。

12.10.2 试送前，值班调度员应与值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员确认具备试送条件。具备监控远方试送操作条件的，应进行监控远方试送。

12.10.3 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应试送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路试送电一次。如试送不成功，需再次试送，应经本调控机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.10.4 线路跳闸后，对电网安全运行有重大影响的或有重大社会影响的如中心城市、重要用户、藏区电网供电线路等，值班调度员可下令对线路强送一次。12.10.5 线路故障跳闸后，送电前应考虑：

12.10.5.1 正确选择试送端，满足相关技术规定，使系统稳定不致遭到破坏。试送前，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试送。

12.10.5.2 线路试送开关应完好，且具有完备的继电保护。无闭锁重合闸功能的，应将重合闸停用。

12.10.5.3 若故障时伴随有明显的故障征象，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否送电。

12.10.5.4 对试送端电压进行控制，对试送后首、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

12.10.5.5 线路故障跳闸后，若开关的故障切除次数已达到规定次数，厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应根据规定向相关调控机构提出运行建议。

12.10.5.6 当线路保护和线路高压电抗器（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高压电抗器（串补装置）同时故障来考虑故障处置。12.10.5.7 大电流接地系统中，线路试送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的220kV线路送电，终端变压器的中性点必须接地。12.10.6 有带电作业的线路故障跳闸后，试送电的规定如下： 12.10.6.1 值班调度员应与相关单位确认线路具备试送条件，方可按上述有关规定进行试送。带电作业的线路跳闸后，现场人员应视设备仍然带电并尽快联系值班调度员，值班调度员未与工作负责人取得联系前不得试送线路。

12.10.6.2 线路故障跳闸后，值班调度员应发布巡线指令，应明确是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12.10.7 监控远方试送操作要求

12.10.7.1 监控远方试送操作应具备以下条件：

a.线路主保护正确动作、信息清晰完整，且无母线差动、开关失灵等保护动作。b.对于带高压电抗器、串补运行的线路，未出现反映高压电抗器、串补故障的告警信息。c.通过工业视频未发现故障线路间隔设备有明显漏油、冒烟、放电等现象。d.故障线路间隔一、二次设备不存在影响正常运行的异常告警信息。

e.开关远方操作到位判断条件满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”。f.集中监控功能（系统）不存在影响远方操作的缺陷或异常信息。12.10.7.2 当遇到下列情况不允许对线路进行远方试送：

a.监控员汇报站内设备不具备远方试送操作条件。

b.运维单位人员汇报由于严重自然灾害、山火等导致线路不具备恢复送电的情况。c.电缆线路故障或者故障可能发生在电缆段范围内。d.判断故障可能发生在站内。

e.线路有带电作业，且明确故障后不得试送。f.相关规程规定明确要求不得试送的情况。

12.10.7.3 输变电设备运维人员到达现场后,应立即通知调控机构,检查确认相关一、二次设备运行状态，并及时汇报调控机构。如果此时线路尚未恢复运行，应由现场运维人员确认具备试送条件后，调控机构进行远方试送操作，并由现场运维人员负责设备状态确认。12.11 发电机故障处置

12.11.1 发电机异常或跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处置。

12.11.2 电网故障情况下，负责孤网调频调压的发电机未经值班调度员许可，不得擅自解列。12.11.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，厂站运行值班人员应不待调度指令，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。

12.11.4 机组失去励磁时而失磁保护未动，厂站运行值班人员应立即将机组解列。

12.11.5 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，厂站运行值班人员应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

12.12 变压器及高压电抗器故障处置

12.12.1 变压器、高压电抗器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对设备及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得试送电。

12.12.2 变压器、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、高压电抗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）应对设备进行全面检查，必要时应进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。12.12.4 变压器、高压电抗器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认设备能否运行。12.12.5 中性点接地的变压器故障跳闸后，值班调度员应按规定调整其他运行变压器的中性点接地方式。并列运行的变压器故障跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况。12.13 SVC装置故障处置

12.13.1 SVC相控电抗器故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即检查相关设备，汇报值班调度员。缺陷消除恢复送电时应注意满足有关电容器和相控电抗器送电先后顺序的配合要求。

12.13.2 SVC装置发生异常影响到其动态电压调节功能时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员应按该SVC装置停运控制相关断面潮流。12.14 母线故障处置

12.14.1 当母线失压后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，同时将故障或失压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 当母线故障后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即对停电母线进行检查，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 找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（应先拉开故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。

12.14.2.4 当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调整系统相关保护定值，恢复母线送电。

12.14.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离故障开关，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及故障现象，判明故障情况，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。值班调度员也应与厂站运行值班人员和输变电设备运维人员核对现状，切不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在设备上工作。12.15 开关故障处置

12.15.1 开关操作时或运行中发生非全相运行，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并立即汇报值班调度员。

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。

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、4/3接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（操作前应经调控机构分管领导同意，并应采用远方操作方式，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，解环前退出旁路开关操作电源；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 串补装置故障处置 12.16.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应根据现场运行规程判断设备能否继续运行。若不能继续运行或判断不明，应尽快汇报值班调度员将串补装置退出运行，线路及高压电抗器可以继续运行。

12.16.2 串补装置本体保护动作退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补装置送电。

12.16.3 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接地操作应在线路转冷备用15分钟后进行。

12.16.4 线路故障跳闸停运后，应将串补装置转冷备用状态，并检查线路、高压电抗器、串补装置的保护动作情况。线路恢复送电后，串补装置检查无异常，可投入运行。12.17 互感器故障处置

12.17.1 电压互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。

12.17.2 在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件。12.17.3 电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。

12.17.4 电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应迅速按现场规程规定处置。12.18 安控装置动作或异常处置

12.18.1 当安控装置动作后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员根据运行情况决定所切机组（负荷）是否并列（送电），但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。

12.18.2 当安控装置误动时，应将误动的安控装置退出，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。

12.18.3 当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。

12.18.4 当安控装置通道不能正常运行时，应按规定退出该通道或停运该安控装置；停运该安控装置时，同时退出相关联的通道。12.19 通信联系中断处置

12.19.1 调控机构与主要厂站通信联系中断，备调通信畅通时，可将调度指挥权转移至备调。12.19.2 调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。12.19.3 当厂站与调控机构通信中断时：

12.19.3.1 调频厂仍负责频率及联络线潮流调整工作，其它各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。12.19.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。

12.19.3.3 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。

12.19.4 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，则该操作指令不应执行；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汇报前，与受令单位失去通信联系，则应认为该操作指令正在执行中。12.19.5 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.19.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应尽快将故障点隔离。

12.19.5.2 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。

12.19.5.3 电压异常时，各厂站应采取措施按规定调整电压。

12.19.6 凡涉及电网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。

12.19.7 通信恢复后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处置情况。12.20 调度自动化系统主要功能失效处置

12.20.1 通知所有投入AGC控制的发电厂改为就地控制方式，按值班调度员要求调整机组出力。

12.20.2 通知所有投入AVC控制的厂站改为就地控制方式，按电压曲线调整电压。12.20.3 汇报上级调控机构，并按其要求调整联络线及重要断面潮流。

12.20.4 通知各重要厂站、下级调控机构加强设备状态、潮流及电压的监视，发生异常情况及时汇报。

12.20.5 除电网异常故障处理外原则上不进行电网操作、设备试验。12.20.6 将监控职责移交至输变电设备运维人员。12.20.7 根据相关规定要求，必要时启用备调。13 继电保护和安全自动装置管理

13.1 调控机构按照直调范围开展继电保护和安全自动装置的运行管理、定值管理和专业技术管理工作。

13.2 调控机构组织或参加直调范围新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、继电保护和安全自动装置配置原则等）。

13.3 调控机构组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。13.4 运行管理

13.4.1 调控机构应制定继电保护和安全自动装置调度运行规程。运行维护单位应编写现场运行规程，并报有关部门备案。

13.4.2 继电保护和安全自动装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行，现场具体操作按现场运行规程执行。

13.4.3 值班调度员应熟悉系统继电保护和安全自动装置的配置、运行规定和整定运行方案，了解动作原理和整定原则。新型继电保护和安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员技术交底。

13.4.4 变压器中性点接地方式由调管该设备的调控机构确定，并报上级调控机构备案。如上级调控机构对主变中性点接地方式有明确规定，则按上级调控机构规定执行。13.4.5 调控机构应对继电保护和安全自动装置进行调度命名，值班调度员在下达调度指令以及现场值班员在汇报运行情况时，应严格按照定值单上保护装置的调度命名编号及保护名称执行。

13.4.6 运行中的继电保护和安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，按调度指令及现场运行规程进行处理，及时通知维护部门消缺。紧急情况下，可不待调度指令，按现场规程将继电保护和安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。13.4.7 运行中的继电保护及安全自动装置动作时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应记录继电保护及安全自动装置动作情况，立即向值班调度员汇报。运维单位查明动作原因后，应及时汇报直调及监控该装置的调控机构。13.4.8 继电保护及安全自动装置动作后，运维单位应立即进行处理和分析，调控机构应指导运行单位进行事故分析。13.4.9 继电保护和安全自动装置应按规定正常投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按相关规定处理。

13.4.10 220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。遇下列特殊情况设备需运行时，应做好相关安全措施，并经直调该设备调控机构分管领导批准。13.4.10.1 220kV线路失去全线速动保护。13.4.10.2 500kV断路器失去断路器保护。

13.4.10.3 220kV母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。13.4.11 运行维护单位应有完整的继电保护和安全自动装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调控机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包括图纸资料、事故分析、反事故措施等）。

13.4.12 运行维护单位负责继电保护统计分析及运行管理应用（模块）中保护及安全自动装置参数、装置检验信息、装置动作信息、装置缺陷及其相关一次设备等数据的录入及更新，各级调控机构负责审核运行维护单位填报数据的正确性和及时性。

13.4.13 继电保护和安全自动装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则，依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》开展。13.5 定值管理

13.5.1 继电保护定值的整定计算应符合国家、行业、和国家电网公司相关企业标准的要求。13.5.2 继电保护和安全自动装置的整定计算按照直调范围开展，上级调控机构可将部分继电保护和安全自动装置的整定计算授权下级调控机构或运维单位。

13.5.3 调控机构负责直调范围内系统保护的整定，并编制继电保护整定运行方案。13.5.4 发电厂负责发电机变压器组等元件保护定值计算，发电厂发变组中性点零序电流保护定值应按照调控机构下达的限值执行，满足电网运行要求并报调控机构备案。

13.5.5 设备运行维护单位负责整定变电站内的主变压器、高压电抗器及断路器的非电量保护、（66kV、35kV、10kV）站用变压器、低压电抗器、低压电容器、SVC及直流融冰装置保护、串联补偿装置本体保护定值，并将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调控机构备案。13.5.6 发电厂、运维单位应根据调控机构提供的系统侧等值参数，对自行整定的保护装置定值进行计算、校核及批准。

13.5.7 调控机构之间、调控机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守，以满足分界点定值的整定计算要求。13.5.8 涉及整定分界面的定值整定，应按下一级电网服从上一级电网、下级调度服从上级调度、尽量考虑下级电网需要的原则处理。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。

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

13.5.10 调控机构应定期组织运行维护单位对直调范围内设备的继电保护定值进行全面核对。

13.5.11 定值整定单位应编制并下达继电保护和安全自动装置定值单，定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。

13.5.12 继电保护和安全自动装置定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单整定，调控机构、运行维护单位所执行的继电保护和安全自动装置定值单应一致。13.5.13 继电保护和安全自动装置的定值单应按调度指令启用、更换、作废，并由厂站运行值班人员或输变电设备运维人员与值班调度员核对执行。定值单执行后及时返回归档。13.5.14 运行维护单位如遇定值偏差或其它问题无法执行定值单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位确定处理方案。

13.5.15 临时或特殊运行方式需要更改继电保护和安全自动装置定值时，可由定值整定单位下达临时或特殊方式定值。紧急情况下，值班调度员可先改变运行方式，后联系定值整定部门进行定值更改。13.6 专业技术管理

13.6.1 进入电网运行的继电保护和安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.2 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑继电保护和安全自动装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列装置的配置与选型应经相应调控机构继电保护部门审核。

13.6.2.1 线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿装置等设备的继电保护装置。13.6.2.2 安全自动装置。

13.6.2.3 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。13.6.3 在四川电力系统挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调控机构及运检部门共同审批。

13.6.4 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行工况、使用年限以及调控部门要求，提出大修技改计划，调控机构负责审查。

13.6.5 继电保护和安全自动装置的软件版本及反事故措施应统一管理，分级实施。运维单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施。

13.6.6 新投运保护装置或保护装置电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。13.6.7 继电保护和安全自动装置的状态信息、告警信息、动作信息及故障录波数据应满足上送至调控机构的要求。

13.6.8 各发电厂继电保护的配置和设计严格遵守和执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《电网运行准则》、《继电保护设备标准化设计规范》等规程规范及继电保护反事故措施要求。

13.6.9 当系统的继电保护和安全自动装置因安全稳定要求进行更新或改造时，相关发电厂及用户应按调控机构的要求予以配合。

13.6.10 智能站继电保护和安全自动装置管理、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护和安全自动装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护和安全自动装置设备管理范畴。

13.6.11 各级调控机构按照直调范围对智能变电站全站系统配置文件（SCD）进行归口管理，运维单位具体负责实施。

13.6.12 智能变电站继电保护和安全自动装置使用的智能装置能力描述文件（ICD）应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.13 行波测距、故障录波装置（含故障录波系统子站）、二次设备在线监视与分析系统子站正常应投入运行。如需退出运行，应经值班调度员同意。

13.6.14 二次设备在线监视与分析系统及故障录波系统子站应在投运前完成与调度端主站联调测试，与一次系统及其保护装置同步投运。13.7 检验管理

13.7.1 运行维护单位应根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》等要求制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期对运行中的继电保护和安全自动装置进行检验。13.7.2 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定继电保护和安全自动装置检验计划，并将检验计划及完成情况及时报调控机构。

13.7.3 运行维护单位在进行继电保护和安全自动装置检验工作时应编制相应现场作业风险管控方案，落实风险管控措施。

13.7.4 接入电力系统运行的继电保护和安全自动装置所用的通道设备应按有关规程要求进行调试并定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。13.7.5 行波测距、故障录波、继电保护故障信息管理系统子站等的检验应按照继电保护装置检验管理的要求进行。13.8 运行操作 13.8.1 线路保护

13.8.1.1 线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投退。投运前，线路两侧厂站值班人员应检查纵联保护通道正常。线路两侧后备保护可单独投退。

13.8.1.2 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。13.8.1.3 500kV线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。

13.8.1.4 对于3/2 接线或角形接线方式，当线路或主变停运而开关合环运行时，厂站运行值班人员应自行负责投入短引线差动保护或按规定进行保护调整。如主变差动保护回路无工作则可启用主变差动保护作为该短引线的保护，但主变瓦斯保护应退出运行。13.8.1.5 500kV线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.6 500kV线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.7 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。13.8.1.8 配置有两套微机重合闸的线路，重合闸的启用方式按照定值单要求执行。当其中一套保护装置停运时，厂站运行值班人员应自行负责启用或核实启用另一套保护装置上的重合闸功能。

13.8.1.9 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

13.8.1.10 线路纵联保护弱馈功能的启用方式应根据电网运行方式及时调整。13.8.1.11 在110kV、220kV厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内开关零序保护。

13.8.1.12 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。

13.8.2 母差保护和断路器失灵保护

13.8.2.1 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，应按现场运行规程调整母差保护运行方式。

13.8.2.2 500kV母线不允许无母差保护运行。

13.8.2.3 特殊情况下220kV母线无母差保护运行时，应按规定调整相关保护定值。

13.8.2.4 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。

13.8.2.5 开关退出运行时，厂站运行值班人员应自行负责退出该开关的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸；开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。13.8.2.6 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。

13.8.2.7 双套线路（主变）保护与双套母差保护一一对应构成失灵回路的，按定值单要求同时启用两套失灵保护。对于未按照上述设计原则接线的按定值单要求启用一套失灵保护。13.8.2.8 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护也应停用；因测试CT极性需退出母差保护时，失灵保护可继续保持启用状态。13.8.3 变压器和电抗器保护

13.8.3.1 500kV变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

13.8.3.2 220kV变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。

13.8.3.3 变压器充电时，其保护应按规定投入运行。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV变压器退出差动保护应经省调分管领导批准）。

13.8.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变时，应按现场规程调整中性点接地保护。

13.8.3.5 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）压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。

13.8.4 串补装置本体保护投入（退出）运行时，除应投入（退出）相应本体保护外，厂站运行值班人员还应自行负责投退相关压板，沟通（断开）串补装置本体保护跳线路本侧开关及远跳对侧开关的回路，以及线路保护至串补装置本体保护的回路。13.8.5 智能变电站设备

13.8.5.1 智能变电站运行中的合并单元、智能终端和过程层交换机出现异常时，值班监控人员、厂站运行值班人员、输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理。

13.8.5.2 合并单元、过程层交换机异常时，应立即退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.8.5.3 智能终端异常时，应立即退出异常装置的出口硬压板，同时退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.9 安控装置管理

13.9.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。13.9.1.1 根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能。13.9.1.2 联切机组（并网线路）和负荷功能。13.9.1.3 低频、低压就地切负荷功能。

13.9.1.4 高频、高压就地切机（并网线路）功能。13.9.1.5 设备过载联切机组功能。13.9.1.6 失步解列功能。

13.9.2 调控机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、供电公司、检修公司、电力用户负责根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场运行规程。

13.9.3 调控机构负责安控装置及有关通道的调度管理，设备及通信运维单位负责安控装置及有关通道的运行管理及维护工作。

13.9.4 未经调控机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。

13.9.5 各供电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切负荷方案的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。

13.9.6 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。13.9.7 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。13.9.8 安控装置的启停

13.9.8.1 安控装置启用应注意： a.确认系统的运行方式，核对安控装置的定值。

b.根据启停调整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。c.检查并确认有关厂站的安控装置工作正常。

d.按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能。

e.启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。13.9.8.2 安控装置停用应注意：

a.确认系统的运行方式。

b.根据启停调整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。

c.按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能。

d.停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。

13.9.9 安控装置的运行

13.9.9.1 当系统运行方式变化时，值班调度员应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因故停运时，应相应调整系统运行方式。13.9.9.2 厂站内运行方式变化时，运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机情况确定所切机组）。

13.9.9.3 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。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。

13.9.9.4 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统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。13.9.10 安控装置的联调

13.9.10.1 安控装置的联调应由调控机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。13.9.10.2 调控机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应的调试细则。

13.9.10.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。13.10 备用电源自动投入装置管理

13.10.1 调控机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护单位应制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。13.10.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求： 13.10.2.1 备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。

13.10.2.2 对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。

13.10.2.3 备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行要求。

13.10.3 现场值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置，并根据现场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。14 调度自动化管理 14.1 一般原则 14.1.1 调控机构负责调管范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作。

14.1.2 厂站运维单位负责自动化子站系统的安全运行，负责子站设备的运行维护和检验，参加新建和改（扩）建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。14.1.3 省、地级调控机构应设置调度自动化专业部门，厂站运维单位应设置负责子站设备运行维护的部门或专岗。

14.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足电力系统调度控制运行管理的需要。14.1.5 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。14.2 运行管理

14.2.1 调控机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，建立电力二次系统纵深安全防护体系，并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。14.2.2 按照“统一管理、分级维护”原则，省调负责省级调度数据接入网的运行管理与考核,地调负责地级调度数据接入网的运行管理与考核。14.2.3 调控机构、厂站运维单位应按照相关要求，分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护，并向相关调控机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享”。

14.2.4 电网模型命名应与电网一次设备调度命名一致。电网模型、电网一次接线图的描述和交换应遵循相关规范要求。14.2.5 运行维护要求

14.2.5.1 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。

14.2.5.2 调控机构、厂站运维单位的专责人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

14.2.5.3 厂站运维单位应建立厂站自动化设备的台账、运行日志、设备缺陷和测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，编制运行维护设备的运行月报，按时上报调控机构。

14.2.5.4 在进行调控主站系统的运行维护时，如可能会影响到自动化信息或功能，应按规定提前办理自动化检修票，开工前自动化值班人员应提前通知值班调度员、监控员和相关调控机构自动化值班人员。

14.2.5.5 在厂站端进行工作可能影响上下行自动化信息时，应按规定提前办理自动化检修票，开工前应提前通知相关调控机构自动化值班人员，自动化值班人员应通知值班调度员、监控员。

14.2.5.6 未经调控机构同意，不应在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。当自动化设备在运行中发生危及人身、电网或设备安全的情况时，现场人员应按相关规程处理，并及时向调控机构自动化值班人员汇报。14.2.6 异常和故障处理

14.2.6.1 下级调控机构主站设备异常影响送上级调控机构自动化信息时，应及时汇报上级调控机构自动化管理部门。

14.2.6.2 子站设备运维部门发现故障或接到设备故障、自动化信息异常通知后，应及时处理并向调控机构自动化值班人员如实汇报有关情况。对于超过24小时设备故障（异常）或信息错误，必须向调控机构提交书面报告，如实记录故障（异常）现象、原因及处理过程、处理结果和预防措施。

14.2.6.3 因设备缺陷暂时无法根本解决的，应采取加强管理、提高巡视力度、进行人工处置等方法，改善设备运行状况，同时申报改造项目予以解决。

14.2.6.4 厂站处理异常时如需投退AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，投退操作应经值班调度员许可。如异常危及电网运行、现场设备及人员安全，厂站运行值班人员应先退出AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，再及时向值班调度员汇报。14.3 AGC管理

14.3.1 200MW（新建100MW）及以上火电（不含背压式热电机组）和燃气机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组，风电场，光伏电站应具备自动发电控制（AGC）功能，参与电网闭环自动发电控制。

14.3.2 纳入AGC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.3.3 应具有AGC功能的机组商运前，由发电厂提供AGC现场试验报告，并完成与调控机构AGC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。

14.3.4 纳入AGC控制的发电厂（机组），其调节参数（调节范围、调节速率等）由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.3.5 发电厂（机组）AGC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AGC功能方可投入运行。

14.3.6 发电厂（机组）远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.3.7 具备AGC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AGC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AGC远方控制功能。14.4 AVC管理

14.4.1 AVC系统的建设、运行应按照“总体规划、分步实施、分级分层、联网协调运行”的原则实施。

14.4.2 并网运行机组应具备AVC功能，AVC装置应具备与电网调控机构AVC主站实现联合闭环控制的功能。

14.4.3 纳入AVC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.4.4 接入调控机构AVC主站的新建发电厂（机组）AVC子站，机组商运前由发电厂提供AVC现场试验报告，并完成与调控机构AVC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。14.4.5 纳入AVC控制的发电厂（机组），其调节参数由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.4.6 发电厂（机组）AVC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AVC功能方可投入运行。

14.4.7 发电厂（机组）远方AVC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.4.8 具备AVC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AVC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AVC远方控制功能。

14.4.9 除用户变电站以外的所有35kV及以上电压等级变电站AVC子站均应接入调控机构AVC主站。

14.4.10 新建500kV变电站与省调AVC主站的接入和联调工作以及新建220kV变电站与地调AVC系统的接入和联调工作，应与变电站无功补偿设备的投产同步完成。

14.4.11 220kV变电站在投运后的1个月内，所辖地调AVC子站需完成新投变电站与省调AVC主站的联调测试工作。14.5 检修管理

14.5.1 调度自动化设备检修工作主要包括对自动化系统和设备的结构进行更改、软硬件升级、年检（测量装置/回路检验、传动试验等）、消缺等内容。14.5.2 调度自动化设备检修应实现计划管理。自动化系统和设备的检修计划应与一次设备的检修计划同步编制和上报，由相应调控机构负责审核和批复。14.5.3 未经相关调控机构自动化管理部门同意，任何人不应该对该调控机构管辖的自动化设备进行维护、调试、试验、测试、消缺等工作。14.5.4 自动化设备检修申请管理制度

14.5.4.1 自动化设备的计划检修和临时检修，应向调控机构办理自动化检修票并按规定履行审核、批准、开工、延期、完工手续。

14.5.4.2 自动化检修票应提前3个工作日（重要节日或重大保电时期应提前5个工作日），临时检修应提前4小时提出申请，报调控机构自动化管理部门批准后方可实施。

14.5.4.3 主站系统的故障消缺，由调控机构自动化值班人员及时通知相关业务处室，必要时应报告主管领导。

14.5.4.4 子站设备发生故障时，运维人员应立即向调控机构自动化值班人员汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，经同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后1天内将故障处理情况上报调控机构。

14.5.5 设备检修应执行安规及安全生产工作规定，制定完善的组织措施、安全措施、技术措施并落实。

14.5.6 已开工的自动化检修工作，当电网出现紧急情况时，调控机构自动化值班人员有权终止检修工作。15 调度通信管理 15.1 一般原则

15.1.1 电力通信应满足电网运行与管理的需要。四川电力通信网的调度管理应遵循统一调度、分级管理的原则。

15.1.2 四川电网通信电路及设备实行属地化管理原则，投入运行的通信电路及设备，均由属地管理单位实施运行维护和检修管理。接入通信网运行的通信设备及相应的辅助设施均应纳入相应的通信调度管辖范围。

15.1.3 通信调度是电力通信网运行与故障处理的指挥和协调中心，省信通公司应设置24小时有人值班的通信调度，按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。省检修公司和地市供电公司应建立24小时通信运维值班制度，接受省级通信调度下达的通信调度指令,履行本级电力通信网运行维护职责。发电企业和直供大用户应按调度部门的要求建立24小时运维值班制度，接受通信调度下达的通信调度指令，履行资产和运维范围内的通信网运行维护职责。

15.1.4 承担通信光缆线路运行维护的单位（或部门），应接受同级和上级通信运行管理机构的业务指导和运行管理，服从通信调度指挥。

15.1.5 生产型场所通信机房运维单位应负责对电源、环境、主设备告警等信息实施24小时监视。

15.2 调度管辖范围

15.2.1 通信调度管辖范围参照DL/T544执行。

15.2.2 并入电力通信网运行的发电厂、用户变电站通信设备和承载电力生产业务的电路资源，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行维护，按照调度管辖范围纳入相应通信管理机构调度管理。15.3 技术要求

15.3.1 电力通信网所用通信设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术管理规定，通过国家级质量检验测试中心测试，并满足所接入系统的组网要求。

15.3.2 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障、单条光缆故障或单点设施故障，不应造成系统内任一厂站的电力调度业务的全部中断。15.3.3 投入运行的通信设备应具备必要的监视手段，各运行维护单位应即时监视调度通信电路的运行情况。

15.3.4 省调直调发电厂、用户变电站应配置省、地两套传输网设备，分别接入省、地通信传输网，其余传输设备根据具体工程组网需要配置。

15.3.5 接入四川电力通信网设备应保证与本级通信网管统一，同步时钟统一。15.3.6 省调核心通信站应具备四条及以上完全独立的光缆通道，地调核心通信站应具备三条及以上完全独立的光缆通道，县（配）调、重要变电站、直调发电厂（含梯级电站集控中心）和通信枢纽站通信系统应具备两条及以上完全独立的光缆通道。省调（含备调）至直调对象应具备两条及以上的完全独立的通道路由。

15.3.7 传输同一条线路的两套保护或有主备关系的两套安全自动装置使用的通道应具备完全独立的两条路由，采用两套独立的通信设备，并由两套独立电源供电，满足“双设备、双路由、双电源”要求。

15.3.8 省调与直调对象调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

15.3.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》的要求，并履行相应的审批手续。

15.3.10 通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；不得与一次动力电缆同沟（架）布放，并具备完善的防火阻燃和阻火分隔等各项安全措施。15.4 通信专业与相关专业的工作界面划分

15.4.1 通信运维部门与线路运维部门和其它二次专业的维护界面划分参照 DL/T 544 执行。15.4.2 接入-48V通信电源的其它设备，分界点为-48V直流电源接线端子或空气开关用户侧接线端子。其中，空气开关由用户运行管理部门负责操作。15.5 运行管理

15.5.1 通信设备、通信业务发生告警或故障时，运维责任单位（部门）应按照调管范围立即向所属通信运行管理机构报告。15.5.2 涉及省调调度管辖的业务，由省信通公司负责与省调进行协调；涉及地调调度管辖的业务，由地市信通公司负责与地调进行协调。15.5.3 各运维责任单位（部门）应按照通信运行管理机构的指令安排组织开展属地通信系统故障处置，并及时反馈故障处置进展情况，直至确认故障排除。

15.5.4 通信业务申请（包括业务新增、变更、退出）由各级通信运行管理机构负责受理、审核和通信业务运行方式编制。涉及跨级通信业务申请的，由最高级通信运行管理机构负责编制通信业务运行方式。通信业务运行方式实施前应取得方式编制运行管理机构的许可。任何单位和个人不得在没有通信运行方式单或没有通信调度许可的情况下擅自使用四川电力通信网的资源或改变四川电力通信网的运行方式。15.6 检修管理

15.6.1 四川电力通信系统检修工作应严格按照Q／GDW 720《电力通信检修管理规程》及《国家电网公司通信检修管理办法》的要求执行。15.6.2 涉及省信通公司的调管范围的检修工作由省信通公司负责受理，涉及地市信通公司的调管范围的检修工作由地市信通公司负责受理，检修实施单位在收到批准的通信检修申请票后，应按照批复的检修时间、计划方案和要求进行开工前的准备工作。在确认具备开工条件后，向检修工作受理单位申请开工。通信检修工作完成后，负责检修工作的单位在确认通信系统运行状态已恢复且具备竣工条件后，向检修工作受理单位申请竣工。15.6.3 影响电网调度生产业务的通信检修工作，相应通信检修申请票应经调控机构相关专业会签。通信检修申请票中应明确提出所影响的电网调度生产业务的具体内容和有关措施要求，业务名称应采用调度命名和规范用语。

15.6.4 各级信通公司、调控机构、运检管理机构应建立检修计划的月度沟通协调机制，涉及上级通信运行管理机构许可范围的电网检修和通信检修均应按要求上报月度通信检修计划，并提前组织相关单位召开协调会，明确相关检修工作联系人和检修计划申请、开竣工工作要求，认真组织相关单位编制“三措一案”，落实安全措施，制定应急预案。

15.6.5 现场开展巡视作业、检修作业、故障处置、方式执行工作时应严格按照Q／GDW 721《电力通信现场标准化作业规范》的要求实施规范化作业。16 水电调度管理

16.1 调度运行基本原则

16.1.1 按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，科学合理利用水能资源，充分发挥水库的综合效益。16.1.2 水电厂应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求，充分发挥在电网运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用。

16.1.3 水库防汛及汛期防洪库容运用须服从具有管辖权的政府防汛部门统一安排和指挥，当枢纽工程安全与发电或其它兴利要求发生矛盾时，应首先服从枢纽工程安全；以发电为主的并网水电厂，要兼顾各综合利用部门的用水需求；各综合利用部门用水要求有矛盾时，由政府能源主管部门裁定。

16.1.4 水库正常调度运行中，除冲沙、检修、泄洪、库区施工等特殊情况外，水库最低运行水位不得低于死水位。

16.1.5 应按照国家节能发电调度政策和水电站特性，结合水文预报及负荷预计成果，科学、合理安排水库联合运行方式，发挥各水库调节性能，提高全网水能利用率，减少弃水。16.1.6 相关调控机构及水电厂应建立水电调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行水库调度的相关规程、标准、制度。16.2 水库运用参数及资料

16.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，报调控机构作为水电调度的依据。水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。

16.2.2 水库调度运用的主要参数及指标应包括水库调节性能、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水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率、利用小时、控制泄量等。

16.2.3 有季及以上调节能力的水库电厂，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图，并及时提交调控机构。16.2.4 正常情况下，水电厂应每隔5～10年对水库运用参数和指标进行复核，定期开展流域水文、气象、水库运行历史资料的整编，并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关调控机构。

16.2.5 新建水电厂应在首台机组并网90日前向调控机构上报水库调度基础参数、电站设计报告、电站设计运行说明书、流域气象水文历史数据、水库综合利用和初期蓄放水控制等资料。水库调度参数、指标及基本资料发生变化时，直调水电站应在7日内向调控机构汇报。16.3 水文气象预报

16.3.1 调控机构和水电厂应加强流域水文气象预报管理工作，结合水库调度运行实际工作需要，及时收集流域天气实况和预报信息，跟踪监视流域气象、水情变化。

16.3.2 水电厂应按照相关预报规范要求，根据水库流域情况、气象预报单位的预报结果、水库调度运行的需要，组织开展日、周、月、季、年、汛前、汛末、枯水期等特定时段的水文气象预报和评价工作。

16.3.3 在应用水文气象预报成果时，应充分考虑到预报偏差可能带来的影响，所编制的水库调度方案或水电计划应留有安全余地，必要时应对水情预测偏差可能带来的风险提出不同应对方案。

16.3.4 水电厂应开展洪水预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。在实际调度过程中，应及时收集气象预报成果，并组织开展短期气象预报。16.4 发电调度

16.4.1 调控机构及水电厂应编制、季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案。根据实际运行需要，编制迎峰度夏、迎峰度冬、检修施工等特殊运行方式下的水库控制和发电计划方案。

16.4.2 水库运行控制和发电计划方案宜采用70%～75%频率的来水编制，同时选用其它典型频率来水对比分析；季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。16.4.3 水库实际调度运行中，应充分利用水文气象预报成果，动态调整和优化各阶段水库运行控制和发电计划方案。实际来水与前期预测情况偏差较大时，水电厂应及时汇报调控机构，调控机构应结合电网运行实际情况及时进行计划方案调整。

16.4.4 季调节及以上性能水库发电调度应采用水库调度图与水文预报相结合的方法进行，充分发挥各水库调节性能；日、周调节水库应充分利用短期水文气象预报成果，在允许范围内采取提前加大出力、拦蓄洪尾等措施提高水能利用率；无调节性能水库或径流式水电按来水发电。并网水电厂应加强短期水文预报，提高申报建议计划精度。16.4.5 梯级水库群调度运行要在满足电网运行需求的基础上，以梯级综合利用效益最佳为准则，由调控机构根据各水库地理位置和特性，统一制定合理的梯级水库群的调度规则和水库蓄放水次序，科学协调各水库发电运行。当流域水情发生重大变化时，上游水电厂应及时向下游水电厂通报相关水情信息。

16.4.6 反调节水库电厂应按有关部门批准的设计要求保证最小下泄流量，加强与上游电厂的配合联系，合理控制水库水位。

16.4.7 运行过程中遇有综合用水、施工、通航、检修等临时特殊控制要求时，水电厂应提前3日与调控机构沟通，并提交书面申请和相关材料，必要时应编制专题分析报告。当发生重大突发事件影响到水库调度运行时，水电厂应立即向调控机构报告并提供相关依据。16.5 洪水调度

16.5.1 汛期承担下游防洪任务的水电厂，汛期防洪限制水位以上的洪水调度由有管辖权的防汛指挥部门指挥调度；不承担下游防洪任务的水电厂，其汛期洪水调度由水电厂及其上级主管单位负责指挥调度。

16.5.2 水电厂应根据水库设计防洪标准和洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，编制洪水调度方案，并按相关程序进行报批。16.5.3 汛末在确保水库防洪安全的前提下，水电厂应根据设计规定，参照历年水文气象规律及当年水情形势，科学把握蓄水时机，拟订合理的蓄水方案。

16.5.4 对于洪峰或洪量频率小于等于10%的洪水，以及对电网、电厂运行造成重大影响的洪水，水电厂应开展防洪调度专题总结分析。16.6 调度信息管理

16.6.1 调度信息主要包括：水库流域和坝址实时水雨情信息、闸门启闭信息、日常水务计算结果、水库调度指令信息、地区和流域气象及水文实况及预报成果、水库发电运用计划建议等。

16.6.2 水电厂每日6：30前向调控机构报送前一天气象水情实况及发电运行情况；每日9:00前报送次日气象水文预报结果、水库发电计划和有关需求建议。16.6.3 水电厂每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、水库运用计划。

16.6.4 水电厂每年3月底前应将已批准或申报的洪水调度方案报调控机构备案，9月10日前上报汛末水库蓄水方案,11月10日前报送枯期水库运用方案。

16.6.5 水电厂每月前2个工作日内、每年1月10日前向调控机构报送月度、水库运行总结。

16.6.6 日常运行中，当并网水电厂获悉影响本电站或相关电站正常发电运行的重要气象、水文、地质、基建施工、防洪、综合利用等信息时，应立即向调控机构及上、下游相关电厂通报。

16.6.7 直调水电装机容量大于200MW的地市级调控机构应定时向省级调控机构报送其调度管辖水电厂水情及发电运行情况。16.7 水调技术支持系统应用管理

16.7.1 水电厂水情自动测报系统及水调自动化系统应实现水库流域实时水情自动收集，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。16.7.2 装机容量在100MW及以上的水电厂、流域集控中心应建设水调自动化系统子站并与调控机构主站联网，按规定向调控机构水调自动化系统传输气象水情数据、水库调度信息、水库调度资料和运行控制方案等信息，并确保传送信息的完整性、准确度和可靠性。16.7.3 水调自动化系统主要功能应包括数据采集及处理、安全监视、数据库管理、人机联系、水库调度应用、数据通信等。

16.7.4 调控机构和并网水电厂应加强水情自动测报及水调自动化系统运行维护工作，确保系统稳定、可靠运行，并按要求做好安全防护工作，系统接入、改造、升级必须报调控机构审查或备案。

16.7.5 水电厂水调自动化系统出现故障时，电厂应立即安排人员进行处理，同时向调控机构通报。系统恢复正常后，各水电厂应立即向调控机构补传故障期间缺失的数据。16.7.6 水电厂水调自动化系统接入调控机构主站以及改造、升级等工作实施前应报调控机构备案；系统检修、相关网络设备维护等可能影响数据接收时，应事先征得调控机构许可，并做好相关预案。17 新能源调度管理 17.1 基本资料

17.1.1 风电场、光伏电站应具备完整的风（光）资源和发电利用设计资料，掌握气象环境、场址地形和发电设备的基本情况，报调控机构作为新能源发电调度的依据。设计资料未经批准不得任意改变。

17.1.2 风电、光伏发电调度运行的主要参数及指标应包括：场址的多年平均气象观测资料、地形及粗糙度，发电设备的位置坐标、发电功率特性、光伏组件衰耗特性，电站设计年及各月利用小时数等。风电场、光伏电站应作好现场观测、试验，维护整编数据信息，确保资料完备和有效。

17.1.3 风电场、光伏电站建成投入运行后，因气象环境、场址地形、发电设备等发生变化，不能按设计指标运行时，应由运行管理、设计等有关单位对新能源发电参数及指标进行复核。如主要参数及指标需变更，应按原设计报批程序进行审批后方可执行。17.1.4 风电场、光伏发电站应向调控机构报送相关涉网信息，主要包括风电机组、光伏组件、逆变器和动态无功补偿装置的仿真模型、控制参数、电气量保护定值及软件版本号等，相关参数、定值调整或软件升级，应经调控机构许可并备案。17.1.5 风电场、光伏电站应按有关标准和规定要求通过发电功率预测系统，向调控机构提供新能源发电调度信息，主要包括：发电功率预测结果、发电设备可用容量、气象观测信息、样板机运行信息、单机有功功率、无功功率和运行状态（运行、待风或停运状态）、场内发电受阻原因和发电量等。17.2 并网管理 17.2.1 风电场、光伏电站应按照相关要求，向调控机构提交完备的技术资料和并网检测试验方案。

17.2.2 并网前风电场、光伏电站应向调控机构提供本站所有机型的风机（逆变器）的型式试验报告。

17.2.3 风电场、光伏电站应在并网后6个月内完成电能质量、有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等并网技术标准要求的现场并网检测，并提交检测报告，检测不合格的，须解网整改。有条件的单位还应尽快完成电网适应性检测和电气模型验证。17.2.4 风电场、光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合电网的技术要求，二次系统应当符

合《电力二次系统安全防护规定》和其它有关规定。17.2.5 风电场、光伏电站内汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，并配置相应保护快速切除汇集线路的单相故障。汇集线系统中的母线应配置母差保护。17.2.6 17.2.7 风电场、光伏电站的监控系统建设应满足相应技术规范的要求，具备安全、稳定、可靠向调度端上传信息的性能要求。17.3 运行管理

17.3.1 风电场、光伏电站应按照有关标准和规定要求，开展中长期（年、季、月）、短期、超短期发电功率预测，预测精度应满足相关标准要求。17.3.2 调控机构应开展调度端新能源中长期及短期、超短期发电功率预测，并按照有关标准和规定要求，对风电场、光伏电站发电功率预测结果和发电功率预测系统数据报送情况进行评价考核。

17.3.3 风电场、光伏电站应根据发电功率测结果，每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、发电计划建议；每日9:00前向调控机构上报次日96点发电计划建议。

17.3.4 风电场、光伏电站应每15分钟自动向调控机构上报未来15分钟--4小时的超短期发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15分钟。17.3.5 调控机构应根据风电场、光伏发电站报送的发电计划建议，综合考虑电网运行情况和预报误差编制下达风电场、光伏发电站发电计划。17.3.6 风电场、光伏电站应参与电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电压控制曲线．当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制风电场运行状态。

17.3.7 风电场、光伏电站应严格按照调控机构下达的调度指令参与电力系统运行控制，当电网需要时，应按调度指令调整出力或停运，参与电网调频、调峰、调压及系统稳定控制。17.3.8 当光伏电站多台光伏逆变器同时或相继故障解列停运后，未经调控机构许可不得自行恢复设备并网运行，光伏电站应做好事故信息记录并及时上报调控机构。

17.3.9 风电机组故障脱网后，未经调控机构许可不得自行恢复并网运行。发生故障后，风电场应及时向调控机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。

17.3.10 风电场、光伏电站应按照电网设备检修有关规定将、月度、日前设备检修计划建议报调控机构，统一纳入调度设备停电计划管理。

17.3.11 调控机构应根据相关标准、规范和相关单位的反事故措施，结合电网实际情况，定期开展风电场、光伏电站的并网运行特性评价，评价结果可用于编制优先调度序列。

17.3.12 调控机构及风电场、光伏电站应建立新能源调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行新能源调度的相关规程、标准、制度。18 设备监控管理 18.1 一般规定

18.1.1 调控机构按监控范围开展变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务。

18.1.2 设备监控管理主要包括变电站设备实时监控、设备监控信息管理、集中监控许可管理、集中监控缺陷管理和监控运行分析评价等内容。

18.1.3 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。

18.1.4 输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时，应服从值班监控员的指挥和协调。18.2 设备监控管理

18.2.1 设备监控信息管理

18.2.1.1 调控机构负责设备监控信息归口管理，组织制定设备监控信息技术规范和管理规定，参与涉及变电站设备监控信息的设计审查并提出专业意见，负责设备监控信息表的审核和发布。

18.2.1.2 电科院配合调控机构制定设备监控信息有关规范。

18.2.1.3 运维检修单位负责落实已投运变电站设备监控信息相关管理和技术要求，配合调控机构做好设备监控信息表管理工作，负责变电站已投产设备监控信息表编制。

18.2.1.4 建设管理部门负责落实新建（改、扩建）变电站建设阶段的设备监控信息相关管理和技术要求，负责协调设计单位依据《变电站典型信息表》要求编制设备监控信息表。18.2.1.5 设计单位负责设计变电站设备监控信息并出具设备监控信息表。

18.2.2 调控机构负责监控范围变电站设备监控信息接入（变更）及验收工作；运维检修单位配合做好相关工作，保证遥测、遥信、遥控、遥调信息的正确性；建设管理部门负责新建（改、扩建）变电站设备监控信息调试管理，确保监控信息与设计图纸（设备监控信息表）保持一致。

18.2.3 新建变电站纳入调控机构实施集中监控应执行自查、申请、现场检查、评估、批复、交接的许可管理流程，改、扩建变电站纳入调控机构实施集中监控可参照新建变电站许可管理流程执行。调控机构按监控范围实施变电站集中监控许可管理，并组织验收和评估工作。变电站纳入调控机构集中监控前，一二次设备及通信运维检修单位按相应职责对变电站是否满足集中监控条件进行现场检查自查，归纳总结形成自查报告，自查合格后附带相关资料向调控机构提交变电站集中监控许可申请，并配合调控机构开展集中监控许可相关工作。调控机构根据上送资料、现场检查、业务移交准备工作等情况进行分析评估，并形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。评估报告应包括以下内容： 18.2.3.1 变电站现场检查情况（含通信系统检查情况）。18.2.3.2 变电站试运行情况。18.2.3.3 调控机构监控业务移交准备工作情况。

18.2.3.4 需在报告中体现的其它情况（如遗留问题及缺陷等）。18.2.3.5 评估意见（明确是否具备集中监控条件）。18.2.4 集中监控缺陷管理

18.2.4.1 运维检修管理部门和运维检修单位负责及时消除输变配设备集中监控缺陷。18.2.4.2 信通公司负责及时消除通信通道类设备集中监控缺陷。

18.2.4.3 调控机构负责集中监控缺陷发起及缺陷分类，负责集中监控缺陷消缺验收，负责主站监控系统设备缺陷的消缺处理，负责督导运维检修管理部门和运维检修单位消缺并跟踪、考核及归档，负责对监控范围集中监控缺陷情况进行统计分析，建立缺陷档案。18.2.4.4 集中监控缺陷按紧急程度分为危急缺陷、严重缺陷、一般缺陷三类。

a.危急缺陷在4小时内处理，最长不超过24小时，其中直接影响电网、系统和设备安全的缺陷要求立即处理。

b.严重缺陷在1周内处理，最长不超过1个月。

c.一般缺陷在三个月内消除，需要停电处理的在下次计划检修完工前消除，最长不超过1个检修周期。

18.2.5 调控机构定期组织召开监控运行分析例会，对监控范围设备监控信息、运行数据、管理指标进行统计归纳，并逐级向上级调控机构报送。调控机构按月、季度和开展监控运行评价工作，对监控范围设备监控运行情况进行总结和分析评价，并按规定将报表和总结报送上级调控机构。18.3 监控运行管理 18.3.1 运行监视

18.3.1.1 调控机构负责监控范围内变电站设备监控信息、输变电设备状态在线监测告警信息的集中监视。

a.负责通过监控系统监视变电站运行工况。

b.负责监视变电站设备事故、异常、越限及变位信息。c.负责监视输变电设备状态在线监测系统告警信号。d.负责监视变电站消防、安防系统告警总信号。e.负责通过工业视频系统开展变电站场景辅助巡视。

18.3.1.2 设备集中监视分为全面监视、正常监视和特殊监视。

18.3.1.3 全面监视是指值班监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，500kV及以上变电站每值至少两次，220kV及以下变电站每值至少一次。

18.3.1.4 正常监视是指值班监控员对变电站设备事故、异常、越限、变位信息及输变电设备状态在线监测告警信息进行不间断监视。

18.3.1.5 特殊监视是指在某些特殊情况下，值班监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期查阅相关数据、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视：

a.设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。b.新设备试运行期间。

c.设备重载或接近稳定限额运行时。d.遇特殊恶劣天气时。

e.重点时期及有重要保电任务时。f.电网处于特殊运行方式时。g.其他有特殊监视要求时。

18.3.1.6 监控系统发出告警信息时，值班监控员应及时确认和处置，不得遗漏告警信息。18.3.1.7 运维站(班)应建立24小时有人值班机制，保证电网异常、设备故障时的应急响应，接到通知后应立即开展设备核查，规定时间内反馈检查和处理情况，不得迟报、漏报、瞒报和谎报。

18.3.1.8 输变电设备运维人员发现设备异常和缺陷情况，应按照有关规定处理，如异常或缺陷影响集中监控或电网安全运行，应及时汇报值班监控员和调度员。18.3.1.9 监控职责移交和收回

a.值班监控员无法对变电站实施正常监视时，应通知输变电设备运维单位，将监控职责移交至输变电设备运维人员。对于有人值守变电站，应将其监控职责移交至站端；对于无人值守变电站，应将其监控职责移交至该站所属运维站。

b.监控职责临时移交时，值班监控员应与输变电设备运维单位明确移交范围、时间、移交前运行方式等内容，输变电设备运维人员不得无故拒绝执行监控职责移交工作，应严格执行调控机构指令，迅速采取加强现场运维的措施，同时汇报运维管理部门。

c.输变电设备运维人员到达现场后或撤离前应告知值班监控员。监控职责移交完成后，值班监控

员应将移交情况向相关调度进行汇报。

d.因变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成

整站或某一电压等级设备所有遥测或遥信信息无法正常监视，并在5分钟内无法恢复时，调控机构应移

交全站监控职责，站端恢复有人值守。

e.发生下列情况时应移交对应设备的监控职责：

a)对一个及以上间隔所有或部分重要遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

b)对一个及以上间隔所有或部分重要遥测信息无法正常监视，且无直接替代的遥测信息进行正常监视，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

c)变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成值班监控员对部分重要监控数据无法正常监视时，站端恢复有人值守；

d)对单一设备某个遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施；

e)非操作或检修状态下，同一设备的信号频繁发出，一小时内达10次以上，或一小时内虽达不到10次，但一天内发出50次以上，且严重干扰集中监控工作，值班监控员屏蔽相应信号时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施。

f.监控员确认监控功能恢复正常后，应及时与输变电设备运维单位核对变电站运行方式、监控信息和监控职责移交期间故障处理等情况，收回监控职责，做好相关记录，并汇报值班调度员。

18.3.1.10 工作汇报要求

a.开展变电设备、通信设备、自动化设备检修工作，出现可能导致监控系统发出告警信息的情形，工作人员应在工作开始前和结束后汇报值班监控员。

b.发生地震、火灾、恶劣天气等突发事件，输变电设备运维人员赶赴现场后须尽快将站内相关情况汇报值班监控员，如现场突发事件对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员和监控员。

c.现场巡视中发现影响电网和设备安全运行的事故和异常情况，输变电设备运维人员须及时汇报值班监控员，如现场异常情况对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员。18.3.2 监控信息处置

18.3.2.1 调控机构负责对监控系统发出的事故、异常、越限、变位信息进行分析和处置，输变电设备运维单位负责告知类信息的分析和处置。

18.3.2.2 监控信息处置以“分类处置、闭环管理”为原则，分为信息收集、实时处置、分析处理三个阶段。

a.信息收集。值班监控员发现告警信息后，应迅速确认，根据情况对以下相关信息进行收集，必要时应通知运维单位协助收集：

a)告警发生时间及相关实时数据。b)保护及安全自动装置动作信息。c)开关变位信息。

d)关键断面潮流、频率、母线电压的变化等信息。e)监控画面推图信息。f)现场影音资料（必要时）。g)现场天气情况（必要时）。b.信息处置

a)值班监控员收集到事故或异常信息后应初步分析评估其危急程度及影响范围，按规定汇报值班调度员，通知输变电设备运维单位检查处理。输变电设备运维单位应及时组织现场检查，并向值班监控员汇报现场检查结果及相关处理措施，如异常处理涉及电网方式改变，输变电设备运维单位应直接向值班调度员汇报，同时告知值班监控员。处置过程中，值班监控员应对相关设备运行工况加强监视，跟踪处理情况。处置结束后，值班监控员应与输变电设备运维人员核对设备运行状态，并做好相关记录。

b)值班监控员收集到输变电设备越限信息后，应汇报值班调度员，并根据情况通知输变电设备运维单位检查处理。对于变电站母线电压越限信息，值班监控员应按照电压曲线及控制要求，采取措施调压，如无法将电压调整至合格范围内，应及时汇报值班调度员。

c)值班监控员收集到变位信息后，应确认设备变位是否正常。如变位信息异常，应根据情况参照事故或异常信息进行处置。

c.分析处理。值班监控员无法完成闭环处置的监控信息，应及时报告设备监控管理专业人员，由设备监控管理专业人员协调运检部门和输变电设备运维单位进行处理，并跟踪处理情况。

18.3.2.3 经输变电设备运维人员判断告警信息为误发或不影响设备正常运行的，输变电设备运维单位可结合工作计划安排人员现场检查和处理。

18.3.2.4 对于判定为设备或监控系统缺陷引起的事故或异常信息，应及时启动集中监控缺陷处置流程。

18.3.2.5 对于严重影响其他设备正常监视，已登记缺陷且无需实时监视的频发事故、异常信号，可采取抑制或封锁措施，并做好相关记录，待缺陷消除后恢复正常监视。18.3.3 缺陷处置

18.3.3.1 值班监控员负责对监控系统告警信息进行分析判断，发现缺陷及时通知输变电设备运维单位，跟踪缺陷处置情况，并做好相关记录，必要时通知设备监控管理专业人员。18.3.3.2 缺陷管理分为缺陷发起、缺陷处理和消缺验收三个阶段。

a.缺陷发起：值班监控员对告警信息进行初步判断，认定为缺陷后启动缺陷管理程序，报告值班监控长，经确认后通知相应设备运维单位处理。如缺陷可能会导致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值班调度员。

b.缺陷处理：值班监控员收到输变电设备运维单位核准的缺陷定性后，应及时更新缺陷管理记录，对输变电设备运维单位提出的消缺工作需求予以配合。

c.消缺验收：值班监控员接到消缺单位缺陷消除的报告后，应与输变电设备运维单位核对监控信息，确认相关异常情况恢复正常，完成缺陷管理记录。

18.3.3.3 输变电设备运维单位应按缺陷管理要求在规定时间内消除监控缺陷；因故无法在规定时间内消除的，应说明原因并提交消缺计划，明确消缺时间。18.3.4 运行监视管理

18.3.4.1 值班监控员应对监控运行情况进行分析总结，并按年、月、周、日对监控运行情况、自动化系统运行等情况进行统计分析，并向相关专业提出运行改进意见。

18.3.4.2 值班监控员应每周对抑制及封锁信号进行清理，确保运行记录、抑制及封锁记录、缺陷记录和监控画面的一致性。

18.3.4.3 值班监控员应对运维单位故障响应及时率、消缺及时性、信息汇报等实时运行情况进行记录，对造成工作延误、影响电网安全的情况进行考核。19 备用调度管理

19.1 备用调度管理内容包括：备调场所及技术支持系统管理、备调人员管理、备调演练及启用管理。

19.2 备调场所及技术支持系统管理

19.2.1 备调场所设施及技术支持系统配备应满足调度实时运行值班和日前调度业务开展需求，并与主调同步运行。

19.2.2 主、备调系统应实现电网模型一致、信息自动同步。

19.2.3 主、备调调度电话应满足呼叫信息同步更新和共享的需求。19.2.4 主、备调电网运行资料应保持一致。

19.2.5 备调场所设施及技术支持系统的日常维护由所在地单位负责管理。19.3 备调人员管理

19.3.1 备调应按规定为主调配置相应的调度员（以下简称备调调度员）。

19.3.2 备调调度员应具备主调值班资格,并统一纳入主调调度员持证上岗管理。

19.3.3 备调调度员应定期赴主调参加业务培训，参与主调调控值班，熟悉系统运行方式、运行规定和工作要求。

19.3.4 主调调度员及相关专业人员应定期赴备调同步值守，开展部分主调业务。19.4 备调演练

19.4.1 调控机构应定期开展主、备调应急转换演练及系统切换测试。

19.4.2 调控机构应针对可能发生的突发事件及危险源制定备调应急预案，并滚动修编。19.4.3 调控机构值班运行人员应定期使用备调系统开展电网正常运行监视。

19.4.4 调控机构每年应至少组织一次涉及主、备调调度（监控）指挥权切换的综合演练，调控机构相关专业均应参加演练。19.5 备调启用

19.5.1 因环境、场所、设备等原因影响主调调控业务正常开展时，应按相关规定及时启用备调。

19.5.2 调度指挥权转移前后，值班调度员应及时汇报上级调控机构，并根据需要通知相关调控机构及厂站。

附件：术语和定义 1.电力系统 由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体。2.电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.电力调度控制机构

负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。4.电力调度控制

电力调度控制机构（简称调控机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。5.电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。6.发电企业

并入电网运行（拥有单个或数个发电厂）的发电公司。7.电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。8.电力调度控制系统

包括各级调控机构、厂站运行值班单位和输变电设备运维单位。其中厂站运行值班单位指发电厂、梯级电站集控中心、变电站（含开关站、用户站）等运行值班单位。9.电力调度控制管理

指调控机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度控制系统及其人员业务活动所进行的管理。一般包括调度控制管理、设备监控管理、系统运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电及新能源管理、调度控制系统人员培训管理等。10.调度控制系统值班人员

包括各级调控机构的值班调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员。11.调度许可

下级调控机构在进行许可设备运行状态变更前征得本级值班调度员许可。12.授权调度

根据电网运行需要将调管范围内指定设备授权下级调控机构直调，其调度安全责任主体为被授权调控机构。13.调度关系转移

经两调控机构协商一致，决定将一方直接调度的某些设备的调度指挥权，暂由另一方代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方调度全权负责，直至转移关系结束。14.调度指令

值班调度员对其下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令。15.操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。16.单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。17.逐项操作令

值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。18.综合操作令 值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由接受指令的调度控制系统值班人员按规程自行拟订。19.负荷备用容量

为平衡负荷预测误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。20.事故备用容量

为防止系统中发输变电设备故障造成电力偏差而预留的备用容量。21.检修备用容量

为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。22.计划检修

为检查、试验、维护、检修电力设备，调控机构根据国家及有关行业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。23.临时检修

计划检修以外的所有检修。24.临时运行方式

发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，发电厂或电网相应的运行方式。25.黑启动

当某电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。26.强送

设备故障跳闸后，未经处理即行送电。27.试送

设备故障跳闸后，经检查处理后的送电。28.带电作业

对带电或停电未做安全措施的设备进行作业。29.安全自动装置

防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置，如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自动解列装置、按频率降低自动减负荷装置和按电压降低自动减负荷装置等。30.水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调控机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。31.调度自动化系统

由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调控机构内具有分析、应用、管理、控制功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度控制管理服务的系统。32.自动化主站系统

在调控机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。33.自动化子站系统

在发电厂、梯级电站集控中心、变电站现场运行的各类自动化设备和应用系统。34.电力通信网

调度控制一体化管理 篇6

近年来, 中国电力工业发展极其迅猛。2005年底中国电力装机500 GW, 到2011年底增至1 050GW, 年均增长91GW, 预计2020年全网电力装机容量将达到1 900GW。电网规模和电厂数量的迅速增加导致省、地、县调和电厂间耦合程度越来越高, 各级调度机构间信息传输和数据管理变得越来越复杂, 如何有效实现调度机构间的数据统一管理, 避免信息孤岛, 是目前电网管理系统研发面临的关键问题。传统管理模式中, 各调度机构均通过自身的信息管理系统实现业务操作, 其信息数据相对独立, 相互间的信息协调通过报表、邮件或电话方式沟通实现, 无法及时对信息进行共享和交互。

以省地县一体化管理模式[1,2,3]为支撑的电网管理系统可以有效地整合各级调度机构信息, 全面部署各项应用业务, 使省级电网和地县区电网数据形成一个有机的整体, 达到信息全面共享, 实现电网统一调度、管理与监控[4,5]。该模式将调度机构按职能和调度关系从上至下分为3级:省调机构、地调机构和县调机构。下级调度机构负责维护自身数据、上报和管理生产数据信息, 而上级调度机构可以查询下级机构的报表、生产数据信息, 并审核下级机构的计划调度方案, 但不干涉其管理方式。以此模式为基础构建的省地县一体化电力调度管理系统 (以下简称一体化管理系统) 需保证各级调度机构独立管理自身生产信息, 同时需确保上下级调度机构间信息和操作流程的协调配合, 实现系统的安全运行和信息资料的有序管理。因此, 一体化管理系统中大量数据信息和操作流程必须面向各级调度机构赋予不同级别的访问权限以实现差异化访问控制, 这给权限设计实现带来了极大的困难。

本文提出了以改进的基于角色的访问控制 (RBAC) 模型为基础的分级用户权限方案, 对一体化管理系统进行权限控制。首先, 以角色作为授权主体, 并增加特殊用户 (和部分角色权限集仅有细微差异) 直接授权方式, 简化授权过程的同时解决了同级用户职权存在细微差异引起的“角色泛滥”问题;其次, 针对分级调度机构业务特点, 引入“用户—角色—页面—权限”权限描述方式, 通过页面整合业务权限以细化权限粒度, 进一步简化不同级别用户的授权过程;最后, 分级授权过程采用上级分配直属下级的管理员角色和用户, 下级管理员再在自己权限范围进行角色和用户的授权, 保证授权过程及数据的安全性。该方案在云南电网小电省地县一体化调度管理系统中得到成功应用。

1 分级用户权限方案总体设计

一体化管理系统中各级调度机构间的数据信息和业务流程既有相似性, 又存在差异。如报表管理业务中, 县调和地调都需要审核所管辖范围内的电站上报的计划和报表, 并上报给上级调度机构, 而省调只需要审核地调的上报结果, 但需要查询地调、县调及各级电站的报表数据。这种特点一方面要求权限设计的灵活性和可扩展性, 另一方面需要考虑权限授权过程的灵活性和管理的安全性。

1.1 开放式可扩展权限设计

权限可扩展性是衡量权限管理优劣的重要标准。一体化管理系统中不同角色对各业务模块的操作方式各不相同, 并且其操作方式可能会随着需求变化而改变, 为此需要实现权限自动扩展。系统中权限可以抽象为两大类:查看权限和修改权限。查看是指能否进入该模块或功能页面, 此外的所有操作统一定义为修改, 包括数据修改、流程审核审批、报表导入导出、信息保存等。形式化描述为:

式中:SysS和EditS分别为系统权限集和修改权限集;enterp和editp[i]分别为查看和修改权限元素。

系统授权或新增修改权限时实现预定义的权限抽象方法即可完成权限的自动扩展。形式化描述为:

即用户u对应的角色r所拥有的执行op操作的权限通过实现可执行op操作的editp[i]权限或enterp权限获得。R[u]表示用户u的角色集合;OP[r]表示角色r的可执行的操作集。这种权限扩展方式对于没有指定角色的特殊用户同样适用, 只需将用户本身作为授权主体即可。

将权限分为查看和修改两类, 通过修改权限集的开放式设计实现权限的广度扩展, 可降低权限的深度控制, 简化系统设计、流程控制及用户授权过程。

1.2 改进的RBAC模型

一体化管理系统由大量业务功能模块构成, 这些模块大多以不同的功能页面形式展现给各级用户。各级用户在实际操作时通过进入相应模块的页面进行操作, 但是他们对页面中的权限存在着较大差异, 为避免RBAC模型授权管理中存在对业务模块的权限控制粒度大、难以细化的弊端[6,7,8,9], 本文引入了页面层, 采用“用户—角色—页面—权限”控制方式。用户通过所属角色获得对模块的操作权限后, 可以进一步为其分配操作从属于该模块的页面的权限, 实现了权限的进一步细化。如果用户无权操作某模块, 则无需为其分配操作该模块下页面的权限, 简化了授权过程。改进的RBAC模型如图1所示。图中:“页面X-Y”表示模块X的第Y个页面;“用户”和“角色”间连线表示二者间从属关系;“角色”或“用户”与“模块—页面”间连线表示该角色或用户对指定页面的控制权限, 是满足用户最大需求的权限集的最小子集。

改进的RBAC模型引入页面作为权限载体, 细化了权限控制粒度, 简化了授权过程, 增加了授权的灵活性。该模型主要采用角色授权方式, 同时对与现有角色权限集存在细微差异的用户采用用户直接授权方式, 有效解决了“角色泛滥”问题。

1.3 分级用户授权策略

一体化管理系统涉及多级用户, 各级用户的业务范围和操作流程必须通过权限进行精细化控制, 这需要灵活安全的分级用户授权策略。系统中上级用户可通过创建、授权、维护等方式管理下级用户, 具有较高权限, 为此本文采用“上级分配策略”实现分级用户授权管理。该策略在构建系统时预先创建具有最大权限集的省调管理员, 由其管理本级用户和下级地调管理员, 并将自身权限按需分配给新用户, 地调、县调、电厂等用户以此类推, 逐级授权, 即上级调度机构设置单个具有最大权限集的管理员, 系统通过该管理员进行同级用户或下级管理员授权。这种方式的特点是授权方式一致, 上级权限集大于等于下级权限集。一方面可以保证授权过程的有序性和完整性, 另一方面可以保证系统添加或更新模块时, 各级用户均通过统一入口获得操作权限。

2 关键技术实现

作为一体化管理系统的中心线, 权限管理和控制的实现取决于控制流程设计和基础数据支持设计等关键环节, 下面从数据库、数据结构、可扩展性及数据缓存等环节重点阐述权限设计实现的关键技术。

2.1 一体化权限管理数据库表设计

一体化管理系统分级用户权限方案以角色和特殊用户为载体给用户分配操作页面的权限, 由此可以抽象出数据库设计[10,11]的4个实体 (数据库表) :用户、角色、权限、页面。4个实体两两间均存在多对多关系, 附设一个权限映射实体完成它们之间的交互。分级用户权限方案主要数据表实体—联系 (E-R) 图见图2。图中:PK为主键;FK为外键;m∶n为实体间联系 (一对一、一对多、多对多) 。

2.2 采用邻接表存储调度机构信息

省地县一体化管理模式中电厂并网方式和调度关系复杂, 如何存储调度机构间的关系以快速索引和遍历上下级调度机构, 灵活处理辖区范围数据信息和生产业务, 是分级用户权限方案实现高效流程控制和信息统一管理的基础。

省地县一体化管理模式中各调度机构 (除省调) 都受控于一个直接上级调度机构, 同时管理多个下级调度机构 (除电厂) , 调度关系呈一对多的层次特点。由此, 以各调度机构为结点将该模式抽象为倒置的树形结构。其中, 省调是顶级调度机构, 是树的根结点, 其下级调度机构地调和县调分别是根结点的一级和二级子树, 电厂没有下级, 是树的叶结点。

为快速索引和遍历上下级调度机构信息, 降低调度关系变更和扩展的复杂度, 采用邻接表存储树形调度机构信息, 实现方式如图3所示。邻接表为省地县一体化管理模式树中每个调度机构分别建立一个单链表, 各单链表以对应调度机构信息为头结点, 下级调度机构信息为表结点组建。最后邻接表将各单链表的头结点顺序存入可变长数组中, 以实现快速遍历和检索。

应用过程中用户通过邻接表头结点中的链域 (UpDept) 和后续表结点获取上下级调度机构信息, 便于提高索引和遍历速度;新增调度机构时只需在数组尾部添加新结点, 并设置下级调度机构链表即可, 为调度关系的变更和扩展提供了有效支持。

2.3 通用权限预定义方式实现权限自动扩展设计

一体化管理系统中, 不同的业务模块所包含的操作方式和操作层次各不相同, 如生产数据采集模块包含查看、修改、保存操作, 基础资料管理模块包含资料查询、修改、审核和保存操作, 而计划管理模块包含计划查看、制作、上传、审核、审批等操作, 同时这些模块的操作方式可能会随着需求变化发生改变, 因此需要系统设计过程中保证权限的自动扩展[12,13]。

采用权限预定义方式实现权限的统一操作和自动扩展, 根据1.1节中的内容将功能模块的操作分为两类:查看和修改。系统实现时直接定义canEnter () 方法表示查看权限, 而通过预定义canEdit1 () , canEdit2 () , …, canEditn () 等多个抽象方法, 对应于不同的修改操作, 授权或新增权限时各功能模块只需根据自身需求依次实现相关修改业务即可达到权限控制的自动扩展, 如图4所示。该设计方式将修改操作抽象成统一的表现形式, 使授权建立在抽象的权限分类基础上, 便于应用时通过统一的方法进行权限控制, 从而实现了权限的自动扩展。

2.4 面向频繁更新的用户权限缓存同步机制

新电厂或设备的不断投产、新功能的不断投入、调度机构人员职能调整、电厂人员的频繁流动等会导致用户信息和权限分配结果的频繁更新, 采用缓存方式可以降低数据库访问“瓶颈”限制, 提高一体化管理系统运行速度, 然而需保持缓存与数据库一致。本文系统借鉴经典的读者写者模型[14]实现面向频繁更新的用户权限缓存同步机制。

系统运行时, 一方面多个客户端可通过数据读取进程同时读取缓存, 另一方面服务器端缓存更新进程执行缓存写操作, 将更新的用户权限信息写入缓存。客户端数据读取进程和服务器端缓存更新进程可分别抽象为读者写者模型中的读者和写者。为避免读者过多时写者长期等待, 要求读者和写者按时间段轮转方式互斥访问缓存。实现方式如下。

步骤1:启动服务器, 自动加载缓存, 开启计时器。

步骤2:计时器到达T前, 数据读取进程申请读写互斥锁读取缓存, 读写进程计数器Cread统计访问缓存的数据读取进程个数, 此时缓存更新进程被锁定。

步骤3:计时器达到T后, 禁止启动新的数据读取进程, Cread为0时释放读写互斥锁。

步骤4:缓存更新进程申请读写互斥锁更新缓存;更新完成后重新开始计时。

步骤5:重复步骤2至4, 即可实现缓存同步。

缓存更新同步机制的伪代码如图5所示。

3 工程应用

分级用户权限方案已成功应用到云南电网小电省地县一体化调度管理系统中, 其设计见图6。

该系统是云南电网科技革新的重点项目, 主要实现全网省地县电源结构的动态分类统计、电站年月日计划整合、实时数据信息采集等管理工作, 包含对16个地调122个县区所辖范围内1 600多座电厂的分级管理。各级调度机构和电厂用户均通过该系统实现数据交互和信息沟通, 如图6所示。方案引入角色和页面进行授权管理, 同时允许特殊用户直接授权, 既解决了潜在的“角色泛滥”问题, 又细化了权限控制粒度;另外, 采用分级方式管理用户权限和调度机构信息, 有效保障了授权管理的有序性和系统信息的安全性。系统自2010年投运以来, 经历了多次业务功能扩展和调度关系重组, 本文分级用户权限方案以其灵活的扩展方式、方便的管理和分配方式、安全的流程控制有效保障了系统的安全运行。

4 结语

调度控制一体化管理 篇7

智能电网调度是智能电网的枢纽, 是电网建设的关键, 它是电网正常运行和发展的保证, 对其合理的运用可以提高电网对风险的防御能力同时也能灵活的根据实践的需求做出相应的调节。

现今的电网调度智能化主要以特高压电网为中心电网, 保证各个电网之间的协调发展, 从而使大型电网安全稳定的运行。

2 智能电网调度作用

智能电网可以保证电能的实时平衡, (电能平衡就是发电和用电的实时平衡) 为了保证电网的稳定和安全, 电力企业必须实时了解电网在运行中的数据, 确保可以对电网运行中出现的事故做出正确的处理, 以确保电网的安全运行。

SCADA/EMS系统是电力调度的核心, 对电力系统的状态实现实时的控制和监测。SCADA系统通过对各发电站, 和发电站设备的电气量、开光量的采集并通过AVC、AGC等对设备进行控制和调节, 完成“遥控”。

3 智能电网调度一体化的设计

以下是各个区域的功能:操作工作站是电网调度中人机交互的主要界面, 该界面对电网中的设备进行实时的监控和运作, 此系统可以对事故进行报警、对事件进行记录, 同时也可以对电网的运行状态的信息进行显示和查询。调度主机在电网中主要负责采集和处理不同的数据, 对输变电线路和电网变电站运行进行监控。同时, 集成了继电保护信息和防误闭锁操作等功能。数据服务器主要用来对变电站所有的数据进行分类处理和集中存储, 并通过总线向通讯网关机、主机和综合应用服务器传递数据, 现实查询、更新等操作。I区数据通信网关机直接对网内的数据进行采集, 运用统一通讯信道实时的向上一级调度中心进行数据信息传递, 此网关具有报警信息传递、接收操作命令、远程协助和数据优化等功能。Ⅱ区数据通信网关机:此网关实现该区数据向调控 (调度) 中心进行数据传输;使调控 (调度) 中心可以对变电站Ⅱ区的数据进行远方浏览和查询等功能。Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机:根据在线辅助、检测应用等功能进行模块划分;实现与对输变电设备状态和其他主站系统信息传输的检测。

4 智能电网一体化调度的五类功能

操作和控制:针对电网中的智能变电站进行就地和远方的一系列操作。运行监控:对电网的运行信息、设备运行信息、继电保护信息等数据的全面展示, 该操作的是通过二维或三维可视化技术实现的。运行管理:运用人工记录或系统交互等方式使变电站的基础信息更加的健全, 规范设备运行、检修、维护等做操作。包括权限管理、设备管理等。智能警告语信息分析:对智能变电站的运行数据机型综合分析, 做出故障诊断和故障报告。辅助应用:对信息交互和接口进行标准化, 实现站内电源、消防、视频等辅助设备的控制。包括安全防护、电源监控、环境监测等。

5 智能电网调度的需求

实现智能电网的一个重要环节就是配电自动化, 运用配电自动化系统尽可能多的采集配电信息, 将其和低压用电的信息进行汇集, 这是实现智能电网一体化调度的第一步。

电网的调度离不开信息, 从电力事业的发展力来开, 每一次电力事业的发展需要信息传递技术发生了改变, 改变的方向是向这IP化、网络化、标准化的方向发展。配电网自动化系统包括子站监控系统、主站系统、配电网监控系统、通讯系统, 其中通讯系统对电网自动化有着直接影响, 现阶段电网调度在通讯中主要运用有线传输, 而随着科技的发展, 无线的传输方式也出现了在电网调度的通讯之中, 无线的通讯方式和有线的通讯方式有着一定的去别。下表为有线和无线传输的区别。 (表1)

通过上表可以看出光线无论从通讯容量、传输损耗、传输频快带的方面和其他的通讯方式上都有着一定的优越性, 随着光电隔离技术的普及使电磁的干扰变的更微弱, 同时使智能电网的组件的运用更加的灵活和方便。

6 设计原则

对于智能凋亡一体化的设计是要遵守一定的原则的。具体要遵守的原则有:报警远传、远程协助、优化数据、认证安全。这几个原则也是一体化调度的关键技术。

报警远传:一体化调度中信息的传递尤为重要, 尤其是报警信息, 对于信息在传递过程中一定要注意信息的正确性和完整性。对于电网的事故一定要通过综合分析和具体的分析最终再将报警信息传递到调度中心。远程协助:对于一体化调度来说远程的协助是十分重要的, 它可以帮助智能实现对数据的全景监控, 工作人员如果想查看电网信息的时候只需通过KVM、图形网关或远方终端等方式, 就可以流浪到设备的二维图形同时也可以流浪到设备的实时数据。优化数据:及时、精准、无误的对实时数据处理。将及时的数据分成电网的故障报警、运行数据、设备数据, 然后根据这三类数据从厂站端的工作成进行数据采集, 同时和主站的电网模型机型关联实现对数据的优化, 并将其直接在人机交互界面里表现出来。认证于安全:对信息进行统一认证, 在传输的过程中加入认证编码以确保命令的安全。信息安全认证过程中包过以下几个环节:人机交互界面、模块功能、SCADA系统和输变电线路。

7 结语

随着技术的发展电力事业也将面临着改革, 电网中智能调度已经逐渐成为电网中的主体, 对于智能化调度的设计是每一个从事电力事业人员的工作, 只有把智能电网调度一体化管理理念贯彻到电网设计中才能是智能电网调度变的更加的完善, 使其更好为社会服务。

摘要：电网调度是电力事业中的一个重要部分, 它是整个电力事业的中心。做好电力调度不但可以提高电网的供电质量同时也可以提高电网供电的稳定性, 提高了人们的生活质量, 本文对智能电网调度一体化管理的设计和应用进行讲解。

关键词：智能电网,调度,一体化管理

参考文献

[1]谢开, 刘永奇, 朱治中.面向未来的智能电网[J].中国电力, 2011 (6) :19-22.

调度控制一体化管理 篇8

近年来,广州电网规模不断扩大,迅速增加的变电设备与可利用的人力资源之间的矛盾日益突出,要求不断优化变电运行管理的模式与方法[1]。

在南方电网调度运行一体化战略思想的指引下,根据广州供电局输变电集约化管理要求,结合变电所实际情况,于2011年开始实行“监控中心+巡维中心”的运行管理模式。监控中心负责管辖范围内变电站监视、遥控及遥调操作,而巡维中心负责管辖范围内变电站的巡视、现场操作和设备管理。监控中心负责对无人值班变电站进行远程监视工作,接受调度令,通过调度自动化系统对设备进行遥控操作,或转发调度令给巡维中心,进行紧急事故处理与汇报等。巡维中心实行分区域配置,就近负责变电站的操作、工作许可及验收、事故处理、巡视及其他运行管理。这种模式促进了变电运行专业内部职能的划分,职责更加分明。由于设立监控中心,在增加变电站的同时不需要增加监控人员数量,所以这种运行模式在变电站达到一定规模时,减人增效的特点最显著。随着新变电站的集中大量增加,减人增效作用愈发凸现。

本文基于本所监控中心收发调度令、运行监视等方面的业务要求,通过分析监控中心日常工作流程,建立了一套集监控中心调度平台、运行监视、事故分析与一体的信息系统。

1 监控中心工作流程

1.1 接发调度令

监控中心转接调度令工作大致内容如下:

(1)接受各级调度部门的调度指令;

(2)调度下达指令后,分别直接下达到变电站。

监控中心成立后,接发调度令工作流程,经过了以下两个阶段。

第一个阶段:试运行阶段。通过地调、各区调对监控中心直接发令,再由监控中心转发到各操作变电站,监控中心在接到操作变电站汇报的操作完成时间后做好记录,再向地调、各区调汇报操作时间和设备状态。

第二个阶段:正式运行阶段。中调的调度命令直接下发到监控中心,由监控中心转发到各操作变电站。

1.2 运行监视

变电一所运行监视区域包括城区五十多个变电站,以及番禺、增城片区的几十个变电站,设备运行状况监视是监控中心的重要工作,实行新的运行管理模式后,监控中心管辖的变电站成倍增加,因此,需要在传统运行监视业务基础上,增加设备运行集中监控功能,有重点地进行监视,同时拓展在线分析预警功能[2]。目前,主要将监视信号按以下方式分类:

(1)事故跳闸:开关事故跳闸、安稳联切负荷、低周减载联切负荷等;

(2)设备异常:保护异常、冷却器故障、主变过负荷、母线越限等;

(3)设备缺陷:装置闭锁、SF6压力低告警、冷控失电、保护通讯中断等。

1.3 异常及事故处理的相关工作流程

对于监控值班人员来说,他们需要仔细认真地完成自己的工作。一旦遇到受控站异常等情况的发生,首先应当根据自己的知识以及经验进行自我判断,并及时将具体情况向相关的设备管辖调度汇报。事故处理过程如下:

(1)收集事故报文、开关变位等情况,汇报调度;

(2)通过视频系统检查故障设备;

(3)指挥巡维中心进行现场事故处理;

(4)向各级管理人员汇报事故情况;

(5)事故情况下执行各级调度指令。

2 信息化平台的建设

配合变电一所运行管理模式的转变,需要设计开发大监控中心日常工作服务平台,优化变电站监控方式,提高事故处理效率及操作效率。针对监控中心核心工作流程,进行了信息化平台功能模块的设计和实现。

2.1 调度平台

监控人员来自三个集控中心的运行人员,他们长期以来在各自集控中心工作,没有了解其他集控中心的设备和线路,在转令和复令过程中容易漏项,对电网造成安全威胁。在此情况下如果还是光靠《调度指令记录簿》来记录调度接令、转令和复令工作很难避免工作过程中出现的不安全因素。通过建立监控中心智能调度平台,优化监控中心调度模式,将监控接发调度令工作转换到统一的工作平台完成,以操作任务为主线,自动生成相关变电站、操作需注意的设备,以及需要通知的人员等信息,并通过软件设置的固定业务逻辑规范了转令和复令过程,同时在一定程度上减轻了转令员的工作量。深化了电话录音系统功能,实现录音文件、来电、去电与调度指令的自动关联。调度指令执行过程如图1所示。

2.2 运行监视

针对目前监控中心运行监视信息过于集中的问题,难以从大量的监视信息中提取出有价值的信息用于分析。提出从调度EMS系统接口获取变电一所管辖的设备的监视信息,深化遥信、遥测信息的应用,对异常信息根据关联性进行分类、筛选,并针对主变油温、开关变位等重点监控信息进行趋势分析,使监控人员容易发现设备故障、消除安全隐患。

(1)变电站负荷监视

在地图上展示一所变电站分布、连接情况,线路负荷,在变电站上展示主变负荷率;数据可分层展示(主变负荷,线路负荷等)。如图2所示。

(2)断路器跳闸

自动获取EMS系统事故跳闸、重合闸信号,并展示;监控值班人员根据断路器事故数据填写断路器跳闸信息。如图3所示。

2.3 事故分析处理

本文的事故分析处理系统是对综自信号延伸应用的一次有益尝试,可以为下阶段进行变电设备状态检修的研究做一些技术及业务方面的储备。本阶段实现了站内开关和线路开关跳闸事故的初步分析功能,按站内开关和线路开关提供两种展示方式。自动登记跳闸事故,并获取事故发生前后一段时间内相关的遥测、遥信,按监控需要展示相关设备状态,电流曲线,保护信号等[3]。如图4所示。

3 结束语

本文通过分析变电一所监控中心收发调度令、运行监视等方面的核心业务要求和工作流程,建立了一套集监控中心调度平台、运行监视、事故分析于一体的信息系统,满足了变电一所“监控中心+巡维中心”运行管理模式框架信息化要求,提高了变电运行专业化管理水平,有效降低了监控值班人员的工作强度,为进一步加强变电站的监控集约化程度打下了坚实的基础[4]。

参考文献

[1]王修庞,罗虎,李朝阳.变电站集控运行管理模式探索[J].继电器,2008,36(08):91-94.

[2]张绍章.县级调控一体化的改造[J].农村电气化,2011(02):42-43.

[3]罗涛,何海英,吕洪波,等.基于全寿命周期理论的电网调控一体化管理模式评价[J].华东电力,2011(02):172-175.

调度控制一体化管理 篇9

在常规的电网调度防错误操作管理系统中, 通常将防误操作管理模块单独纳入一个分区, 形成调度自动化系统与防误操作管理不同网络分区, 造成防误操作管理模块不能及时读取调度自动化系统实时电网信息, 不能真正的, 比较有效果的, 对智能电网实时运行状态, 进行可靠调度操作安全防错误性管理。

2 完善规程流程, 防错误操作管理高效闭环

基于地区调度调控一体化的智能电网调度智能防误操作管理, 完全按照电网调度操作工作实际, 结合调度操作工作流程, 层层进行安全把关, 道道进行科学规范梳理, 完善了调度操作防误管理流程, 建立起科学的调度防误操作管理制度, 形成了高效闭环的调度防误操作管理。

在电气操作中, 规程规定的电气五防操作闭锁分别是:防止错误拉合线路断路器开关;防止错误带负荷拉合隔离刀闸开关;防止带接地开关刀闸错误合线路断路器;防止带电错误合接地开关刀闸;防止错误进入带电线路设备区域。在这五项内容中, 其中前四项都跟调度操作有关, 也就是说前四项内容, 调度都有可能造成误操作事故, 本成果就是解决以上四项问题。

3 细化防误策略, 确保重要用户可靠供电

基于调控一体化下的调度智能防误操作管理, 从电网调度实际出发, 满足电网对重要电力用户持续供电的需求, 针对重要电力用户负荷特点, 针对性的实施调度防误操作。

重要电力用户, 是指因停电有可能造成社会稳定动乱、工作人员人身伤亡, 或者企业重大经济损失的电力客户, 须经地级市政府下文批准的电力用户。在《国家电网公司安全事故调查规程》中明确有以下规定;第2.2.5.12 条“地市县级以上地方人民政府的有关部门, 确定的特级或一级重要电力用户电网侧供电全部中断, 将构成五级以上电网事件”。第2.2.6.10 条规定, “地市县级以上地方人民政府的有关部门, 确定的二级或以上重要电力用户, 供电公司电网侧电源全部中断, 将构成六级或以上电网事件”。

由此可见, 重要电力用电客户的供电可靠性管理, 是一项非常重要的任务, 对待这些重要电力用户供电管理必须慎之又慎。基于调控一体化下的调度智能防误操作管理从设计理念上予以严谨控制, 实际操作过程中严格控制, 对这些重要电力用户进行调度遥控操作时, 首先由操作人输入操作密码进行验证正确后, 再由监护人输入自己的操作密码验证无误后, 最后再经第三人输入密码验证无误后, 才能进行下一步的调度遥控操作。也就是说对重要电力用电客户的电网调度遥控开关操作, 必须经过两人或以上至少三次密码完全确认, 才能够进行遥控执行操作, 完全确保了重要电力用电客户的的供电可靠和安全。

4 个性化差异判别, 合理实施电网全面风险管控

对于庞大的枣庄电网, 地方星罗棋布, 散落在全市不同的供电区域, 这些地方电厂的解、并列环网操作, 对调度遥控操作提出了严峻的安全难题。另外由于在中国不同发展时期, 电网设计原则理念的不同, 造成了枣庄局部电网, 存在30 度角相量差的现实和现状, 随着枣庄电网这些年来的快速发展壮大, 不对电网进行环网操作的变电站站, 数量越来越少, 以前枣庄电网存在的30 度角相量差问题越来越明显和愈发凸显。

所以针对以上问题, 在电网调控一体化下的背景下, 智能电网调度智能防误操作管理, 制定了不一样有个性化的差异判断规则和标准。针对地方电厂这个焦点, 采用智能网络拓扑分析, 通过智能网络拓扑自动判断对方发电机是否开机, 给出进行遥控操作的开关是否允许执行遥控操作的指令, 从而对地方电厂并网联络线路的解、并列操作实施了全面的安全布防。

针对并环操作存在30 度角相量差的关键问题, 对这些特殊设备采取了针对性的属性设置, 当这些存在30 度角相量差的线路设备进行环网操作时, 智能网络拓扑分析会自动判断出即将并环的设备存在30 度角相量差问题, 会发出禁止进行调度遥控操作的醒目提示, 令调度操作无法执行完成, 彻底杜绝了可能出现的电网误操作事故。管理的实施还解决了枣庄电网调度和监控遥控操作出线错误操作的技术问题, 有效确保了枣庄电网的长期安全优质稳定可靠运行, 公司无事故安全生产记录再创新高。公司于2015 年12 月30 日实现了安全生产7000 天, 2012 年12 月30 日实现了安全生产十五周年, 连续五年保持“全国安康杯比赛优胜企业”的称号, 为枣庄市的经济社会又好又快的发展提供了坚实的电力保证和坚强后盾。

基于智能电网调控一体化下的智能电网调度智能防错误操作管理的实施, 对于枣庄智能电网的建设具有十分重要的意义。基于智能电网调控一体化下的智能电网调度智能防错误操作管理的实施, 让枣庄电网传统电气设备五防闭锁中, 所有调度防误智能操作闭锁全面实现, 保证枣庄电网各级调度、监控、现场运维人员合理的调度监控维护电网, 高效的操作控制枣庄电网, 从而避免了出现错误操作的电力事故, 实现智能电网调度操作管理和控制的闭环化管理, 确保智能电网调度操作全过程在线的管理, 保障智能电网调控业务的完整化、规范性和安全化, 从而彻底的解决了智能电网调度遥控操作的过程中的不安全性因素, 为枣庄电网调控大运行的顺利的实施, 奠定了积极的安全和技术基础, 为枣庄电网“地县一体化”的不断改革深入和推进, 提供了可靠的电网技术安全保障。有效降低了枣庄电网运行维护人员的工作劳动量, 提高了人员工作效率, 节约了人力劳动成本。提高了枣庄电网运行的安全和稳定性, 所带来的经济和社会效益会非常可观。

摘要：以国家电网公司D5000标准为依据, 利用智能电网调度自动化系统i ES600网络分析为基础, 横向与OMS调控一体化调度生产管理系统相融合, 实现调度防误操作管理控制的闭环化;纵向与上下级调度部门业务的贯通, 实现调度操作的全流程化闭环管理, 从而实现调度操作在线全过程的安全防误管理。建立了枣庄电网智能电网间隔层、智能电网层、电网设备层的三级防误体系, 形成了智能电网一体化的防误操作系统。

汽车调度管理控制探析 篇10

关键词：汽车,调度,管理

不论是何种单位,车辆的管理与调度都是其重要内容,车辆调度管理工作质量的好坏直接影响单位工作能否顺利的开展。所以需要注重车辆的调度与管理,对车辆调度管理中存在的问题进行客观的分析,将车辆运行效率提高作为基本目标,从而完善相应的管理调度制度,提高车辆驾驶员的思想觉悟,同时做好车辆科学调度和保养维护,就能够实现最大化的车辆调度效益。

1机关单位车队管理的基本原则

实际上,汽车的管理调度是一项系统性较强的工作,在工作过程中需要遵循一定的原则和规律,并严格按照制度来进行,从而在一定的规则上提升车队整体的使用效益。

第一,制度性。遵守管理制度。进行车队管理首先需要按照相应的规则制度来执行,主要是包含了汽车管理和驾驶人员管理两个方面。另外,无论是日常的车辆调度还是管理,都应该基于实际的管理,避免有任何违规的行为出现[1]。

第二,科学性。在车队调度管理过程中,应该同科学原则相互的结合起来,能够从合理的角度来进行调度。如在具体的车辆使用过程中进行严格的把控,全面了解车辆的使用规律,在这样的形势下才能够将车辆的运行效率提升。另外,不能一次性完全派出车辆,需要预留部分车辆供紧急使用。

第三,灵活性。在实际的车辆调度中,虽然需要依靠相关的规定才能够完成灵活的调度,但是并不是说调度就是一层不变的,总会出现需要变通的情况,需要利用灵活的方式来进行调度。根据实际的情况来进行安排,或者是出现紧急的情况无法严格的控制车辆,就必须按照实际的情况来进行调度,避免因出现问题而导致整体运行受到影响。

2汽车调度管理中存在的问题

2.1无法满足供需要求

只有合理的汽车调度管理才能符合车辆工序的实际要求,也能让车辆的供给和需求达到相对的平衡。实际上,由于在车辆管理中忽略基本原则,导致不少单位现有的汽车调度管理制度无法满足供需的具体要求。在使用过程中,车辆的消耗还无法控制在一个合理的范围之中,当运营之中部分车辆出现损耗之后无法再次投入到运营中去,这样就容易面临供需方面的矛盾,进一步降低车辆的使用效率,对运营活动产生不利影响[2]。

2.2制度落实困难,责任意识淡薄

汽车调度管理制度不落实是汽车调度管理落后的另一大因素。首先,驾驶人员自身的责任心不强,在维护与保养方面没有按照相应的规章制度进行,导致运营过程中车辆面临严重的损耗,出现工序不平衡的问题;其次,在驾驶操作方面以及技能维修方面,驾驶人员欠缺责任意识,无法掌握车辆驾驶专业知识和维护知识,一旦上岗,因为维护不当或者是错误的操作,就会给车辆带来不可预计的损耗。

2.3车辆配给缺乏优化

实现车辆配给的最优化模式,就是根据不同的性能、配置以及用途,确保车辆能够应用到最适当的部门之中。但是现有的车辆配给制度还无法满足这一个要求。现阶段,存在高配置的车辆配备给没有必要的部门,配置之后,这一个部门又不使用车辆,这样的矛盾不但会降低资源的利用率,甚至还会引发部门之间的不和谐问题。

3汽车调度管理控制策略

3.1优化车辆的配给制度

车辆配置制度是基于部门实际应用能力作为其基础,各个部门需要按照具体的规定,根据工作性质来确定部门所需要的车辆,做好用途与性能的归类。想要制定相应的应急制度,就需要提升车辆的使用灵活性,在面对突发事件时能够通过调控机制来处理这一类事情。最佳的车辆配置制度,是能够确保车辆基本都可以处于使用的状态,满足最大限度的车辆资源利用,同时还有一定的后备资源支持。所以,在制度允许的条件下,就可以开展车辆之间的良性互动,这样也能够调度更多的车辆来应对可能出现的突发情况。

3.2提高驾驶水平,车辆定期维护

汽车运营效率降低还可能是车辆故障造成的,通过培训驾驶人员的驾驶水平,对车辆进行定期的维修与保养就可以很好的规避这一问题。驾驶人员存在超速行驶、紧急刹车等不规范的操作,以及未能进行定期的车辆运营维护等因素都会增加故障的概率。所以,通过定期的教育,就可以帮助驾驶人员提高操作水平,养成对车辆的检查与保养习惯。另外,建立相应的赏罚机制,对运营过程中出现错误的驾驶人员和工作人员给予一定的批评与处罚,对于表现优异的给予奖励,这样也可以提升汽车的调度管理效率[3]。

3.3建立信息化汽车调度管理控制系统

为了确保车辆的安全运营,提高运营效率,就应该加强制度方面的管理,再配合上汽车调度管理系统,就能够针对性的进行调度,如下图1所示。

4以GPS汽车调度管理系统支持汽车调度管理的有效策略

4.1有效综合监控方式

GPS汽车调度管理系统本身拥有复杂多样的监控目标,为了对多个目标进行监控,就需要借助GPS技术的交叉与互换,实现分组监控的目的。,这样就可以确保在同一监控窗口下进行多目标的监控,进而提升监控质量和监控效率,降低监控人员的压力。在监控多个目标的时候,可以利用分组的模式进行监控,如果需要将同一区域中车辆划分到同一组,将方向一致的车辆划分到另外一组来进行有效的调度监控,就可以实现监控的效果与质量,这样的方式就能够满足汽车有效调度管理控制的要求。对于车辆GPS调度管理监控,如下图2所示。

4.2科学运用实时显示功能

在GPS汽车调度管理系统运用中,需要充分利用系统之中的地图显示功能,并以此为基础对地图漫游的实时情况进行监控,以便掌握路况的基本信息,及时的控制车辆。如果路况信息有所不同,需要合理的利用GOS技术,确保信息显示的及时性与动态性。如果目标与现行的位置有所差异,可以借用GPS的切换功能,掌握实际情况,并且在显示屏的右下角合理的显示地图比例,便于操作。另外就地图的操作而言,GPS汽车调度管理系统能够实现地图的自由放大与缩小,将特性的目标放大、缩小,通过直接输入确定比例尺的方式,自动的定位显示。在GPS系统中,可以设置放大镜功能,利用这一功能,监控人员就可以将实时的效果放大,同时做好大小的调整,确保其能够达到最佳化的效果。在监控系统中设置图层管理器,也有利于图层的控制,以便快速找出图层,方便后续的搜索。一般来说,这一系统都有利于查询效率的提升。工作人员只需要输入相应的关键词,就可以找到相关的位置信息,了解及时的路况[4]。如在实际的行驶过程中,为了缩短行驶路线,就可以利用位置与目的地的输入,来确定最短的行驶路线,确定汽车的调度。这样的方式对于汽车调度管理控制也有着极大的帮助作用。

5结语

总而言之,在现代化的汽车运行管理当中,可以通过创新措施和改进车队管理的方式做好车辆调度管理模式的优化,再配合上GPS系统技术,就能够提升车队的运行效率,确保车辆安全行驶,满足单位对车辆的使用要求。

参考文献

[1]李红启,吕潭.汽车列车调度问题研究综述[J].大连海事大学学报(社会科学版),2015(06):1-10.

[2]王夕平.浅析加强车队管理优化汽车调度[J].黑龙江科技信息,2014(09):279.

[3]许兆华.GPS汽车调度管理系统的研究[J].黑龙江科技信息,2015(03):28.