第一篇：江西电网调度控制管理规程202_最终发文版

江西电网调度控制管理规程

国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香

复审：刘

镭 审核：段惠明

王和春

万

源

郭玉金

初审：王

虎

应忠德

孙恭南

主要编写人员：

周栋梁

叶

菁

叶钟海

刘昕晖

杜中剑 董欢欢

郭国梁

殷

齐

万玄玄

杨

峰 文

峰

程

正

袁

彦

李小锐

丁国兴 熊建华

谌艳红

李华勇

马伊平

段志远

梁文莉

王

凯

金学成邹根华

宿

昌 罗

诚

王文元

伍太萍 余笃民 陈

红

李峥山 邹绍平

目录

第一章 总则............................................................................1 第二章 调控管辖范围及职责................................................3 第三章 调度管理制度..........................................................10 第四章 电网运行方式管理..................................................13 第五章 调度计划管理..........................................................19 第六章 输变电设备投运管理..............................................28 第七章 并网电厂调度管理..................................................31 第八章 电网频率调整及调度管理......................................34 第九章 电网电压调整和无功管理......................................36 第十章 电网稳定管理..........................................................43 第十一章 调控运行操作规定..............................................50 第十二章 故障处置规定......................................................68 第十三章 电保护和安全自动装置管理..............................97 第十四章 调度自动化及通信管理....................................101 第十五章 清洁能源调度管理............................................107 第十六章 设备监控管理....................................................113 第十七章 备用调度管理....................................................115 附录1：江西电网省调调管电厂设备...............................117 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...........122 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分...............126 附录4：江西电网省调调度许可设备...............................136 附录5：江西电网委托调度设备.......................................137 附录6：江西电网设备命名和编号原则...........................138 附录7：江西电网调度术语...............................................142 附录8：导线允许的长期工作电流...................................189 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力................192

第一章 总则

1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。

1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。江西电网设置三级调控机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。

1.5 各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.6 本规程适用于江西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.7 与江西电网运行有关的各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统

人员凡涉及江西电网调控运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.8 地级调控机构依据本规程确定的原则，结合地区电网特点和运行管理需要，制定相应的调控运行细则。1.9 县级调控机构以本规程为指导，参照本规程的原则要求，制定县级电网调控管理规程。

1.10 本规程由国网江西省电力公司负责解释和修订。

第二章 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、输、变电系统，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、输、变电系统属直调范围，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、输、变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、输、变电系统授权（委托）下级调控机构调度。

2.5 为使调控机构能有效地指挥电网的运行操作和故障处置，所有影响江西电网发供电能力的主要设备必须由有关调控机构统一调度管辖；国调、华中分中心调管范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。2.6 调管范围划分原则 2.6.1 省调调管范围

2.6.1.1 装机容量在100兆瓦及以上发电厂。

2.6.1.2 直接接入220千伏及以上电压等级的发电厂。2.6.1.3 装机容量100兆瓦以下现省调直调水力发电厂的水电机组。

2.6.1.4 装机容量在40兆瓦及以上风电场风机及光伏电站箱变。

2.6.1.5 220千伏及以上变电站（不包括220千伏终端变电站、终端供电网）的220千伏母线。

2.6.1.6 220千伏及以上线路（不包括220千伏终端线路）。

2.6.1.7 上级调控机构或省调指定的发、输、变电系统。

凡省调调度管辖范围内的设备均应包括锅炉、汽（水）轮机、发电机、主变压器、母线、线路等设备，及其相应的开关、刀闸、接地刀闸、避雷器、电流互感器、电压互感器等设备在内。2.6.2 地调调管范围

2.6.2.1 省调直调100兆瓦及以上发电厂的110千伏出线间隔及110千伏专用旁路间隔和旁路母线；省调直调100兆瓦以下水电机组、风电场风机、光伏电站箱变以外的设备；省调直调发电厂的35千伏母线。

2.6.2.2 省调直调的220千伏变电站的主变压器；主变中性点接地方式不满足省调规定要求的须经省调批准。2.6.2.3 省调直调的220千伏变电站的110千伏及以下母线；220千伏终端变电站和终端供电网。2.6.2.4 110千伏及以下变电站。

2.6.2.5 220千伏及以下变电站的无功调节及无功补偿设备。

2.6.2.6 220千伏终端线路；省调直调的220千伏母线上的待用间隔；110千伏及以下母线上的待用间隔。2.6.2.7 110千伏及以下线路；经地区电网间110千伏联络线跨地区转移负荷需经省调许可，必要时由省调进行协调。2.6.2.8 按并网调度协议调度管理的发电厂。2.6.2.9 省调指定的发、输、变电系统。

220千伏终端供电网：指仅由一个500千伏或220千伏变电站经单回或多回终端线路供电的一个或多个220千伏变电站及其相关线路。2.6.3 县（配）调调管范围

2.6.3.1 直接并入县级电网的非省、地调调度发电厂。2.6.3.2 地市公司或县公司所属35千伏、10千伏线路及相关设备（含开关、刀闸、柱上开关、环网柜、电缆分接箱等）。

2.6.3.3 地市公司或县公司所属35千伏变电站、10千伏开闭所。

2.6.3.4 调度协议中明确规定由县调管辖的客户设备。2.6.3.5 县级电网10千伏公变、专变为县（配）调许可设备。

2.6.3.6 地区电网内其它设备由地调具体划分。

2.6.4 继电保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信等二次设备的调管范围与一次设备一致。

2.6.5 各发电厂的厂用电系统及其相关的继电保护和安全自动装置，均由各厂自行管理。

2.6.6 江西电网内省调调管范围的具体划分以省调规定为准，江西电网省调调管、省调委托等设备详见附录1-5。2.7 监控范围划分原则

2.7.1 省调监控范围：负责全省500千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.2

地调监控范围：负责地区范围内35～220千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.3

县（配）调监控范围：负责县域范围内35千伏及以下变电站（开闭所等）设备运行集中监控。2.8 调度运行管理的主要任务

2.8.1 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、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

2.8.2 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。

2.8.3 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。2.9 省调主要职责：

2.9.1 落实国调及华中分中心专业管理要求，组织实施江西电网调度控制专业管理。

2.9.2 负责江西电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.9.3 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。

2.9.4 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式；指导地县级调控机构开展地区电网运行方式分析。

2.9.5 根据国家电网主网设备年度停电计划，参与制定江西电网设备年度检修计划，负责编制电网设备月、周、日停电计划，受理并批复电网设备停电、检修申请。

2.9.6 开展江西电网月、日电力电量平衡分析，按直调范围制定月、日发供电计划。

2.9.7 负责江西电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。

2.9.8 负责省间联络线关口控制，参与电网频率调整。2.9.9 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.9.10 参与电网事故调查，组织开展调管范围内故障分析。

2.9.11 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自

动装置定值的整定计算，负责直调范围内电网继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域内国调及华中分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。

2.9.12 参与制定江西电网应急控制负荷序位表，经江西省人民政府批准后执行。

2.9.13 统筹协调与江西电网运行控制相关的通信业务。2.9.14 参与江西电网发展规划、工程设计审查，编制江西电网调控运行专业规划。

2.9.15 受理并批复新建、扩建和改建直调设备的投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。2.9.16 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。

2.9.17 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、防凌、航运、供水等方面的关系。

2.9.18 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员、变电运维人员及省检修分公司生产运行值班人员上岗培训考核工作。

2.9.19 行使国调、华中分中心授予的其他职责。2.10 地调主要职责：

2.10.1 落实省调专业管理要求，组织实施本地区电网调度控制专业管理。

2.10.2 负责本地区电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.10.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.10.4 负责与地区内非省调直调电厂签订并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。

2.10.5 开展地区电网运行方式分析，依据《江西地县电网年度运行方式编制规范》组织制定地县电网年度运行方式。2.10.6 根据江西电网设备年度检修计划，参与编制地区电网设备年度检修计划，负责编制地区电网设备月、周、日停电计划，受理并批复设备的停电检修申请；审核、批准县调设备月度停电计划。

2.10.7 负责直调范围内电网稳定专项管理，开展地区电网故障分析，参与地区电网发展规划及相关工程设计审查。2.10.8 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。

2.10.9 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.10.10 负责直调范围内继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理及检验管理。

2.10.11 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负责所辖县级电网10～35千伏继电保护定值的整定复算、审核和批准。

2.10.12 参与制定本地区应急控制负荷序位表，经本级人民政府批准后执行。

2.10.13 负责制定地区电网继电保护、调度自动化系统规划。

2.10.14 参与制定电力通信规划，协调与调度控制相关的通信业务。

2.10.15 组织地县调度自动化系统和调度数据网建设，负责地县级电网调度自动化系统运行管理。

2.10.16 负责直调范围内水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关

系。

2.10.17 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员及变电运维等相关人员上岗培训考核工作。2.10.18 行使省调授予的其他职权。2.11 县调主要职责：

2.11.1 落实省、地调专业管理要求，组织实施县级电网调度控制专业管理。

2.11.2 负责县级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.11.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。2.11.4 参与制定地县电网年度运行方式。2.11.5 负责编制日调度计划。

2.11.6 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。

2.11.7 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.11.8 负责直调设备继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理。

2.11.9 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，并按要求报地调核准。

2.11.10 负责直调水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关系； 2.11.11 负责直调厂站运行值班人员、变电运维等相关人员上岗培训考核工作。

2.11.12 行使地调授予的其他职权。

第三章 调度管理制度

3.1 调控机构值班调度员在其值班期间是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

3.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，按有关规定执行，并对其执行调度指令的正确性负责。变电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。

3.3 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。

3.4 值班调度员的调度联系对象为：上下级调控机构值班调度员（调控员）、调控机构值班监控员、发电厂值班人员（值长或电气值班长）、变电站运维（运行值班）人员（正值及以上）、省检修分公司生产运行值班人员、省送变电生产运行值班人员等，以上人员统一简称值班人员。

3.5 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。

3.6 接受调度指令的值班人员不得无故不执行或延误执行

调度指令。如受令人认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令人提出意见，如发令人确认继续执行该调度指令，应按调度指令执行。如执行该调度指令确实将危及人员、设备或电网的安全时，受令人可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给发令人，并向本单位领导汇报。3.7 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调管设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.8 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，但必须及时汇报上级调控机构值班调度员。

3.9 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、后或事故后要及时向相关调控机构通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，上级调控机构值班调度员可直接（或通过下级调控机构值班调度员）向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员下达调度指令，有关调控机构、厂站运行值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调控机构的值班调度员。

3.10 当电网或电厂运行设备发生异常或故障情况时，值班人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报情况。3.11 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。3.12 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度

员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。3.13 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组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。

3.14 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当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任何调度指令。

3.15 当值班人员同时接到两级调控机构值班调度员的调度指令时，应优先执行上一级值班调度员的调度指令（特殊情况由下一级值班调度员报告情况后，由上一级值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。下一级值班调度员发布的调度指令不得与上一级值班调度员发布的调度指令相抵触。3.16 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调管范围报相应调控机构；调控机构值班调度人员名单也应通知相关单位；人员发生变动应及时报送。

3.17 值班人员应经培训并取得相关调控机构颁发的调控业务联系资格证书，方具备调控业务联系资格。

3.18 值班人员应按调控机构要求报送有关报表、运行情况、故障情况和有关资料。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。

第四章 电网运行方式管理

4.1 运行方式管理

4.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据，指导电网的工程前期、建设、生产和运行工作。各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。

4.1.2 协助国调及分中心开展500千伏以上主网年度运行方式、夏（冬）季运行方式计算分析。

4.1.3 江西电网运行方式按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则进行管理。各级电网经营企业负责本电网调控机构运行方式工作的领导和监督。各级调控机构负责本电网调管范围内的运行方式编制、管理和实施，并负责对下一级调控机构运行方式工作的专业管理。

4.1.4 电网运行方式由调控机构组织统一编制，电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门配合。

4.1.5 以年度运行方式为基础，结合电网夏季、冬季运行特点以及新设备启动等重大方式变更，滚动制定夏季、冬季、临时电网运行方式及控制策略。4.1.6 运行方式工作的主要任务： 4.1.6.1 合理安排电网运行方式。4.1.6.2 电网安全稳定分析及制定措施。4.1.6.3 负荷预测及电力电量平衡。4.1.6.4 制定发电计划。

4.1.6.5 开展短期电能交易，实施各类网间交易计划。

4.1.6.6 电网经济运行。

4.1.6.7 制定水库运用计划。4.1.6.8 无功平衡和电压管理。4.1.6.9 新设备投运。4.1.6.10 故障后分析。

4.1.6.11 发电机组涉网参数及定值管理。

4.1.6.12 参加电网规划设计审查，提出电网技术改造建议或措施。

4.2 年度运行方式

4.2.1 年度运行方式是电网全年生产运行的指导性文件。电网年度运行方式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，统一确定主网运行限额，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 电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门每年按调控机构要求提供次年投产设备相关资料。

4.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。

4.2.4 年度计划停电项目包括电网主设备常规检修、技改、基建施工或新设备启动配合停电、非电施工配合停电（如高速公路穿越）等。年度计划停电项目应以基建投产计划、设备检修计划、市政施工计划等相关文件为依据。对于两个以上相关设备同时停电、对电网运行结构影响较大的项目，应进行专题校核，通过校核后方可安排。

4.2.5 年度发电设备检修计划应综合考虑分月电力电量平衡和年度跨区跨省输电计划，并预留一定备用容量。4.2.6 发电企业与大用户年度交易结果应通过调控机构综

合考虑电网安全、调峰、“三公”调度等因素的校核后，方可纳入年度运行方式。

4.2.7 年度运行方式工作涉及电网规划、建设、运维、交易、安监、调度运行等方面，各级电网经营企业要加强组织协调，明确各部门在年度运行方式编制、实施工作中的职责，做到分工明确、责任清晰、协同配合、落实到位，实现全过程闭环管理。

4.2.8 在年度运行方式编制工作中，上级调控机构应加强本网和下级调控机构年度运行方式的协调工作，确保各级调度年度运行方式协调一致。

4.2.9 各级电网经营企业、供电企业和并网运行的电力生产企业，应按各级调控机构的要求提供有关资料，并执行各级调控机构编制的电网运行方式。

4.2.10 相关部门及单位按照职责分工向调控机构提供次年投产设备相关资料：

4.2.10.1 下年度发电设备检修预安排，主要输变电设备检修预安排及各厂分机组核定出力（含最大、最小技术安全出力）。

4.2.10.2 本网下年度发电量预计划，各厂分解发电厂预计划，网损计划指标。

4.2.10.3 本网下年度分月全网及供电区负荷预计。4.2.10.4 新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及设备主要参数。

4.2.10.5 地方发电厂装机容量，分月综合可调出力及调峰容量和全年分区分月各地上网电量及出力。4.2.11 年度运行方式主要包括以下内容： 4.2.11.1 上年度电网运行总结

a)上年度新设备投产情况及系统规模； b)上年度生产运行情况分析； c)上年度电网安全运行状况分析。4.2.11.2 本年度运行方式

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)本年度电网结构分析、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)电网运行年度风险预警；

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)下级电网年度运行方式概要。

4.2.12 各级调控机构应加强对年度方式的适应性管理，根据电网基建投产项目进度，及时对电网运行控制规定进行滚动修订，并下发执行。

4.2.13 各级调控机构应定期向本电网经营企业的领导、主管生产、基建与规划的负责人汇报年度运行方式，说明运行中存在的主要问题，提出解决的措施、建议和意见。4.2.14 年度运行方式下发后，电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度各项生产工作。各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作，加强对电网运行方式的后评估

工作，及时评估措施的实施效果，分析总结存在的问题和差距，改进和完善电网运行方式工作。

4.2.15 地县年度运行方式管理工作和编制要求按照《江西电网地县一体化年度运行方式管理规定》和《江西地县电网年度运行方式编制规范（试行）》执行。4.3 夏（冬）季运行方式

4.3.1 在年度方式基础上，根据夏（冬）季供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，国调及分中心统一组织、滚动校核跨区、跨省重要断面稳定限额，统一制定夏（冬）季主网稳定运行控制要点。

4.3.2 省调依据夏（冬）季主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定夏（冬）季电网稳定运行规定。4.4 临时运行方式

4.4.1 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验、配合基建技改等临时运行方式，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。4.4.2 对上级调控机构调管的电网运行有影响的运行控制方案，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 在线安全稳定分析

4.5.1 省调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。

4.5.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有220千伏及以上输变电设备，模型及参数应与离线计算保持

一致，故障集全网统一。

第五章 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、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、周、日发输（用）电计划及设备停电计划。5.2 许可设备的停电计划须经上级调控机构批准后纳入年、月、周、日停电计划。

5.3 月、周、日停电计划须进行风险分析，制定相应预案及预警发布安排。对可能构成一般及以上事故的停电项目，须提出安全措施，并按规定向相应监管机构备案。停电方式下N-1可能造成五级及以上电网事件的停电计划，上报月、周、日停电计划的同时，应向所属调控机构报送安全风险评估报告和停电检修运行方案。5.4 年度停电计划

5.4.1 年度停电计划应统筹考虑电网基建投产、设备检修和基础设施工程等因素，并以相关文件为依据。

5.4.2 年度停电计划原则上不安排同一设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，必须通过专题安全校核后方可安排。

5.4.3 国调及分中心统一制定500千伏以上主网设备年度停电计划。年度停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。如确需调整，须提前向相关调控机构履行审批手续。5.4.4 年度发电设备检修计划应考虑分月电力电量平衡和跨区跨省输电计划等。

5.4.5 年度发输电计划（包括大用户直供等交易）必须通过调控机构安全校核。

5.5 年度输变电设备停电计划应于上年10月底以前报省公司运维检修部，由省公司运维检修部汇编，经年度检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。年度发电设备检修计划应于上年10月底以前报省调，由省调汇编，经年度机组检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。5.6 月度调度计划 5.6.1 月度停电计划

5.6.1.1 月度停电计划以年度停电计划为依据，未列入年度停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于新增重点工程、重大专项治理等项目，相关部门必须提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.6.1.2 国调及分中心统筹制定500千伏以上主网设备月度停电计划，统一开展安全校核。

5.6.1.3 各单位应于每月15日前将下月国调、分调、省调调管的发、输变电设备检修计划上报省调。供电公司的月度停电计划应经本单位运维、调控、基建、营销等部门会商，经综合平衡后上报。

5.6.1.4 各单位于每月15日前将次月停电计划申请情况报告报省调,于每月第5个工作日前将上月停电计划执行情况报告上报省调。

5.6.1.5 未纳入月度计划的发输变电设备检修项目，原则上在日计划中不予安排。5.6.2 月度发输电计划

5.6.2.1 省调统筹安排220千伏以上电网月度发输电计划。

5.6.2.2 省调根据本网发电资源、负荷预测、安全约束、电力电量平衡、月度跨区跨省电力交换计划、年度发电量及

交易计划，编制发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6.2.3 省调按照直调范围制定并发布月度发输电计划。5.6.2.4 月度发电计划主要内容包括本网分旬最大用电负荷和月用电量预测；本网及各发电厂月可调出力和发电量计划；水电厂水库控制水位及运用计划；本网月电力和电量平衡计划。

5.6.2.5 月度发电计划制定应考虑分旬电力电量平衡、清洁能源预测、月度跨区跨省电力交换计划和火电机组年度电量计划完成进度，并预留一定备用容量。

5.6.2.6 清洁能源电厂每月15日前将次月发电建议计划报省调。

5.7 周停电计划

5.7.1 各单位根据月度检修停电计划，于每周四上午12时前将下周一至周日的检修停电计划报省调。经省调周停电计划会商会讨论确定后，于周五上午9时前下达。5.8 日前调度计划 5.8.1 日前停电计划

5.8.1.1 日前停电计划的编制，应以月度停电计划为基础，原则上不安排未列入月度停电计划的项目。

5.8.1.2 各单位应于计划开工前二日10时前向省调提出申请，省调于前一日17时前由值班调度员批复下达各单位执行，星期日、一、二开工检修的项目应于上星期五10时前向省调提出申请；属国调、华中分中心直调及许可的线路、变电站设备的检修申请，各单位应于计划开工前三日10时前报省调，经审核后由省调转报华中分中心；华中分中心批复后由省调再转下达给各单位；华中分中心直调电厂设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票的同时，向省调申报检修

申请票。国庆、春节等节假日期间的检修计划，应于节前七日提出申请。

5.8.1.3 停电计划申报必须使用规范的设备名称、双重编号和调度术语，填写的设备名称和编号必须与现场一致。5.8.1.4 停电计划申报必须严格按照江西电力系统发输变电设备检修票（以下简称检修申请票）票面格式填报。凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷试验或做与系统有关的试验等要求的必须在检修票恢复送电要求中明确，且在设备检修计划开工前七日向省调报送试验方案或恢复送电要求。重要输变电设备检修或改造项目，各单位应将相关施工方案审核后在设备检修计划开工前七日报省调。

5.8.1.5 省调值班调度员可以直接安排的临时检修，由各单位向省调值班调度员提出申请，经其批准后即可执行，具体如下：

a)与已经批准的计划检修相配合的检修工作，原则上不能超出计划检修设备的停役时间；

b)不影响电网运行方式和出力计划，在当日内完成的临时检修和收到次日计划后次日内可以完成的临时检修；

c)事故检修；但事故检修预计工期超出24小时的需立即补报检修申请。

5.8.1.6 检修申请和设备停复役的规定：

a)省调调管范围内的一切设备如须停止运行或退出备用进行检修（试验）时，各单位应根据已下达的月度检修计划，按规定要求向省调报周检修计划，在开工前按规定要求向省调提出申请，由省调统筹安排后正式批复各申请单位；

b)各单位必须按省调要求规范填报检修申请票，设备停役检修申请的正式批复以省调值班调度员的批复为准；设备停役检修申请，虽已经在检修开工前一日批准，但在设备停役前仍需得到省调值班调度员的调度指令，才能将设备停止运行，并按规定进行检修；

c)日计划安排的计划检修的电气设备因故不能如期开工时，申请单位应在设备停电前两小时报告省调值班调度员；如因系统原因需推迟开工时，省调值班调度员应提前两小时通知申请单位；

d)由于检修单位的原因，原定停用检修的设备延期开工时，不允许按批准的检修期限自行顺延检修工期，如必须延迟检修工期，应经省调批准；

e)设备检修不能如期投入运行，计划检修工期超过48小时的设备检修，检修申请单位应在原定检修工期结束前24小时办理延期申请手续；计划检修工期超过24小时、不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束前6小时提出延期申请；计划检修工期不超过24小时的设备检修只允许因天气突然变化不能继续进行检修而办理延期申请手续。延期申请手续只能办理一次；

f)已停役开工的设备，需要增加工作项目，必须向相应调控机构增报申请；

g)基建施工单位要求停役设备，各单位应纳入检修计划，由各单位按规定向相应调控机构办理检修申请手续并履行工作许可制度；

h)输变电设备的带电作业对系统运行有要求者，应在开始带电作业前征得省调值班调度员的同意；

i)凡属地调或发电厂调管的设备其停役检修影响主网发电能力或安全供电时，应事先征得省调的许可后，方可进行工作；

j)凡属省调调管电气设备的停役检修工作，必须得到省调值班调度员的许可工作指令，方可开工检修；严禁约时停电或开工检修；

k)凡属省调调管设备停役检修工作结束后，申请检修单位应立即报告省调值班调度员并办理检修竣工和恢复运行的手续；

l)凡涉及到省调调管范围内的继电保护和安全自动装置以及自动化、通信（包括通道）等设备需停用时，也应按上述规定办理检修申请和批复手续。

5.8.1.7 设备检修时间的计算。发输变电设备检修时间的计算，是从省调值班调度员许可设备检修开工起，到省调值班调度员接到设备检修工作结束，可以送电（或可以恢复备用）的报告时为止；发输变电设备检修完毕的汇报均以设备运行维护单位的值班人员的汇报为准。5.8.2 日前发用电计划

5.8.2.1 日前发输电计划包括联络线96点输电计划曲线、机组组合、96点发用电计划和风险点提示等。

5.8.2.2 省调应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，并按要求报上级调控机构。

5.8.2.3 火电厂须按规定申报分机组发电能力、升降负荷速率等机组约束。水电、风电、光伏等优先消纳类机组须按规定申报发电计划。

5.8.2.4 省调根据水电、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。5.8.2.5 省调协同国调、分中心开展日前发输电计划编制，发输电计划必须经过全网联合量化安全校核。

5.8.2.6 各地调应根据气象预报、调管（自备）电厂发电计划、大用户用电情况、本地区用电变化规律和县调负荷预测，预测所辖电网次日96点系统用电负荷，于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次；应根据影响用电负荷的各种因素以及电网检修和结线方式的变化，对省调母线负荷预测结果进行修正，并于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次。

5.8.2.7 省调编制发电、用电调度计划时，应当留有备用容量。电网的备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，各种备用容量采用如下标准：（1）负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%～5%；（2）事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，但不低于电网中一台最大机组的容量；（3）检修备用容量：应不低于最大发电负荷的8%～15%。电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应当采取相应措施。

5.8.2.8 日前发用电计划修改原则及其有关规定: a)日调度计划下达后，省调和各有关单位必须认真执行，一般情况下不予修改；

b)值班调度员根据电网运行的具体情况、有关规定和上级指示，有权修改各发电厂、供电公司当日或次日发（供）电计划，应详细记录修改原因，并以调度指令通知各发电厂、供电公司执行；

c)下列情况方可修改日发电计划:电网事故、联络线临时检修或联络线潮流越限、其它异常情况，需变更机组运行方

式和发电出力时；省间交易计划调整，需变更机组运行方式和发电出力时；天气、水情的突然变化、预计负荷和实际负荷发生较大偏差、其他不可抗拒的自然灾害等，需变更机组运行方式和发电出力时；由于本厂设备缺陷、临时检修或燃料供应等因素影响发电出力时，应提前向省调提出申请，经批准后方可修改；

d)下列情况方可修改日用电计划:大机组或多台机组紧急停机或故障，发电能力达不到计划值时；省调管辖的联络线过载、事故检修和其它不可预测的突发事件，需限制用电时；天气、水情的突然变化或其它不可抗拒的自然灾害等，需调整用电负荷时；

e)日发（用）电计划曲线修改的原因及最终结果，省调值班调度员应通知各有关发电厂、供电公司，双方核对无误后均应做好记录。

5.8.2.9 各级调度应于每日17时前完成次日调度计划的编制工作，经分管领导批准后，下达到相关单位；同时将日调度计划和检修票下发给值班调度员，由值班调度员负责指挥和组织实施。

5.8.3 日前计划安全校核

5.8.3.1 按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220千伏以上电网的日前联合量化安全校核。

5.8.3.2 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。

5.8.4 根据周停电安排和电网运行情况，动态开展风险评估，及时发布周电网运行风险预警。风险预警对应的工作任务结束后，按规定程序解除预警。

5.9 地县调计划管理按照江西电网地县调计划管理实施细则执行。

第六章 输变电设备投运管理

6.1 输变电设备投运管理基本原则

6.1.1 调控机构按调管范围划分的原则开展输变电新设备投运管理工作。

6.1.2 新建、扩建和改建的输、变电设备接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的相关工作都应经过相应调控机构许可。

6.1.3 新建、扩建和改建的输、变电设备（含发电厂升压站设备）接入系统，该设备的业主应按《电网运行准则》、《江西电网输变电设备接入系统调度服务手册》的要求做好接入系统的有关工作（相关资料图纸参数的报送、并网申请、调试方案和计划、有关合同的签订、验收情况等）。

6.1.4 并网前应按国家有关规定，根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照并网调度协议范本与有关调控机构签订并严格执行并网调度协议。未签订并网调度协议的，不得擅自并网运行，签订并网调度协议并且已经并网运行的，不得擅自解网。

6.1.5 新投产输变电设备涉及的调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统应与一次设备同步投产。6.2 调度命名

6.2.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.2.2 新建500千伏以上变电站的命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报相关调控机构审定。

6.2.3 新建220千伏变电站的命名，由省调命名；新建220

千伏以下变电站的命名由管辖单位调控中心负责。6.2.4 并入220千伏电网设备由省调负责命名与编号；110千伏以下设备由设备管辖单位调控中心负责命名与编号。6.2.5 新建输变电设备投运程序

6.2.5.1 输变电新设备首次投入运行90日前，工程管理单位应按《电网运行准则》的要求向调控机构提交相关资料，并报送投入运行申请书。

6.2.5.2 电网调控机构在收到工程管理单位提供一次设备命名、编号申请及正式资料的30日内，下发相关设备的命名和编号。

6.2.5.3 电网调控机构向工程管理单位发出投入运行确认通知后，完成下列工作：

a)首次投入运行30日前，向拟并网方提交并网启动调试的有关技术要求；

b)根据启动委员会审定的调试大纲和启动方案，编制调试期间的并网调度方案；

c)首次投入运行7日前，双方共同完成调度自动化系统的联调；

d)首次投入运行5日前，向拟并网方提供继电保护定值单：涉及实测参数，则在收到实测参数5日后，提供继电保护定值单。

6.2.6 调控机构应依据并网调度协议，在首次投入运行5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。

6.2.7 工程管理单位确认具备带电调试条件后，在输变电新设备启动调试开始前，应向调控机构提交启动调试申请。6.3 输变电新设备启动条件

6.3.1 设备现场验收工作结束，质量符合安全运行要求，工程管理单位已按规定向调控机构提交新设备启动调试申请。

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测量参数者，应在投运申请书中说明）。

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调管范围的划分、设备命名、现场规程和制度等均已完备）。

6.3.4 监控（监测）信息已按要求完成接入和验收工作。6.3.5 调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统已准备就绪。计量点明确，计量系统准备就绪。6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.3.7 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规定等。

第七章 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 并网电厂（包括新建、改建和扩建的电厂）接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作必须有调控机构参加。

7.1.4 并入江西电网的发电厂由调控机构按调管范围对拟并网电厂设备进行调度命名编号。

7.1.5 发电厂并网前必须与电网企业签订《并网调度协议》。

7.1.6 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.6.1 并网机组须完成发电机励磁系统、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。

7.1.6.2 并网电厂涉网保护和安全自动装置的配置和整定应满足电网运行要求。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息能够远传至调度端。

7.1.6.3 并网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。并网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。并网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。

7.1.6.4 水电站应按有关标准建立水调自动化系统，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。

7.1.6.5 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。

7.1.6.6 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。7.1.6.7 并网电厂正式并网前，必须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 机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、AGC、AVC等装置的技术改造方案应满足相关标准要求并经调度同意。

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。

7.2.4 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。7.2.5 并网电厂内调管设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。

7.2.6 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。

7.2.7 新建机组应在商业运行前完成相关试验或调试，并

于商业运行后30个工作日内提交正式试验或调试报告。改造机组应在投运1个月内完成相关试验或调试，试验或调试完成后30个工作日内提交正式报告。

7.2.8 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统性能进行定期复核。

7.2.9 常规水火电机组应按照相关技术规范的要求将重要运行参数接入PMU，发电企业负责PMU设备的维护和检验。7.2.10 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统、PSS、AGC、AVC和其它电厂涉网设备的功能和性能进行考核。7.3 燃料管理

7.3.1 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。

7.3.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，应及时向调控机构报告。

7.3.3 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。

第八章 电网频率调整及调度管理

8.1 电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹。电网频率按50±0.1赫兹控制。

8.2 各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.3 江西电网与华中电网并网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由华中分中心负责；省调应认真监视省间联络线功率，当偏离计划值时，应主动调整，使其偏差在规定范围内。

8.4 江西电网与华中电网解网运行时，频率偏差不得超过±0.2赫兹，频率的监视调整和运行管理，由省调负责。8.5 地区电网与省网解网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由所在地调或县调负责；因特殊情况江西电网分为若干独立电网运行时，省调值班调度员可根据电网实际情况指定调频厂调频，指定地调负责独立电网的调频工作；独立电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。禁止升高或降低系统频率运行。

8.6 江西电网与华中电网解网运行期间，主调频厂定为万安、柘林水电厂，当其失去调频能力时，则由省调指定单机容量在30万千瓦及以上的火电厂担任主调频厂。主调频厂的变更由省调确定并下达。主调频厂的任务是保持电网频率不超过±0.1赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动负责调整系统频率，使其在允许偏差范围内，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，则应立即报告省调值班调度员。

8.7 在电网正常运行时，发电厂应严格按调度计划或调度指令接带出力；发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先申请并得到值班调度员的同意。

8.8 参加电网AGC调节的电厂，其机组AGC功能应能正常投入，调节性能满足规定要求。

8.9 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求，并根据电网结构、负荷水平、大容量机组分布等因素确定备用容量及各控制区的分配比例。

8.10 因电网事故、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。

8.11 机组一次调频性能应满足《电网运行准则》要求，并按规定投入一次调频功能，未经调度许可不得退出。

8.12 为保证频率质量而装设的各种自动装置，如AGC、低频自起动、高频切机等均应由调控机构统一确定整定原则；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到调度许可。8.13 为防止电网频率崩溃，各地区电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第九章 电网电压调整和无功管理

9.1 无功电压管理原则

9.1.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调管范围分级负责。

9.1.2 接入电网运行的发电厂、变电站等应按电网调控机构下发的电压运行曲线进行调节。9.2 无功电压调度管理主要内容

9.2.1 确定其调管范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级调控机构备案。

9.2.2 按照调管范围编制季度、月度、日电压曲线，并根据负荷变化及时更新。

9.2.3 开展电压调整计算，制定电压调整策略并编制节假日及特殊方式下的调压预案。

9.2.4 负责无功补偿装置的运行管理。9.2.5 确定和调整变压器分接头位置。

9.2.6 对所辖电网电压合格率和日波动合格率进行统计与分析，并根据相关规定进行考核。

9.2.7 指导下级调控机构和调管范围内厂站的无功电压管理工作。

9.3 调控机构负责调管范围内系统无功平衡分析工作，并制定改进措施。

9.4 值班监控员和厂站运行值班人员，负责监视母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线限值内，当已无调整能力而电压仍越限时，应立即汇报值班调度员。

9.5 值班调度员应按照直调范围监控有关电压考核点和电

压监视点的运行电压，根据情况实时调整，主要措施包括： 9.5.1 调整发电机无功出力，投切或调整无功补偿设备。9.5.2 正常运行时，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；事故及系统无功不足时，严禁调整有载调压变压器分接头运行位置。

9.5.3 调整电网运行方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

9.5.4 必要时限制部分用电负荷。

9.5.5 在采取上述措施后电压仍越限时，各级调控机构应配合进行调整，或采取其他可行的调压措施。9.6 电压允许偏差范围

9.6.1 正常运行方式时，1000千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

9.6.2 正常运行方式时，直接接入1000千伏交流系统的发电厂1000千伏母线和1000千伏变电站的500千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。9.6.3 正常运行方式时，500千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节，且日波动幅度不应大于3%。

9.6.4 正常运行方式时，发电厂220千伏母线和500千伏变电站的中压侧母线电压允许偏差为系统额定电压的0%～+10%，且日波动幅度都不应大于3.5%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。

9.6.5 正常运行方式时，220千伏变电站220千伏母线电压允许偏差值为额定电压的-3%～+7%，且日波动幅度不应大于5%；事故运行方式时为额定电压的-5%～+10%。

9.6.6 正常运行方式时，发电厂和220千伏变电站的35～110千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，事故运行方式时为系统额定电压的-10%～+10%。

9.6.7 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为额定电压的0～+7%。

9.7 AVC调度管理

9.7.1 调控机构负责调管范围内AVC系统建设、运行管理与维护。

9.7.2 AVC控制对象可包括发电机、调相机、电容器、电抗器、有载调压分接头等，AVC应能实现上述设备之间的协调控制。

9.7.3 AVC适用于电网稳态电压的自动控制，在电网故障或异常情况下，应具备自动闭锁或退出AVC控制功能。9.7.4 各级调控机构AVC之间的信息应能交互与控制配合。

9.8 变电站电压控制要求

9.8.1 调控机构值班监控员、有人值班变电站的运行人员应密切监视变电站母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，投退无功补偿装置，若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。

9.8.2 装设并联电容器、并联电抗器和有载调压变压器的变电站，值班监控员、有人值班变电站的运行人员应按照相应调控机构下达的电压曲线投切电容器或电抗器，必要时调

整变压器有载分接头，控制好“无功界面”功率因数，在高压侧电压不超出允许范围且有一定裕度的前提下，应尽量满足中、低压侧母线电压曲线要求。

9.8.3 运维单位应巡视检查并及时维护无功补偿装置及调压装置，装置发生故障时应及时处理，保证无功补偿装置及调压装置可用率达到要求。9.9 发电厂电压控制要求

9.9.1 发电厂运行值班人员应密切监视本厂母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，进行无功调整。当发电机无功出力达到最大进相或滞相能力，母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇报。

9.9.2 参加电网AVC调节的电厂，其机组AVC功能应满足规定要求，并按规定投入或退出。发电厂运行值班人员应监视厂内AVC系统运行情况，当机组或AVC功能异常需退出AVC运行时，应汇报相关调控机构，退出AVC系统，并尽快处理。

9.9.3 新能源电站的无功电压管理

9.9.3.1 风电场应充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.2 光伏电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.3 风电场应具备动态连续调节并网点电压的能力，调节速度应满足电网电压调节的要求。

9.9.3.4 通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场，配置的容性无功补偿容量应能补偿风电场满发时场内汇集线

路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功补偿容量应能补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。9.9.3.5 通过光伏发电汇集升压站接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

9.9.3.6 风电场和大中型光伏电站的低电压穿越能力应满足技术标准要求。

9.9.3.7 新能源电站运行人员应密切监视汇集站母线电压，根据电压曲线和相关规定的要求，进行风电、光伏电站机组无功调整和无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。9.9.4 发电机进相运行的技术要求

9.9.4.1 发电机进相运行是发电机的一种正常运行方式； 9.9.4.2 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.97进相运行的能力，对于新建机组应满足进相0.95运行的能力，发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97，现役发电机组不具备进相运行能力的，应根据需要开展进相运行试验及技术改造工作，并以此确定发电机组进相运行范围； 9.9.4.3 凡需进相运行的机组均应事先进行进相运行能力试验。经进相试验确认具备进相运行能力的发电机组，调控机构应根据稳定要求和试验结论制定进相运行规定；

9.9.4.4 发电机的进相运行必须严格按进相运行规定执行，发电机进相运行时应保留10%的静稳储备；

9.9.4.5 凡并网运行的发电机组，其自动励磁调节装置、40

强行励磁调节器和低励磁限制器均应正常投入运行；凡进相运行的发电机组，其自动励磁调节装置必须具有低励磁限制功能，而且必须投运，否则不得进相运行；对自动励磁调节装置的低励限制值必须按运行要求正确整定、校核；其手动励磁的跟踪值必须正确整定，保证在励磁切换时发电机不致失稳；

9.9.4.6 凡需进相运行的发电机组必须装设双向无功功率表和双向功率因数表，以供运行人员对其进行监测和调整；

9.9.4.7 进相运行的发电机的厂用电必须安全可靠，其厂用电的电压应符合规定要求，备用电源自投装置在厂用电失去电源时应能可靠地自动投入；

9.9.4.8 发电机进相运行，当失去静稳时应迅速增加励磁，调减有功，使其拖入同步运行；当其失步时则应立即将机组解列。

9.9.5 电力用户装设的各种无功调节设备（包括调相机、电容器、电抗器、静止补偿和电动机）应按照负荷和电压状况及时调整无功出力。

9.9.6 自备发电厂、地方发电厂、小水电、风电、太阳能发电厂、生物质能发电厂和余热发电厂的机组应按照双方协议或调度规定方式运行。

9.10 谐波及不对称负荷的并网运行管理

9.10.1 电网中任何一点的电压波形畸变率不得超过规定的极限值；注入公共连接点的谐波电流不超过允许值； 9.10.2 各发电厂和供电公司应定期（每年至少一次）按规定方法对谐波情况进行测量与分析，在电气机车，电弧炉等非线性用电设备或大型电容器组投产前及投产后均应对投入点进行谐波测量，测量分析结果应报调控机构备查； 9.10.3 新建或扩建的非线性、冲击性、不对称性用电设备，41

在报装时必须有谐波电流分析计算和抑制措施；在工程交接验收时必须有相应电力部门谐波测试机构的谐波测试鉴定结果，鉴定结果报调控机构备查；

9.10.4 如果测得电网电压正弦波形畸变率超过规定值时，由省电力谐波监测站会同各有关单位组织查明谐波源，提出整治措施，并报调控机构备查；在经采取措施后，还不能消减到规定值以下且威胁电网安全运行时，应将新设备退出进行改造。

第十章 电网稳定管理

10.1 依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、电网安全稳定管理工作规定等，按照“统一管理、分级负责”原则实施电网稳定管理。

10.2 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。

10.3 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。

10.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，年度、夏（冬）季、月度、临时运行方式必须按照统一标准开展稳定分析。10.5 电网安全稳定管理具体措施应严格执行《电力系统安全稳定导则》规定的电力系统承受大扰动的各级安全稳定标准。

10.6 调控机构负责细化调管范围内运行方式安排和安全稳定分析，包括制定稳定限额和安全稳定措施、制定电网故障处置措施与预案等。

10.7 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验等，各级调控机构应进行专题安全校核工作，制定安全稳定措施及运行控制预案。对上级调控机构调管的电网运行有影响的，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的，应报上级调控机构协调处理。

10.8 电网稳定工作由省电力公司统一领导，由省调负责归口管理，并按调管范围分层负责。电网稳定工作领导小组负责领导和协调全网稳定工作，电网稳定工作小组负责具体开

展电网稳定管理工作。

10.9 电网所属规划、设计、建设、运维、科研、安监、营销、交易、调度等部门均应遵守电网安全稳定管理规定，并应充分重视和互相配合，共同做好电网稳定工作。10.10 各级调控机构负责安全稳定装置的调度运行管理，配合有关部门进行电网安全稳定检查。负责制订电网“黑启动”策略和方案。10.11 电网稳定分析

10.11.1 依据《电力系统安全稳定计算技术规范》开展电网稳定分析计算。

10.11.2 电网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。

10.11.3 调控机构应建立覆盖全网220千伏以上发、输、变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稳定计算工作。

10.11.4 调控机构根据安全稳定分析结果制定电网运行方式，确定稳定限额和安全稳定措施等，并按要求报上级调控机构。遇有对电网运行存在影响且本网不能解决的问题，可向上级调控机构申请协调解决。

10.11.5 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。

10.11.6 省调负责其调管范围内220千伏主网、相关500～220千伏电磁环网及华中分中心委托江西省调调度电厂的稳定计算，制定稳定运行限额，经省电力公司分管领导批准后执行，并报华中分中心备案。

10.11.7 地调负责其调管范围内220千伏、110千伏网络和城市配网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，经本单位分管领导批准后执行，并报省调备案。对影响省调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经省调核准，必要时，省调应开展校核分析。

10.11.8 县调负责其调管范围内35千伏电网和县域电网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，由本单位分管领导批准后执行，并报地调备案。对影响地调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经地调核准，必要时，地调应开展校核分析。

10.11.9 各级调控机构应定期对电网稳定水平进行校核分析，提出电网改进意见和稳定措施。根据次年新设备投产情况进行年度运行方式的稳定计算分析，提出保证系统稳定措施改进方案。对临时出现的特殊方式进行稳定计算分析，提出特殊方式下的稳定运行规定，经分管生产领导批准后执行。10.11.10 全网性稳定事故分析计算由省调负责组织开展，提出计算报告及应采取的措施，经省公司批准后报华中分中心备案。

10.11.11 发电企业、省检修分公司等相关单位须向调控机构提供有关符合要求的、电网安全稳定计算分析所必需的技术资料和参数。

10.12 稳定限额及断面管理

10.12.1 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。

10.12.2 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，45

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。

10.12.3 调控机构负责制定直调电源及输电断面的稳定限额。上级调控机构可以根据电网安全稳定运行需要，调整并发布部分下级调控机构直调范围内电源及输电断面稳定限额，下级调控机构应遵照执行。

10.12.4 调控机构制定的稳定限额原则上由调控机构分管领导批准签发。电网临时或特殊方式下稳定限额，经调控机构分管生产领导批准后执行，必要时向省电力公司分管领导汇报，并制定防止事故扩大的措施。

10.12.5 严禁超稳定限额运行。在实际运行中如果遇到特殊情况需降低考核标准控制有关线路和断面功率时，由调控机构提出建议，经省电力公司分管领导批准后执行，必要时向上级调控机构备案，并制定防止事故扩大的措施。10.12.6 有关单位领导和运行人员应熟悉稳定运行限额，并严格执行。各单位领导发布的命令不得与稳定运行限额规定有矛盾，不得借故妨碍调度指令的执行。

10.12.7 下级调控机构调管的一、二次设备运行方式改变影响到上级调控机构调管辖设备的稳定水平时，应经上级调控机构同意。

10.12.8 调控机构应做好稳定限额相关资料归档工作，保留安全稳定计算原始资料、计算数据、制定稳定限额的依据等材料。

10.13 安全稳定控制措施管理

10.13.1 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，必要时可采用切负荷、解列局部电网。

10.13.2 省调为江西电网安全稳定装置的管理部门，负责省调管辖电网稳定装置运行管理，检验管理，策略、定值管理，稳定事故分析计算及动作统计等工作，编制调度运行规定、调度术语，开展电网安全稳定检查。协助运维检修部组织电网稳定措施改造工程的实施，配合建设部组织电网稳定措施基建工程的实施。

10.13.3 电科院负责电网安全稳定装置技术监督，负责对各发电企业、省检修分公司、供电企业进行技术指导和技术培训。参与电网安全稳定装置出厂试验和联动试验。解决运行中所存在的安全问题。

10.13.4 电网安全稳定装置所在地供电分公司、省检修分公司承担以下工作：负责本单位安全稳定装置的运行管理、日常运行维护、设备安装调试。及时编制、修订现场运行规程；负责安全稳定装置的检验和日常缺陷处理工作。对装置动作情况进行检查、评价，按有关规定统计上报省调。10.13.5 发电企业应根据电网及设备情况设置解列及保厂用电的自动装置。发电企业负责本单位安全稳定装置的工程管理、运行管理、检验管理。发电企业内安全稳定装置的技术要求、功能及工程进度须按照电网的要求予以实现和完善，涉及电厂外送的安全稳定装置由省电力公司统一制订方案并组织实施。安全稳定装置的定期检验由发电企业编制计划，报省电力公司批准后执行。

10.13.6 各运行单位应按稳定规定保证安全稳定装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点，所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。安全稳定装置动作切负荷后，变电运维人员不得自行恢复所切负荷开关，应立即向值班调度员汇报，根据值班调

第二篇：电网调度管理规程（精选）

电网调度管理规程

目 录

第一章 总则

第二章 调度管辖范围及职责 第三章 调度管理制度

第四章 运行方式的编制和管理

第五章 设备的检修管理

第六章 新设备投运的管理

第七章 电网频率调整及调度管理

第八章 电网电压调整和无功管理 第九章 电网稳定的管理 第十章 调度操作规定

第十一章 事故处理规定

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理

第十三章 调度自动化设备的运行管理 第十四章 电力通信运行管理

第十五章 水电站水库的调度管理

第十六章 电力市场运营调度管理 第十七章 电网运行情况汇报

附件：电网调度术语

第一章 总则

1.1 为加强全国互联电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电

力法》、《电网调度管理条例》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称全国互联电网是指由跨省电网、独立省电网、大型水火电基地等互联而形成的电网。

1.3 全国互联电网运行实行“统一调度、分级管理”。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内的厂站的运行值班单位等。电网调度机构是电网运行 的组织、指挥、指导和协调机构，电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构（即国家电力

调度通信中心，简称国调），跨省、自治区、直辖市电网调度机构（简称网调），省、自治区、直辖

市级电网调度机构（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县

调）。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调 度。

1.5 本规程适用于全国互联电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相 关的各专业的活动。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵 触。

1.6 与全国互联电网运行有关的各电网调度机构和国调直调的发、输、变电等单位的运行、管理人员

均须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及全国互联电网调度运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.7 本规程由国家电力公司负责修订、解释。第二章 调度管辖范围及职责 2.1 国调调度管辖范围

2.1.1 全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统； 2.1.2 对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 2.1.3 有关部门指定的发输变电系统。2.2 国调许可范围：

运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统(以下简称国调管辖系统)运行影响较大的

非国调调度管辖的设备。

2.3 网调（独立省调）的调度管辖范围另行规定。2.4 调度运行管理的主要任务

2.4.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，以

最大限度地满足用户的用电需要；

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

2.4.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.4.4 按电力市场调度规则，组织电力市场的运营。2.5 国调的主要职责：

2.5.1 对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督；

2.5.2 依据计划编制并下达管辖系统的月度发电及送受电计划和日电力电量计划； 2.5.3 编制并执行管辖系统的年、月、日运行方式和特殊日、节日运行方式； 2.5.4 负责跨大区电网间即期交易的组织实施和电力电量交换的考核结算；

2.5.5 编制管辖设备的检修计划，受理并批复管辖及许可范围内设备的检修申请； 2.5.6 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作；

2.5.7 指挥管辖系统事故处理，分析电网事故，制定提高电网安全稳定运行水平的措施并组织实施；

2.5.8 指挥互联电网的频率调整、管辖电网电压调整及管辖联络线送受功率控制；

2.5.9 负责管辖范围内的继电保护、安全自动装置、调度自动化设备的运行管理和通信设备运行协调 ；

2.5.10 参与全国互联电网的远景规划、工程设计的审查； 2.5.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.5.12 参与签订管辖系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.5.13 编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系；

2.5.14 负责全国互联电网调度系统值班人员的考核工作。2.6 网调、独立省调的主要职责： 2.6.1 接受国调的调度指挥；

2.6.2 负责对所辖电网实施专业管理和技术监督； 2.6.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.6.4 负责本网电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.6.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及电压调整；

2.6.6 负责组织编制和执行所辖电网年、月、日运行方式。核准下级电网与主网相联部分的电网运行

方式，执行国调下达的跨大区电网联络线运行和检修方式；

2.6.7 负责编制所辖电网月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责

督促、调整、检查、考核；执行国调下达的跨大区联络线月、日送受电计划；

2.6.8 负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参与

事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施； 2.6.9 负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促 实施；

2.6.10 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理； 2.6.11 负责调度管辖的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的意见

；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系； 2.6.12 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.6.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计的审查；

2.6.14 参与签订所辖电网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.6.15 行使上级电网管理部门及国调授予的其它职责。2.7 其他各级调度机构的职责由相应的调度机构予以规定。

第三章 调度管理制度

3.1 国调值班调度员在其值班期间是全国互联电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定 的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确 性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上

级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员应对其执行指令的 正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录

音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确

认指令已执行完毕。

3.4 如下级调度机构的值班调度员或厂站运行值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向国调

值班调度员提出意见，如国调值班调度员重复其调度指令时，下级调度机构的值班调度员或厂站运行

值班员应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将威胁人员、设备或电网的安全时，运行值班

员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位 领导汇报。

3.5 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。

3.6 对于国调许可设备，下级调度机构在操作前应向国调申请，在国调许可后方可操作，操作后向国

调汇报, 当大区电网或独立省网内部发生紧急情况时，允许网调、独立省调值班调度员不经国调值班

调度员许可进行本网国调许可设备的操作，但必须及时报告国调值班调度员；

3.7 国调管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向

相关调度通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，国调

值班调度员可直接（或通过下级调度机构的值班调度员）向电网内下级调度机构管辖的调度机构、厂

站等运行值班员下达调度指令，有关调度机构、厂站值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调度

机构的值班调度员。

3.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班员，应立即向管辖该设备的值班调度员汇 报情况。

3.9 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行

上级值班调度员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。

3.10 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有

关法律、法规和规定处理。

第四章 运行方式的编制和管理

4.1 国调于每年年底前下达国调管辖系统的次运行方式。国调管辖系统所涉及的下级调度、生产

及运行等单位，在11月20日以前向国调报送相关资料。4.2 国调编制的运行方式主要包括下列内容： 4.2.1 上管辖系统运行总结；

4.2.2 本管辖系统运行方式安排及稳定运行规定； 4.2.3 本管辖系统新设备投运计划；

4.2.4 本管辖系统主要设备检修计划； 4.2.5 本管辖系统分月电力电量计划。

4.3 国调依据运行方式，以及有关的运行单位对月、日运行方式的建议等，编制国调管辖系统的

月、日运行方式。

4.4 所涉及有关调度依据运行方式和国调下达的月、日运行方式以及本电网实际运行情况，编制

相应的月、日运行方式，并将月运行方式报国调备案，月运行方式修改后，影响国调管辖系统运行方

式的修改内容要及时报国调。

4.5 国调管辖系统有关运行单位每月20日前向国调提出次月运行方式建议，国调于每月25日前向有关

运行单位下达次月月度运行方式。

4.6 国调编制的月度运行方式主要包括以下内容： 4.6.1 上月管辖系统运行总结； 4.6.2 本月管辖系统电力电量计划； 4.6.3 本月管辖系统运行方式安排；

4.6.4 本月管辖系统主要设备的检修计划。

4.7 国调管辖系统有关单位应于每日10时前向国调提出次日国调管辖系统的运行方式的建议，国调应

于12时前确定下达次日运行方式。

4.8 国调编制的日运行方式主要包括以下内容： 4.8.1 国调管辖系统日电力计划曲线； 4.8.2 国调管辖系统运行方式变更； 4.8.3 有关注意事项。

第五章 设备的检修管理

5.1 电网设备的检修分为计划检修、临时检修。

计划检修是指电网设备列入、月度有计划进行的检修、维护、试验等。

临时检修是指非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等检修。5.2 计划检修管理：

5.2.1 计划检修：每年11月底前，直调厂站负责编制下一的设备检修计划建议，报送国调，国调于12月25日前批复。与国调管辖系统相关的各网省调的下一设备检修计划在每年12月10日前 报国调备案，国调可在必要时对有关内容进行调整。

5.2.2 月度计划检修：国调根据管辖系统设备检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修 计划。有关运行单位应在每月20日前向国调报送下一月度检修计划建议，国调于25日前随次月运行方 式下达。

5.2.3 已纳入月度计划的检修申请须在检修开工前1天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于当天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。5.2.4 未纳入月度计划的检修申请须在检修开工前2天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于开工前1天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日于休息日前2个工作日相应

提前申请和批复。

5.2.5 节日或重大保电时期计划检修：有关网省调等应于保电时期前4天将设备检修计划报国调，经平

衡后国调于保电时期前2天正式批复下达。

5.2.6 计划检修申请应逐级报送到国调，国调的批复意见逐级通知到检修单位。检修工作内容必须同

检修票项目一致。临时变更工作内容时，必须向国调值班调度员申请，对调度员无权批准的工作项目 应重新申请。检修工作在国调值班调度员直接向厂站运行值班员或下级调度值班员下开工令后方可开

工，完工后厂站运行值班员或下级调度值班员汇报国调值班调度员销票。

5.2.7 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告国调值班调度员。

计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向国调申请办理延期申请手续，如遇节

假日应提前申请。5.3 临时检修规定：

5.3.1 遇设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修，可以随时向调度管辖该设备的值班调

度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

5.3.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.3.1.2 与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

5.3.1.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。

5.3.2 临时检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.4 检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要

求以及其它注意事项等。其中设备检修时间为从值班调度员下开工令时开始，到检修工作完工并汇报

可以恢复送电时为止。第六章 新设备投运的管理 6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入国调管辖系统，该工程的业主必

须在新设备启动前（交流系统3个月，直流系统4个月）向国调提供相关资料，并于15天前提出投运申 请。

6.2 国调收到资料后，进行有关的计算、核定和设备命名编号，应于新设备启动前2个月向相应网（省）调及有关单位提供相关资料。

6.3 新设备启动前必须具备下列条件：

6.3.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向国调已提出新设备投运申请；

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测

量参数者，应在投运申请书中说明）；

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制

度等均已完备）；

6.3.4 与有关调度部门已签订并网调度协议，有关设备及厂站具备启动条件；

6.3.5 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪； 6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.4 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规 定等。

6.5 新设备启动调试后，经移交给有关调度及运行单位后方可投入运行。

6.6 新投产设备原则上不应降低已有电网稳定水平。网省调新投产设备启动调试期间，影响国调管辖

系统运行的，其调试调度方案应报国调备案。

第七章 电网频率调整及调度管理

7.1 互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50 ±0.1Hz控制。

7.2 根据电网实际运行情况的需要，国调值班调度员可改变直调电厂或有关网省调的区域控制模式；

直调电厂或有关网省调因所辖电网运行需要变更区域控制模式须经国调许可。

7.3 有关网省调值班调度员负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内，同时监控网间联

络线潮流不超稳定限额。联络线计划送受电曲线由国调下达；国调值班调度员可根据电网需要修改联

络线计划送受电曲线。

7.4 国调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.15Hz时，应及时汇 报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改管辖发电厂的计划出力曲线。

7.5 国调管辖系统内为保证频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自起动、高频切机等均应由国调统一制定整定方案；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到国调值班

调度员的许可后方可进行；当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，运行值班员应立即

进行相应操作，并汇报值班调度员。

7.6 有关网省调在平衡日发用电时，应安排不低于网内运行最大机组出力的旋转备用容量。7.7 为防止电网频率崩溃，各电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第八章 电网电压调整和无功管理

8.1 电网的无功补偿实行分层分区就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由国调、各

网（省）调和各地区调度按调度管辖范围分级负责。8.2 国调管辖范围内500kV电网的电压管理的内容包括： 8.2.1 确定电压考核点，电压监视点； 8.2.2 编制每季度电压曲线；

8.2.3 指挥管辖系统无功补偿装置运行； 8.2.4 确定和调整变压器分接头位置； 8.2.5 统计考核电压合格率。

8.3 国调负责国调管辖系统的无功平衡分析工作以及在相关各网（省）电网的无功分区平衡的基础上

组织进行全国互联电网无功平衡分析工作，并制定改进措施。

8.4 国调管辖系统各厂、站的运行人员，负责监视各级母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线 限值内。

8.5 国调、各网（省）调值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行

电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格

范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

8.5.1 调整发电机、调相机无功出力、投切电容器、电抗器、交流滤波器达到无功就地平衡； 8.5.2 在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头

时，可以带负荷调整主变分接头运行位置；

8.5.3 调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

8.6 国调负责国调管辖系统和汇总各网（省）一次网损情况，并定期进行全网性分析，提出改进意见。

第九章 电网稳定的管理 9.1 电网稳定分析，按照调度管辖范围分级负责进行。网（省）调按分析结果，编制本网（省）稳定 规定，对影响国调管辖系统运行的报国调批准。

9.2 电网稳定分析，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，国

调、网（省）调各自负责所辖电网安全稳定计算分析和制定稳定措施，并承担相应的安全责任。

9.3 国调管辖系统运行稳定限额由国调组织计算。由各级调度下达相应调度管辖范围内设备稳定限额。

9.4 国调、相关网（省）调和生产运行单位应及时组织落实保证电网稳定的具体措施。9.5 有关网（省）调和生产运行单位因主网架结构变化或大电源接入，影响国调管辖系统安全运行的，需采取或改变安全自动控制措施时，应提前6个月向国调报送有关资料。

第十章 调度操作规定

10.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。国调调度管辖设备，其操作须由国调值班调度员下达 指令方可执行，国调许可设备的操作应经国调值班调度员许可后方可执行。国调调度管辖设备方式变 更，对下级调度管辖的电网有影响时，国调值班调度员应在操作前通知有关网省调值班调度员。

10.2 调度操作应填写操作指令票，下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。10.2.1 合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 10.2.2 投入或退出一套保护、自动装置； 10.2.3 投退AGC功能或变更区域控制模式； 10.2.4 更改电网稳定措施； 10.2.5 发电机组启停；

10.2.6 计划曲线更改及功率调整； 10.2.7 事故处理。10.3 操作指令票制度

10.3.1 填写操作指令票应以检修票、安全稳定控制定值通知单和继电保护定值通知单和日计划等为依 据。

10.3.2 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动

装置、安全措施等）。

10.3.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。

拟票人、审核人、预令通知人、下令人、监护人必须签字。

10.3.4 计划操作指令票必须经过拟票、审票、下达预令、下令执行四个环节，其中拟票、审票不能由 同一人完成。操作票必需经审核后方可下达给受令单位，受令单位如无疑问应尽快准备好厂站操作票，待接到正式下令时间后方可执行。

10.3.5 临时操作指令可不经下达预令直接执行，值班调度员必须认真拟票、审票和监护执行。10.4 操作前应考虑以下问题：

10.4.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的 对策；

10.4.2 操作时所引起的输送功率、电压、频率的变化。潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正

常范围等情况；

10.4.3 继电保护、安全自动装置配置是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防

止引起操作过电压；

10.4.4 操作后对通信、远动、计量装置等设备的影响。10.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行: 10.5.1 交接班时；

10.5.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 10.5.3 电网发生异常及事故时； 10.5.4 电网高峰负荷时段。10.6 并列条件： 10.6.1 相序相同；

10.6.2 频率偏差在0.1Hz以内；

10.6.3 机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5% 以内。

10.7 并列操作必须使用同期并列装置。解列前调整电网频率和有关母线电压，尽可能将解列点的有功

功率调至零，无功功率调至最小。

10.8 解、合环操作：必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在

正常范围。合环操作必须经同期装置检测。10.9 500kV线路停送电操作规定：

10.9.1 互联电网500kV联络线停送电操作，如一侧发电厂、一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发

电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解

合环；有特殊规定的除外； 10.9.2 应考虑电压和潮流转移，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值； 10.9.3 任何情况下严禁“约时”停电和送电；

10.9.4 500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。10.10 开关操作规定

10.10.1 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均 已接通；

10.10.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不

得进行分相操作；

10.10.3 交流母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开

中间开关，后拉开母线侧开关。10.11 刀闸操作规定：

10.11.1 未经试验不允许使用刀闸向500 kV母线充电；

10.11.2 不允许使用刀闸切、合空载线路、并联电抗器和空载变压器；

10.11.3 用刀闸进行经试验许可的拉开母线环流或T接短线操作时，须远方操作； 10.11.4 其它刀闸操作按厂站规程执行。10.12 变压器操作规定：

10.12.1 变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电，必要时可以在220kV侧停电或充电。10.12.2 变压器并列运行的条件： 10.12.2.1 结线组别相同； 10.12.2.2 电压比相同； 10.12.2.3 短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列 运行。

10.13 零起升压操作规定：

10.13.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，联跳其它非零起升压

回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入；

10.13.2 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；

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

10.13.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关

误合造成非同期并列。

10.14 500kV串联补偿装置的投退原则上要求所在线路的相应线路刀闸在合上位置。正常停运带串补装

置的线路时，先停串补，后停线路；带串补装置线路恢复运行时，先投线路，后投串补；串补装置检

修后，如运行值班员提出需要对串补装置充电，可以先将串补装置投入，再对带串补装置的线路充电。

10.15 国调负责的直流输电系统操作如下：

10.15.1 直流输电系统从冷备用转为热备用状态； 10.15.2 直流输电系统从热备用转为冷备用状态； 10.15.3 直流输电系统转为空载加压试验状态； 10.15.4 执行国调直流输电系统继电保护定值单； 10.15.5 直流输电系统启动或停运；

10.15.6 直流输送功率调整和控制方式变更。

10.16 直流输电系统启动操作为从直流输电系统热备用状态操作至输送功率达到整定值；停运操作为

从直流输电系统由稳定运行操作至直流输电系统热备用状态。直流输电系统运行时间从换流阀解锁至

换流阀闭锁的时间。

10.17 在进行直流输电系统启停操作前，两侧换流站应相互通报。操作完成后，换流站及时将操作完

成时间、换流阀解（闭）锁时间等汇报国调调度值班员。10.18 直流输电系统单极运行时，进行由一极单极大地回线方式运行转为另一极单极大地回线方式运

行的操作，应在不中断输送功率的原则下进行。10.19 空载加压（TLP）试验

10.19.1 空载加压试验可采用以下方式： 10.19.1.1 降压空载加压试验； 10.19.1.2 额定电压空载加压试验。

10.19.2 空载加压试验一般在接线方式为GR方式下进行。

10.20 直流输电系统主控站转移操作或单极大地回线与单极金属回线方式转换操作时，由国调值班调

度员下令给两侧换流站，主控站运行值班员应联系对端换流站运行值班员，两换流站相互配合进行。

10.21 在遇有雾、细雨等恶劣天气致使直流输电系统设备放电严重时，国调值班调度员可下令将直流

输电系统改为降压方式运行。如相应极系统输送功率高于降压运行额定功率，须调整功率后再进行降 压操作。

第十一章 事故处理规定

11.1 国调值班调度员是国调管辖系统事故处理的指挥者；网（省）调按调度管辖范围划分事故处理权

限和责任，在事故发生和处理过程中应及时互通情况。事故处理时，各级值班人员应做到： 11.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 11.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； 11.1.3 电网解列后要尽快恢复并列运行； 11.1.4 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 11.1.5 调整并恢复正常电网运行方式。

11.2 当有关电网发生影响国调管辖系统安全运行的事故时，网（省）调值班调度员应尽快将事故简要

情况汇报国调值班调度员；事故处理完毕后，值班调度员应及时提出事故原始报告并向国调值班调度 员汇报详细情况。

11.3 国调管辖系统发生事故时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员应立即向国调汇报事故 概况，在查明情况后，应尽快详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间及现象、跳闸开关、继电保

护动作情况及电压、潮流的变化等。

11.4 当国调管辖系统发生事故，造成互联电网解列时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员

应保持本系统的稳定运行，尽快将频率调整至合格范围内。国调负责指挥国调管辖系统联络线的并列

操作，有关网（省）调和厂站应按国调要求调整电网频率和电压，尽快恢复并网运行。11.5 网省调值班调度员在处理事故时，对国调管辖系统运行有重大影响的操作，均应得到国调值班调

度员的指令或许可后才能执行。

11.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作： 11.6.1 对人身和设备安全有威胁的设备停电； 11.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

11.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 11.6.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

11.7 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按厂站规程规定进行处理，并

向有关值班调度员汇报。

11.8 事故处理时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在调度室内，其他无关人员应迅速离开

；非事故单位不应在事故处理当时向当值调度员询问事故原因和过程，以免影响事故处理。11.9 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。11.10 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。11.11 频率、电压异常处理

11.11.1 当国调管辖系统有关电网发生事故，电网频率异常时，应利用本网内发电机的正常调节能力，平衡网内负荷。若需国调配合，可向国调提出调整建议；

11.11.2 当国调管辖系统任一厂站母线电压低于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、增加机组无功出力、调整联络线潮流等）使电压恢复至限额以内；

11.11.3 当国调管辖系统任一厂站母线电压高于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、机组进相、停运轻载线路等）使电压恢复至限额以内，11.12 线路事故处理

11.12.1 线路跳闸后，为加速事故处理，国调值班调度员可进行强送电，在强送前应考虑： 11.12.1.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在

规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，有关网省调应积极 配合；

11.12.1.2 厂站运行值班员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报国调。

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

11.12.1.3 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护；

11.12.1.4 应对强送前强送端电压控制和强送后首端、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

11.12.2 线路故障跳闸后，一般允许强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产 的中心领导同意。

11.12.3 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有

关调度提出要求。

11.12.4 当线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查

明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障

线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

11.12.5 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电的规定如下：

11.12.5.1 带电作业未要求线路故障跳闸后不得强送者，可以按上述有关规定进行强送； 11.12.5.2 带电作业明确要求停用线路重合闸故障跳闸后不得强送者，在未查明原因之前不得强送。

11.12.6 在线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应说明是否为带电巡线。

11.13 互联电网联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，有关网省调可不待国调调度指令迅速采取

措施使其降至限额之内。处理方法一般包括：

11.13.1 受端电网发电厂增加出力，包括快速启动水电厂备用机组，调相的水轮机快速改发电运行，并提高电压；

11.13.2 受端电网限电；

11.13.3 送端电网的发电厂降低出力，并提高电压； 11.13.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。11.14 发电机事故处理

11.14.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

11.14.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以便

使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。11.15 变压器及高压电抗器事故处理

11.15.1 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理：

11.15.1.1 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不得进行强送电；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，确认变压器内部无故障者，可以试送一次，有条件时 应进行零起升压；

11.15.1.2 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.15.2 高抗保护动作停运时，根据其保护动作情况作如下处理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不能进行强送电；在检查高抗外部无明显故

障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认高抗内部无故障者，可以试送一次。有条件时可进行 零起升压；

11.15.2.2 高抗后备保护动作，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.16 母线事故处理

11.16.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的

开关全部断开。

11.16.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班

调度员，调度员应按下述原则进行处理：

11.16.2.1 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； 11.16.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；

11.16.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能

用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

11.17 开关故障处理

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

将该开关拉开；

11.17.2 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

下令拉开此开关；

11.17.3 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，并按厂站规程进行

处理。仍无法消除故障，则可用刀闸远方操作解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并

有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。11.18 串联补偿装置故障处理

11.18.1 因线路等其它原因导致带串补装置的线路停运时，如需对线路强送，需将串补装置退出，再 进行强送。

11.18.2 因串补装置故障停运，未经检查处理，不得投运。11.19 电网振荡事故处理 11.19.1 电网振荡时的现象： 发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，振荡中心的电压表波动最大，并同期

性的降到接近于零；失步的两个电网间联络线的输送功率则往复摆动；两个电网的频率明显不同，振

荡中心附近的照明灯随电压波动而一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡－嗡声。11.19.2 电网稳定破坏时的处理办法：

11.19.2.1 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，防止扩大事故；

11.19.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提

下可以不解列，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通过发电机，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； 11.19.2.2.2 电网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；

11.19.2.2.3 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行者，若

调节无效则应予解列。

11.19.2.3 电网发生稳定破坏，又无法确定合适的解列点时，也只能采取适当措施使之再同步，防止

电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理办法是：

11.19.2.3.1 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到

49.5Hz为止；

11.19.2.3.2 频率降低的发电厂应立即采取果断措施使频率升高，直至49.5Hz以上。有关调度可下令

在频率降低的地区进行拉闸限电；

11.19.2.3.3 各发电厂或有调相机的变电站应提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。

11.19.3 在电网振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。在频

率或电压下降到威胁到厂用电的安全时可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。11.19.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，厂站运行值班员应立即将失磁的机组解列。11.20 通信中断的事故处理

11.20.1 国调与有关网省调或调度管辖的厂站之间的通信联系中断时，各方应积极采取措施，尽快恢

复通信联系，如不能尽快恢复，国调可通过有关网省调的通信联系转达调度业务。11.20.2 当厂站与调度通信中断时：

11.20.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按调度规程中有关规定协助调

频。各发电厂或有调相机的变电站还应按规定的电压曲线进行调整电压； 11.20.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

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

11.20.3 当国调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国调值班调度

员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经国调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。国调值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告

前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

11.20.4 凡涉及国调管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在

与国调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。11.20.5 通讯中断情况下，出现电网故障时: 11.20.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

11.20.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过

稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

11.20.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。11.20.6 与国调失去通信联系的有关网省调或调度管辖的厂站，在通信恢复后，应立即向国调值班调

度员补报在通信中断期间一切应汇报事项。11.21 直流输电系统事故处理

11.21.1 直流线路故障，再启动失败致使直流系统某极停运，根据情况允许对该极线路进行一次降压

空载加压试验。若试验成功，可再进行一次额定电压空载加压试验。试验成功后，可以恢复相应极系 统运行。

11.21.2 因换流阀、极母线、平波电抗器等直流500KV设备故障引起直流输电系统某极停运，未经检查

处理不得恢复该极运行。在重新启动前，如条件许可，可在发生故障的换流站进行空载加压试验。

11.21.3 运行的交流滤波器因故障需退出运行时，换流站在确认备用交流滤波器具备运行条件后，经

国调值班调度员许可，可以进行手动投切交流滤波器（先投后切），交流滤波器的投切顺序按站内有 关规程执行。

11.21.4 换流阀和阀冷却水系统在运行中发生异常时，按站内有关规程处理。当发生换流阀冷却水超 温、换流变油温高等影响直流输电系统送电能力的设备报警时，换流站运行值班员可向上级调度汇报

并提出降低直流输送功率等措施，国调值班调度员根据电网情况处理。11.21.5 换流变压器故障或异常处理按站内有关规程执行。11.21.6 无功减载保护动作的故障处理

11.21.6.1 在升功率操作过程中出现无功减载保护报警信号，在自动或手动投入备用交流滤波器后可 继续进行升功率操作；如投入不成功时，由主控站值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并

向国调值班调度员汇报。

11.21.6.2 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护报警信号时，换流站运行值班员应手动投入相应 的备用交流滤波器；如投入不成功时，由主控站运行值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并向国调值班调度员汇报。

11.21.6.3 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护动作使直流系统输送功率降低时，在有备用交流

滤波器的情况下，由国调值班调度员下令恢复原输送功率。在升功率过程中如再出现无功减载保护报

警信号时，按11.21.6.1的规定处理。

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理 12.1 继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。

12.2 国调组织或参加新建工程、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、继电保护配置选型等）。

12.3 国调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。

12.4 国调负责修编调度管辖范围“继电保护整定方案及运行说明”，并配合新建或技改工程予以补充、修改。

12.5 国调负责调度管辖继电保护装置动作情况的分析、评价和运行总结，动作统计由相关网、省调统一统计，并报国调。

12.6 继电保护的定值管理

12.6.1 国调负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，国调与相关网、省调间以书面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等，以满足整定计算的需要。

12.6.3 国调与相关网、省调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由国调确定。

12.6.4 国调继电保护定值单下达至直调厂、站。国调与相关网、省调互送整定分界点的定值单，用作 备案。

12.6.5 国调继电保护定值单须经国调值班调度员与厂站运行值班员核对无误后方可执行，并严格遵守

定值单回执制度。

12.7 继电保护装置的运行管理

12.7.1 继电保护装置应按规定投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按规 定处理。

12.7.2 国调调度管辖的继电保护装置的投退以及定值单的执行由国调下令。12.7.3 国调调度管辖的继电保护装置的正常运行操作，由国调值班调度员按照国调中心“继电保护整

定方案及运行说明”的规定下达调度指令，运行值班员按照厂站继电保护运行规定执行具体操作。

12.8 继电保护装置的维护与检验 12.8.1 继电保护装置的维护与检验，由继电保护装置所在单位负责。继电保护装置维护单位（简称维

护单位，下同）应按照检修计划和有关检验规程的规定，对继电保护装置进行维护检验。12.8.2 国调负责制订继电保护装置的反事故措施，维护单位负责具体实施。

12.8.3 运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，厂站运行值班员应立即向国调值班调度员汇报，按有关运行规定处理，并通知维护单位进行异常（或缺陷）处理工作。

12.8.4 当继电保护装置动作时（电网发生故障或电网无故障而保护装置本身发生不正确动作），厂站

运行值班员记录保护动作情况，立即向国调值班调度员汇报，并通知维护单位。维护单位应及时收集

保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动

作原因。必要时，由国调中心组织进行调查、分析和检验工作。

12.9 调度员应掌握继电保护的配置和“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定，新设备投运时，继

电保护人员应向调度员进行技术交底。

12.10 运行值班员应熟悉“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定和继电保护装置的回路接线，掌

握厂站继电保护运行规定。

12.11 国调管辖系统安全自动装置由该设备所属电力公司负责厂站运行维护管理，国调负责定值下达

和指挥装置投退，有关网（省）调和生产运行单位各自执行具体操作。未经国调许可，不得更改装置

定值和装置的运行状态。凡影响安全自动装置正常运行的工作，应及时报国调；装置缺陷应在停运后 及时处理。

12.12 国调管辖范围内安全自动装置定值单由国调下达至相应网（省）调及厂站。厂站接到定值单后，必须与国调调度员核对无误后方可执行定值。需改变后备保护定值时，各自按预定整定方案执行并

提前3天通知国调。

12.13 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应根据厂站规程及时报告国调和相关网省调值班 调度员。

12.14 国调调度管辖范围内的安全自动装置运行及动作统计情况由运行生产单位报国调，国调统一进 行统计评价。

第十三章 调度自动化设备的运行管理

13.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先

进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。13.2 本规程所指厂站调度自动化设备主要包括： 13.2.1 远动装置（远动终端主机）；

13.2.2 厂站计算机监控（测）系统相关设备；

13.2.3 远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元，远动

通道专用测试柜及通道防雷保护器； 13.2.4 电能量远方终端；

13.2.5 电力调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及其连接电缆； 13.2.6 远动和电能量远传使用的调制解调器，串行通讯板、卡；

13.2.7 远动装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 13.2.8 遥控、遥调执行继电器屏、柜；

13.2.9 远动终端输入和输出回路的专用电缆；

13.2.10 远动终端、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配

电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆； 13.2.11 远动转接屏、电能量远方终端屏等； 13.2.12 与保护设备、站内SCADA监控系统、数据通信系统、电厂监控或DCS系统等接口。13.3 国调调度管辖厂站调度自动化设备属国调管辖设备，其运行管理由国调负责，并按照国调中心制

定的《国调调度管辖厂站调度自动化设备运行管理规定》执行；国调调度管辖联络线两侧厂站调度自

动化设备属国调许可设备，其运行管理分别由所辖网、省调负责，并按照所辖网、省调制定的相应规 定执行。

13.4 国调调度管辖厂站及国调管辖联络线两侧厂站的电力调度数据网络设备技术参数的制定、设置由

国调负责，其他人不得擅自更改；由于情况变化而需改变时，须提前报国调，经批准后方可进行并做

好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报国调批准后实施。

13.5 国调调度管辖厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由发输电运营部负责，关口电能表

计和电能量远方终端的计量监督由发输电运营部指定的计量部门负责，关口电能表计的日常巡视和电

能量远方终端及其附属设备的运行维护由各厂站相关部门负责，13.6 国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的运行管理分别由其所辖网、省调负责。13.7 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国调 和相关网、省调的自动化值班人员。上一级调度机构可根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

13.8 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

13.8.1 国调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报国调自动化运行管理部门并经调

度机构主管领导批准且通知相关网、省调自动化运行管理部门后方可实施；国调调度管辖联络线两端

厂站和国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报其上级自动化运行管理 部门，由该部门同时报本单位主管领导和国调自动化运行管理部门批准且通知相关网、省调自动化运

行管理部门后方可实施。

13.8.2 国调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运应及时报国调自动化值班员，经值班调度员许可

后，由自动化值班员通知相关网、省调自动化值班员；国调调度管辖联络线两端厂站和调度许可设备

范围内厂站调度自动化设备的临时停运应及时报其上级主管调度自动化运行值班员，经其值班调度员

同意并报国调自动化值班员许可后，由该自动化值班员通知相关网、省调自动化运行值班员和厂站值

班员后方可实施。

13.8.3 进行厂站例行遥信传动试验工作前、后，其上级主管调度自动化值班员应及时通知相关调度自 动化值班员。

13.9 值班调度员或运行值班员发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自

动化值班人员进行处理，并做好记录。

13.10 当一次设备检修时，应将相应的遥信信号退出运行，但不得随意将相应的变送器退出运行。运

行维护单位应把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验有关的变送器准确度列入检修工作任务

。一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢

复正常，同时应通知调度自动化设备的运行管理部门，并由该部门通知国调和相关调度。13.11 输电线路检修或通信设备检修等，如影响国调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影

响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并以书面形式提前通知相关调度部门及自动化运行管理部

门，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢 复运行。

第十四章 电力通信运行管理 14.1 互联电网通信系统（以下简称为联网通信系统）是国调、网调和省调对联网线路及其各变电站、换流站以及相关电厂实施调度、管理必要的技术支持系统。联网通信系统是由国调、网调和省调电网

调度机构至各调度管辖电厂、变电站、换流站以及互联电网联络线的主备用通信电路组成。主备用通

信电路的范围应以各互联电网工程初步设计中确定的通信方案为准。其承载的主要电网调度业务有：

调度电话、继电保护、调度自动化数据信号等信息。

14.2 联网通信电路的组织及运行管理由国调中心、电通中心以及各相关网、省通信管理部门负责。

14.3 本章节适用于与联网通信系统有关的网省公司通信管理、维护部门，各相关网、省通信管理、维

护部门应遵照本规程制订联网通信系统的运行维护管理细则。14.4 国调中心职责：

14.4.1 负责监督联网通信系统的安全、稳定、可靠运行； 14.4.2 负责协调联网通信系统运行中出现的重大问题；

14.4.3 负责审批直接影响联网通信电路、话路的停复役和变更方案； 14.4.4 负责审核联网通信系统中设备计划或临时检修方案； 14.4.5 负责制定联网通信系统中国调管辖通信设备的编号方案。14.5 电通中心职责：

14.5.1 负责联网通信系统运行情况的监测和调度指挥；

14.5.2 负责联网通信系统运行中重大问题的处理和事故调查；

14.5.3 负责制定联网通信系统中国调中心使用通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.5.4 负责组织制订联网通信系统设备检修计划；

14.5.5 负责审批联网通信系统中设备计划或临时检修方案，并负责实施工作的协调； 14.5.6 负责组织制定系统反事故措施，并进行督促检查；

14.5.7 负责联网通信系统的运行统计、分析和评价工作，并以月报的形式报国调中心。

14.6 各相关网、省公司通信运行管理部门职责：

14.6.1 负责组织执行电通中心下达的调度指挥命令和电路运行方式；

14.6.2 负责制订联网调度生产使用的网、省通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.6.3 负责所辖通信电路、设备的运行、维护管理工作；

14.6.4 负责监测所辖通信电路的运行情况，及时组织事故处理；

14.6.5 负责组织制定所辖联网通信系统设备检修计划，并上报审批；

14.6.6 负责所辖通信系统的统计分析及考核工作，编制运行统计月报，并上报电通中心； 14.6.7 负责制定反事故措施，并组织落实；

14.6.8 负责组织或协助上级组织的事故调查，提出并实施整改措施；

14.6.9 负责组织编制通信系统的调试导则和运行管理细则，组织通信人员的技术培训； 14.6.10 做好上级委派的其他工作。

14.7 联网通信系统是全国电力通信网的组成部分，其运行管理必须实行统一调度、分级管理、下级服

从上级、局部服从整体的原则。严格执行有关规程和制度，确保通信电路的畅通。

14.8 各级通信管理部门应定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决。同时要建立汇报制度，定期逐级上报电路运行情况。

14.9 各级通信运行管理部门和人员必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统微波通信运 行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力

系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程、规定，确保联网通信电路的畅通。

14.10 在联网通信系统出现故障时，所辖电路的网省公司通信运行管理部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障联网通信系统的畅通。同时应通知电网调度部门。由此造成的通

信事故有关通信运行管理部门应在3日内将事故原因和处理结果以书面形式报送上级通信主管部门。

14.11 当联网线路计划或临时检修影响联网通信系统运行时，国调中心批准的检修，由国调中心通知

电通中心；网省电网调度部门批准的检修，由网省电网调度部门通知各自的通信调度部门，在接到通

知后各级通信调度部门应做好相应通信业务的迂回、转接和准备工作。14.12 联网通信系统计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对联网调度生产业务

造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心批准，并通知相关网省调通信运行管理部门。各网省通

信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门批准。并提前10日以书面形式向电通中心提出申

请，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。电通中心在征得国调中心意见后应在3日内以书面形 式给予批复，各网省通信运行管理部门接到批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需

逐级办理复役手续。

14.13 当联网通信系统进行临时检修对联网调度生产业务造成影响时，电通中心安排的检修报国调中 心批准，并通知相关网省通信运行管理部门。各网省通信运行管理部门安排的检修在征得所属网省电

网调度部门同意后，提前3日以书面形式向电通中心提出申请，并提出拟采用的通信业务迂回和转接方 案，电通中心在征求国调中心意见后应在1日内以书面形式给予批复，各网省调通信运行管理部门接到

批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需逐级办理复役手续。14.14 当联网通信系统的检修对联网调度业务没有造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心备案，各网省通信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门备案，同时向电通中心报批。14.15 由于任何原因造成联网通信系统中断时，所辖电路的网省通信运行管理部门应通知相关网省通

信运行管理部门，各相关网省通信运行管理部门应予以积极配合。

第十五章 水电站水库的调度管理 15.1 总则

15.1.1 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。15.1.2 国调管辖水电厂（以下简称水电厂）必须根据并网要求与相关电网经营企业签订并网调度协议，并服从电网的统一调度。

15.1.3 在汛期承担下游防洪任务的水电厂水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容的运用，必须服

从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。

15.1.4 水电厂及其上级主管部门应加强对水库调度工作的领导，建立专职机构，健全规章制度，配备

专业技术人员，注重人员培训，不断提高人员素质和技术、管理水平。

15.1.5 水电厂必须具备齐全的水库设计资料，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，为水库调度工作提供可靠依据。

15.1.6 水库的设计参数及指标是指导水库运行调度的依据，不得任意改变。

15.1.7 水电厂及其上级主管部门应充分采用先进技术、装备，加强科学研究，积极开展水情自动测报、水调自动化和优化调度等工作，不断提高水库调度水平。15.2 水库运用参数和基本资料

15.2.1 水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限

制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，控

制泄量等。这些参数及指标是进行水库调度的依据，应根据设计报告和有关协议文件，在调度运

用计划、方案中予以阐明。

15.2.2 基本资料是水库调度的基础，必须充分重视。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

15.2.3 水库建成投入运用后，因水文条件、工程情况及综合利用任务等发生变化，水库不能按设计规

定运用时，水电厂上级主管部门应组织运行管理、设计等有关单位，对水库运用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。15.3 水文气象情报及预报

15.3.1 各水电厂要根据各自水库流域情况及相关服务的气象预报单位的预报考评结果，根据水库调度

运行的需要签订气象预报服务合同，确保水库流域气象信息的来源。

15.3.2 为做好水库调度工作，各水电厂应加强水情自动测报系统的维护和管理。15.3.3 各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。对已采用的预报方案，应根据实测资料的积累情况进行不断修改、完善。作业预报时，应根据短期

气象预报和水库实时水情进行修正预报。在实际调度过程中，应及时收集气象部门的预报成果，加以

分析引用，如有条件还应开展短期气象预报。

15.3.4 使用预报结果时，应根据预报用途充分考虑预报误差。15.4 洪水调度

15.4.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的水利枢纽工程的设计洪水、校核洪水和下游防护对象的 防洪标准，按照设计的洪水调度原则或经过设计部门论证、防汛主管部门批准的洪水调度原则，在保

证枢纽工程安全的前提下，拦蓄洪水、削减洪峰和按照规定控制下泄流量，尽量减轻或避免上下游洪 水灾害。

15.4.2 水库洪水调度原则为：大坝安全第一；按照设计确定的目标、任务或上级有关文件规定进行洪

水调度；遇下游防洪形势出现紧急情况时，在水情测报系统及枢纽工程安全可靠条件下，应充分发挥

水库的调洪作用；遇超标准洪水，采取保证大坝安全非常措施时应尽量减少损失。15.4.3 水库洪水调度职责分工：在汛期承担下游防洪任务的水库，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调度；不承担下游防洪任务的水库，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。已蓄水运用的在建水电工程，其洪水调度应以工程建设单位为主，会同设计、施工、水库调度管理等单位组成的工程防汛协调领导小组负责指挥调度。15.4.4 各水电厂应根据设计的防洪标准和水库洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，制定洪水

调度计划，并按照相应程序报批后报国调备案。

15.4.5 水电厂应按批准的泄洪流量，确定闸门开启数量和开度。按规定的程序操作闸门，并向有关单 位通报信息。

15.4.6 汛末蓄水时机既关系到水库防洪安全，又影响到水库蓄满率，应根据设计规定和参照历年水文

气象规律及当年水情形势确定。15.5 发电及经济调度

15.5.1 水库发电调度的主要任务：根据枢纽工程设计的开发目标、参数、指标，并结合灌溉、航运等

综合利用要求，经济合理地安排发电运行方式，充分发挥水库的发电及其他综合效益。15.5.2 发电调度的原则

15.5.2.1 保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象安全的要求。当枢纽工程安全与发电等兴利要 求有矛盾时，应首先服从枢纽工程安全。

15.5.2.2 以发电为主的水电厂水库，要兼顾各综合利用部门对用水的需求。各综合利用部门用水要求

有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。

15.5.2.3 必须遵守设计所规定的综合利用任务，不得任意扩大或缩小供水任务、范围。15.5.3 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。

15.5.4 水电厂年发电计划一般采用70%~75%的保证频率来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发

电量，供电力电量平衡时参考。时段（日、月、季等）发电计划应在前期发电计划基础上，参照相应

时段水文气象预报及电网情况编制。遇特殊情况，应及时对计划进行修改。所编发电计划应及时报送

国调及其他有关部门。

15.5.5 有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用

中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度。

15.5.5.1 根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式或发电方式，不得任意超计划及超规定 发电或用水。

15.5.5.2 有调节能力的水库，应充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。调节能

力差的水库，应充分利用短期水文气象预报，在允许范围内采取提前预泻和拦蓄洪尾的措施。对于日

调节或无调节能力的水库，应更重视短期水文气象预报，制订日运行计划，尽量维持水库水位在较高 位置运行。

15.5.5.3 多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制不低于年消落水位。只有遭遇大

于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证率的枯水段时，才允许降 至死水位。

15.5.5.4 水电站水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。15.5.6 应积极采取措施为节水增发电量创造条件，如加强水库及枢纽工程管理，合理安排水库运用方

式，及时排漂清污，开展尾水清渣工作；合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，尽量

减少机组空载损耗等。

15.5.7 电网应根据水电厂的特性，结合水文情况及负荷预计成果，合理安排运行方式。当水库弃水或

将要弃水时，提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。15.5.8 梯级水库群的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，制 定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.6 水库调度管理

15.6.1 水电厂应编制水库调度规程，并不断修改完善。

15.6.2 水电厂应在五月底前将已批准的洪水调度计划报国调备案。制订的、供水期和月度水库运

用计划应分别在上年十一月底前、蓄水期末和上月二十日前报国调。15.6.3 加强水情自动测报系统和水调自动化系统的管理，制订相应的运行管理细则，保证系统长期可 靠运行。

15.6.4 按照有关规定做好水库调度值班工作和水库调度运用技术档案管理工作。

15.6.5 为了及时了解和掌握水电厂调度运行情况，需要将如下一些情况及时报送国调：

15.6.5.1 在溢洪期间，及时汇报溢洪道闸门启闭、调整情况，弃水开启闸门孔数、开度、泄流量和机

组发电状况、发电流量等。

15.6.5.2 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时。

15.6.5.3 对于洪水频率小于等于5％和对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况。15.6.6 水电厂在每月1日、11日和21日向国调上报水库运行旬报。15.6.7 实行水库调度月度汇报制度，按照国调颁发的《水库调度汇报制度》中具体条款执行。15.6.8 各水电厂应在每年10月底前逐级向国调上报本防汛和大坝安全工作总结，并在每年1月底

以前报送上水库调度工作总结。

15.6.9 新建水电厂在首台机组并网前一个月，应向国调及其他有关调度部门提交水库调度基本资料和

初期蓄水方案。

第十六章 电力市场运营调度管理

16.1 国调中心负责根据联络线送受电计划编制下达月、日电力电量送受计划。互联电网内的网调

和独立省调在各自的范围内行使调度职能，按照国调下达的电力电量送受计划控制联络线潮流和系统

频率，应保证送受电力控制在规定的偏差范围内且电网频率控制在规定范围内。

16.2 国调中心负责确定互联电网的控制方案和考核办法。互联电网考核结算依据是国调正式下达的日

计划曲线（包括修改后的日电力电量计划曲线）。

16.3 跨大区互联电网按TBC方式控制联络线潮流和系统频率。区域控制误差ACE为：ACE =ΔP ＋b*Δf。国调中心负责确定互联电网的负荷频率响应特性b值，并于每年2月底前根据上年的实际情况进行调 整。

16.4 联络线送受电量由国家电力公司电能量自动计费系统进行计算，并按国家电力公司有关规定结算。

16.5 月度联络线实际交换电力电量和考核结果，为互联电网内的网调和独立省调每月的电费结算依据。国调应于次月第5个工作日前将月度电力电量结算考核结果以电子表格的形式提供给双方确认；如认

为有误，应在收到此表格后的3个工作日内提出，逾期即认为无误。最终电力电量结算考核单于每月10 个工作日前，由国调中心传真给双方。

16.6 国调中心负责组织实施跨大区互联电网内网公司和独立省公司间的计划外临时电量交易。

第十七章 电网运行情况汇报 17.1 电力生产、运行情况汇报规定 17.1.1 每日7时以前，各网调、独立省调须将本网当日电力生产日报通过日报传输系统传送至国调，如日报传输系统故障传送不成功，应于8时前通过电话报国调。如当日数据未按时报送或报送数据有错

误，则本日数据完整率为零。

17.1.2 旬报的统计报送情况，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日 的16时。

17.1.3 电力生产运行月度简报的统计报送情况，正常应以每月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺

延第三个工作日的12时。

17.1.4 电力生产月度计划的统计报送情况，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前

至每月最后一个工作日的12时。

17.1.5 每日8时以前，各网调、独立省调须将电网运行异常情况（事故停电、拉闸限电；主要线路故

障或超稳定限额运行、重要机组和220kV及以上重要主变压器故障；频率异常、主网电压超过设备运行

极限值；主要水电厂弃水情况等）、电网运行情况（330千伏及以上网架线路、220千伏跨省联络线启

停情况等）和重大新设备投产（330kV及以上设备、300MW及以上机组）情况报国调值班调度员。

17.2 重大事件汇报规定

17.2.1 在电网发生重大事件时，有关网调、独立省调应立即了解情况，并在事件发生后4小时内向国

调值班调度员汇报，跨省电网省网发生重大事件，省调要及时向网调汇报。17.2.2 重大事件分类：

17.2.2.1 电网事故：电网主网解列、电网振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

17.2.2.2 厂站事故：电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

17.2.2.3 人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

17.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。17.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大 事件。

17.2.2.6 经确认因调度局（所）人员责任打破安全记录。17.2.3 重大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 17.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

17.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 17.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 17.2.3.4 电网恢复情况等。

17.2.4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复电网正常方式需较长时间时，有关网调、省调应指派

专人随时向国调值班调度员汇报恢复情况。17.3 其它有关电网调度运行工作汇报规定

17.3.1 各网、省调在实行新调度规程时，及时将新调度规程报国调备案。17.3.2 发生电网事故的网、省调应在事故后5个工作日内由调度部门将事故情况书面报告传真至国调

中心调度室，并在事故分析会后向国调报送事故分析报告。17.3.3 每年1月底前，各网省调向国调报送 17.3.3.1 调度科上一工作总结；

17.3.3.2 上一调度人员（含地调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关

人员处理和防范措施等）；

17.3.3.3 报送调度科（处）人员名单及联系电话。

第三篇：电网调度规程

电网调度规程》

第一章 总则

第1条 电网运行实行统一调度、分级管理的原则。

第2条 电网调度机构是电网运行组织、指挥、指导和协调机构。各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是电网经营企业的职能机构，代表本级电网经营企业在电网运行中行使调度劝。

第3条 各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第4条 凡并入电网的各发电、供电、用电单位，必须服从地调的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内实施电网调度管理。

第5条 电网各级调度人员、变电监控中心、操作队运行人员、各发电厂值长及电气运行人员、直供大用户的变电运行人员，必须熟悉并严格执行本规程；各级有关领导、技术人员也应该熟悉、遵守本规程。

第二章 调度管理

第一节 调度管理的任

第6条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，保证实现下列基本要求：

1、按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；

2、按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；

3、按照“公平、公正、公开”的原则，依有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益。按电力市场调度规则，组织电力市场运营。

4、根据本电网的实际情况，充分合理利用一次能源，使全电网在供电成本最低或者发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

第7条 电网调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥；

2、对所辖电网实施专业管理和技术监督；

3、负责组织编制和执行电网年、月、日运行方式。执行上级调度下达的跨地区电网联络线运行方式和检修方式；

4、参入编制电网的、月发供电计划和技术经济指标；监督发、供电计划执行情况；执行上级调度下达的跨区联络线送、受电计划；

5、负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参入事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

6、负责编制和组织实施电网“黑启动”方案；

7、负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施；

8、负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

9、指挥调度管辖范围内设备的操作、电网事故处理和电压调整，根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；

10、参入编制调度管辖范围内设备的检修停电计划，批准其按计划进行检修；

11、参入电网规划编制工作，参入电网工程设计审查工作；

12、组织调度系统有关人员的业务培训；

13、协调有关所辖电网运行的其它关系；

14、审核申请并网发电厂并网的技术要求，签定并网调度协议

15、行使上级电网管理部门及上级调度机构授予的其它职责 第二节 调度设备管辖范围划分的原则 第10条 地调许可设备划分原则

县调（或大用户）管辖设备，其操作对地调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，为地调许可设备。

第11条 地调管辖委托县调代管设备划分原则

地调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大，但对县电网运行方式有较大影响的发、输电设备，可委托县调代管。如：部分发电厂设备、部分县间输电联络线路。

第12条 县调管辖设备划分原则

1、县网内水电站的主要设备；

2、县网内35kV变电站的主要设备；

3、县网内部分110kV非主干线及110kV以下线路。

第13条 发电厂厂用电设备、热电厂的供热设备及变电站的站用电设备，由发电厂值长及操作队值班员自行管理。

第三节 调度管理制度

第14条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体或产权归属，均应遵照《电力法》、《电网调度管理条例》等法律、法规的规定，在并网前向电网经营企业提出并网申请，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第16条 任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。

第19条 对于代管设备、许可设备，下级调度机构在操作前应向地调申请，经地调许可后方可操作，操作后向地调汇报。

第20条 电网紧急需要时，地调值班调度员可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知县调值班调度员。

第21条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误：指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。

第22条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班人员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，接令值班人员原则上必须执行，但是执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第24条 各县调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向地调值班调度员汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、设备运行异状、预定工作及天气情况等，同时地调值班调度员将运行方式变化及电网重大异常运行情况告知有关单位。

第26条 县调、发电厂管辖设备发生重大事故（如设备损坏、无操作、人身伤亡、对重要用户停电等），也应及时向地调值班调度员汇报。

第28条 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。对不执行或延迟执行调度指令者，在报告领导调查处理后，地调值班调度员在征得调度负责人同意后，有权从电网的上一级采取措施。

第四节 检修管理

第31条 电网内主要设备实行计划检修。设备年、月度大、小修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第34条 地调管辖设备、地调委托县调代管设备、地调许可设备检修或试验虽已有计划，仍需在开工前一天十时前（遇公休日提前至周五），由设备检修单位调度工作联系人向地调值班员提出申请，利用调度MIS传递检修审批单的同时必须电话和地调值班调度员核对无误，地调在十七时前批复。节日检修在节前三天提出申请，地调在节前一天十一时前批复。设备的检修开工，必须得到值班调度员的指令。

第38条 提检修申请时应说明：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请和批准手续，不得在设备上工作。

第39条 设备临故修、消缺，可随时用检修审批单向地调值班调度员提出申请。但申请人应根据工作内容提出相关设备的状态要求（停电、运行、某保护及自动装置投入、停用），并对要求的正确性负责。地调值班调度员有权批准下列检修（对故修时间不予批复）：

1、八小时以内可以完工的检修；

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第42条 地调批准的设备检修时间计算：

1、发电机组检修时间从设备断开，地调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。因滑参数停机，未按地调通知的时间解列机组，拖延了开工时间，竣工时间不变。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，地调值班调度员下开工令时开始，到地调值班调度员得到“XX设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。

第43条 申请时间包括停、送电操作及检修时间。500kV、220kV、110kV线路停、送电操作一般规定各为50分钟。35kV及以下线路停、送电操作一般规定各为30分钟。如线路配合变电站全站停电时还应预留全站停送电时间。

第44条 地调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报地调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动设备的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。带电作业需停用重合闸时，应于作业开始两小时前向地调提出申请。

第45条 发电厂的地调委托县调代管设备，其检修计划由发电厂报所属县调，县调安排后报地调。

第46条 发电设备检修（计划检修、临故修及消缺）工作结束前一天的12时前（遇公休日提前）应向地调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。

第48条 已批准的计划工作，由于天气等原因确定不能工作时，工作单位应于批准的操作时间前，向地调撤消申请。

第五节 出力管理

第49条 发电厂向电网经营企业报月度检修计划的同时，报出各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，顶峰出力，经电网经营企业审查批准，地调按批准的出力进行调度管理。当出力变化时，应于前一天十时前向地调提出申请，并经批准。

第50条 各地方电厂及企业自备发电厂应严格按照地调下达的负荷曲线发电，电网发生故障或异常时，发电厂应遵照地调值班调度员的指令调整有、无功出力。

第51条 运行设备异常而使机组最大连续出力和最小技术出力变化时，值长应向地调值班调度员报告改变原因并提出申请，预计超出本值的降出力，应提出书面申请。（代管电厂由所属县调值班调度员提出）

第六节 负荷管理

第52条 公司各供电营销单位按《电网负荷预测管理办法》向调度机构提供准确可靠的用电资料。各级调度机构应根据电网实际运行状况最大限度地满足用电需求。

第53条 地调、县调应有经本级人民政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。县调的事故限电序位表和超计划用电限电序位表要报地调备案。

第54条 各县、区供电营销单位要做好本县区负荷预计工作，负荷预计应准确。对因实际用电负荷与预计负荷偏差较大而造成电网低频率、低电压运行、线路过负荷，迫使地调拉闸限电等后果者，要追究有关单位责任。

第55条 当发生事故或其它原因发电厂出力降低时，地调值班调度员可根据省调的通知，按照批准的限电方案分配县（区）临时用电限额，各县调应按分配的负荷限额控制负荷，对未经地调同意超限额用电而迫使省调、地调拉闸限电者，要追究超用电单位责任。

第七节 运行方式的编制和管理

第56条 编制年、月运行方式的主要内容包括：

1、上年、月度运行总结；

2、年、月有功、无功电力（电量）平衡；

3、发电厂可调出力；

4、设备检修计划；

5、新建及扩建设备投产进度；

6、电网正常结线方式及潮流图；

7、电网稳定极限及采取的措施；

8、电网最高、最低负荷时的电压水平；

9、自动低频、低压减负荷整定方案；

10、电网安全自动装置配置方案；

11、调度管辖各厂、站母线短路电流和母线固定联接方式；

12、电网改进意见。

第57条 编制日运行方式的主要内容：

1、电网、地区预计负荷及临时负荷限额；

2、地方电厂出力计划；

3、根据电网负荷的实际情况制定电网经济运行方式；

4、电网运行方式变化时的反事故措施；

5、批复的设备检修计划；

6、新建、扩建及改建设备投产的调度启动措施；

7、有关注意事项 第三章 调度操作

第一节 操作的一般规则

第123条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对地调管辖的设备有影响，操作前应通知地调值班调度员。地调管辖设备的操作，必须按地调值班调度员的指令进行，地调委托县调代管设备、地调许可设备的操作，必须经地调值班调度员的同意，操作后汇报地调值班调度员。

第124条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员下达给操作队值班员；对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由值班调度员直接下达给变电站值班员。操作指令直接下达变电站，由操作队（或变电站）值班员实施操作，操作队值班员应按计划到现场。无人值班变电站设备操作完毕，操作队值班员在汇报地调值班调度员的同时通知监控中心值班员。当电网发生异常或事故时，在确保不拉合故障电流的情况下，地调值班调度员可下令电网监控中心对无人值班变电站的开关进行遥控分合。

第126条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第127条 为了保证调度操作的正确性，值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第128条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要严肃认真、集中精力考虑下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响，必要时，应对电网进行在线安全计算分析；

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位；

3、继电保护、自动装置是否配合，是否改变；

4、变压器中性点接地方式是否符合规定；

5、线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷。

第129条 调度指令分为逐项指令、综合指令和即时指令。

涉及两个及以上单位的配合操作或者需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项指令，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令。

下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

2、投入或停用一套保护、自动装置；

3、投停AGC功能或变更区域控制模式；

4、发电机组启停；

5、计划曲线更改、功率调整及电压调整；

6、事故处理。

第130条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作；

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写具体操作票，实施操作；

即时指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向值班人员发布指令，但应做好记录。

第二节 操作制度

第135条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂、站主结线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前二十四小时下达操作预告；

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致；

3、现场根据调度预告的步骤，写出具体操作票，做好操作准备；

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修申请单中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想；

5、填写操作票，字迹必须清楚，不得涂改，正确使用设备双重编号和调度术语，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令；

6、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对接地方式正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第138条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第139条 已经录音的微机硬盘，一般保存三个月，复杂操作和事故处理的录音保存期限由领导决定。调度电话录音内容具有严格的保密性。调度电话录音只有公司领导、生产总工、安监部主任、调度所主任、调度班长有权提取。

第三节 变压器操作

第140条 110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

第141条 变压器充电时，应先合装有保护的电源测开关，后合负荷侧开关。停电时则反之。

第142条 新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

第143条 变压器并列运行的条件：

1、结线组别相同；

2、电压比相同；

3、短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

第144条 倒换变压器时，应检查并入之变压器确已带上负荷，才允许停其它变压器。

第145条 并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后再拉开要停用的中性点接地刀闸。

第四节 母线、刀闸操作规定

第146条 母线的倒换操作，必须使用母联开关。

第147条 备用母线和检修后的母线，充电时应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，现场应断开母联开关操作电源。

第148条 无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

第149条 母线倒闸操作过程中，现场负责保护及自动装置二次回路的相应切换。

第150条 刀闸的操作范围：

1、在电网无接地故障时，拉合电压互感器；

2、在无雷电活动时拉合避雷器；

3、拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线；

4、在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸；

5、与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流；

6、拉合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路（但220kV以上应使用户外三联刀闸）；

7、其它刀闸操作按厂站规程执行。

第五节 开关操作

第151条 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已接通。

第152条 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定运行进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

第153条 交流母线为3/2接地方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。

第六节 线路操作

第155条 双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷掉闸或其它事故。

第159条 联络线停送电操作，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，在短路容量小的一侧解合环。有特殊规定的除外。

第七节 解、并列操作

第160条 值班调度员在解、并列操作前，应利用PAS系统进行潮流计算，认真考虑可能引起的电压、频率、潮流、继电保护与自动装置的变化，并通知有关单位。操作后，进行电网安全检查计算，制定预防措施，通知现场值班人员记录并执行该措施内容。

第161条 准同期并列的条件：

1、相位、相序相同；

2、频率相同；

3、电压相同。

第162条 并列时调整频率的原则：

1、发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行；

2、电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。第163条 并列时调整电压的原则：

1、发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内；

2、电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

第164条 电网解环时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调整至最小的情况下解列。

第165条 值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，并通知有关单位。

第166条 解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

第167条 闭式网络只有相位相同才允许合环。

第168条 合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第169条 合环调电，现场值班人员应检查闭环设备确已带上负荷，再进行解环操作。

第九节 零起升压操作

第170条 担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

第171条 升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其它非零起升压回路开关压板退出。

第172条 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

第173条 零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第六章 电网事故处理

第199条 调度值班员在事故处理时受上级调度值班员指挥，是管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对管辖范围内电力系统事故处理的正确和迅速负责。

第200条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解；

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电；

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电；

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第201条 电网发生事故时，运行值班人员应迅速正确地向地调值班调度员报告下列情况：

1、掉闸开关（名称、编号）及时间、现象；

2、继电保护和自动装置动作情况，事故录波及测距；

3、监测报警、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；

4、人身安全和设备运行异常情况。

第202条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员汇报。待事故处理完毕后，再做详细汇报。

第203条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第204条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施；

2、厂、站用电全停或部分全停时，恢复送电；

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用；

4、将已损坏的设备隔离；

5、电源联络线跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或并环；

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动操作；

7、本规程及现场明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第205条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断；

2、按照规定及时处理异常频率和电压；

3、防止过负荷掉闸；

4、防止带地线合闸；

5、防止非同期并列；

6、防止电网稳定破坏；

7、防止多次送电于故障设备；

8、开关故障掉闸次数在允许范围内。

第206条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，调度班长、方式、继保人员、调度主任等有关人员应主动协助值班调度员处理事故。事故处理完毕，应迅速将事故汇报上级值班调度员、调度所领导、生技部、安监部主任或专工、公司总工程师及分管生产的副总经理等。

第二节 线路的事故处理

第209条 单电源线路故障开关掉闸时的处理：

1、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场（监控中心）值班人员不必等待调度指令，应立即强送一次，再向调度汇报（发现明显故障点、空载线路、电缆除外）；

2、线路重合不成或重合闸停用时，分段强送。若一段强送不成，则强送另一段；若强送成功，另一段不再强送。

第211条 两端有电源不分段的线路故障开关掉闸，根据调度指令进行处理：

1、无重合闸、重合闸停用或拒动时，应立即强送一次，强送不成，不再强送；

2、有重合闸重合不成，一般应强送一次，强送不成，不再强送。

第212条 两端有电源的线路，应根据下列原则决定由何端强送：

1、短路故障容量小的一端强送；

2、开关遮断故障次数少和开关遮断容量大的一端强送；

3、保护健全并能快速动作跳闸的一端强送；

4、能迅速恢复用户供电和正常结线方式的一端强送；

5、电网稳定规程有规定的按规定执行。

第213条 带电作业期间线路故障掉闸，无论重合闸投停，在未查明原因前，不得强送。

第214条 强送线路时，现场有人值班的的厂、站应先停用该线路的重合闸，然后再强送。

第215条 线路跳闸时伴有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，待查明原因后再考虑能否强送。

第216条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，强送或试送前监控中心值班员应利用图像监控系统对现场设备运行情况进行检查。发现明显故障，禁止进行强（试）送。并立即汇报值班调度员。

第217条 无人值班变电站出线线路故障跳闸，在现场设备情况不明，保护动作情况不清的情况下，一般不能遥控强送，特殊情况下需经有关领导同意。

第218条 电缆线路故障掉闸，根据查线情况，决定是否试送。

第219条 无人值班变电站发生开关跳闸，无论重合闸重合成功与否，操作队值班人员必须到现场对设备运行情况、保护及自动装置动作情况进行检查。

第220条 线路故障跳闸，开关切除故障已达到规定次数，由厂、站（监控中心）运行值班员向调度提出。当开关允许遮端故障次数少于两次时，应停用该开关的重合闸。少于或等于一次时，应用旁路代路，无旁路或无法倒电时，应请示总工联系停电处理或作出能否允许增加遮断故障次数的批示。

第221条 恶劣天气，线路连续两次故障掉闸应停用重合闸，再次故障掉闸不再强送，待天气好转时决定是否强送。恶劣天气，10kV农业线路故障掉闸，一般不立即强送，待天气好转时强送一次。

第222条 线路故障开关掉闸，虽重合或强送成功，也要通知有关单位巡线，并告知线路带电。如线路系永久性故障，应立即拉开该线路所有开关、刀闸、合上接地刀闸（挂好地线），通知有关单位查线抢修。各单位应将巡线和抢修情况及时汇报值班调度员。

第三节 小电流接地系统发生单相接地故障的处理

第230条 接地故障的处理的一般规定

1、值班调度员接到系统发生单相接地故障的报告后，应作好记录：三相对地电压值、信号动作情况、消弧线圈接地系统应记录消弧线圈的残流、残压。根据变电站（监控中心）值班人员汇报的系统接地指示信号和数据应进行全面正确分析：是系统单相接地还是PT一次熔丝熔断、是线路断线还是消弧线圈补偿不当引起电压不平衡、谐振过电压引起的虚幻接地，经分析判断确定属哪一种情况，再进行处理。

2、无人值班变电站发生系统单相接地故障时，监控中心值班员在汇报值班调度员后，通知操作队值班人员立即到现场对接地系统的设备情况细致巡查，将现场接地故障情况和巡查结果汇报值班调度员和监控中心值班员，并根据值班调度员指令进行处理。

3、当变电站内装有选测馈线接地指示的，测寻故障时应充分应用它作为判断故障线路的依据，但在没有取得运行经验前，选测出的故障线路再使用“拉合法”进行缺证。

4、当接地线路发生断线或断线直接接地的报告时，应立即将故障线路切除，以免危害人身设备安全。

5、无论发生何种形式的接地故障，均应通知运行单位进行巡线检查，用户管理单位对用户进行查询、检查。

第231条 10kV系统单相接地故障的处理

1、为缩小受影响的范围，如果系统可分割为电气上不直接连接的几部分，则尽可能进行分割，以确定故障区域。进行分割时，应考虑分割后的线路或变压器是否过负荷，并注意保护及自动装置的动作条件有无变更。

分割电网的方法：

1）如有两台变压器，而其10kV母线通过分段开关并列运行者，可先断开分段开关，检查出哪一母线系统接地；若一台变压器运行带10kV两段母线运行，另一台变压器备用，可先投入备用变压器，将10kV母线分列运行，检查出哪一段母线系统接地。

2）有发电厂并网运行的系统，应调整联络线潮流，将发电厂与系统解列，查出是哪一系统接地。

2、在判断系统有单相接地、操作队值班人员检查后没有发现站内设备接地故障点，应按下列顺序查出故障设备：

1）试拉该接地系统中的空载线路及电容器；

2）试拉有接地信号指示的线路；

3）试拉有并联回路或有其它电源的线路；

4）试拉分支多、线路较长、负荷较轻的一般用户线路；

5）试拉分支较少、线路较短、负荷较重和较重要用户线路；

6）用倒换变压器、母线等方法检查电源、母线系统。

第五节 变压器的事故处理

第234条 变压器的故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

第235条 变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

第236条 由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器可不必检查，即可送电。

第237条 由于人员误碰使变压器跳闸，则变压器可不必检查，立即送电。

第238条 变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

第239条 变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定

第七节 线路过负荷的处理

第247条 线路过负荷时，应采取下列措施：

1、向省调汇报，受端电网发电厂增加有功、无功出力，送端发电厂适当降低出力；

2、提高受、送端运行电压；

3、改变电网运行方式，使潮流强迫分配；

4、将受电地区负荷调出；

5、在受电地区限电或拉闸。

第248条 在正常或事故情况下，发电厂与电网单回联络线过负荷时，发电厂可不必等待调度指令，视具体情况增、减有功、无功出力，消除过负荷。

第249条 线路过负荷采取一般措施无效时，按下列规定处理：

1、线路电流互感器过负荷超过10%或线路过负荷不超过15%时，地调下令在受电地区限电或拉闸。若十分钟内仍未消除过负荷，地调值班调度员在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，使过负荷时间不超过20分钟。

2、线路过负荷超过15%时，立即在受电地区按事故拉闸顺序直接拉闸，拉至过负荷不超过15%，再按上款的规定处理。

3、继电保护和稳定极限按给定的数值掌握，不允许超过。

1、变压器事故处理原则？

（1）变压器故障掉闸，应按现场规程规定处理。并列运行的变压器故障掉闸，应首先监视运行变压器的过载情况，并及时调整。对有备用变压器的厂、站，不必等待调度指令，应迅速将备用变压器投入运行。

（2）变压器系瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得送电。

（3）由于过负荷、外部短路、后备保护动作使变压器跳闸，则立即隔离故障点，变压器不必检查，立即送电。

（4）由于人员误碰使变压器跳闸，变压器不必检查，立即送电。

（5）变压器故障掉闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

（6）变压器正常运行和事故时允许的过负荷，应在现场规程中具体规定。

第四篇：云南电网调度管理规程

云南电网调度管理规程

云南电网调度管理规程 云南电力集团有限公司 202_年8月 批准：廖泽龙

云南电网调度规程修编审核小组： 王 文、黄家业、张 叶、高孟平、杨 强、洪贵平、蔡建章、张建文、赵晋昆、赵 明、胡劲松

云南电网调度规程修编参加编写人员： 李文云、况 华、沈 龙、王 凯、刘长春、蔡保锐、翟海燕、蔡华祥、周俐俐、刘 玲 目 录 第一章 总 则

第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务 3 第二节 调度管辖范围的划分原则 7 第三节 调度管理制度 8 第四节 运行方式的编制和管理 12 第五节 水库调度管理 16 第六节 设备检修管理 18 第七节 负荷管理 22 第八节 新设备投运管理 23 第九节 电网频率及省际联络线潮流调整 26 第十节 电网电压调整和无功管理 28 1 第十一节 电网稳定管理 31 第十二节 继电保护及安全自动装置管理 34 第十三节 调度自动化管理 41 第十四节 系统关口电能计量管理 47 第十五节 调度通信管理 48 第三章 运行操作 第一节 操作制度 53 第二节 基本操作 59 第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定 67 第二节 系统频率异常及事故的处理 69 第三节 系统电压异常及事故的处理 71 第四节 线路事故处理 72 第五节 母线事故处理 75 第六节 系统解列事故处理 77 第七节 系统振荡事故处理 78 第八节 发电机事故处理 80 第九节 变压器事故处理 81 第十节 断路器异常处理 82 第十一节 通讯中断的事故处理 83 第十二节 电力系统黑启动 84 附录：

附录一 云南电网调度术语 86 附录二 电网运行情况汇报制度 97 附录三 调度系统培训制度 99 附录四 新设备投产应报送的技术资料内容 100 2 附录五 云南电网申请管理 103

第一章 总 则

第1条 为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合云南电网实际，制定本规程。

第2条 云南电网系指由云南省境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。

第3条 本规程适用于云南电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。云南电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

第4条 云南省内与云南电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。

第5条 云南电网实行统一调度、分级管理。

第6条 云南电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。云南省调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。第7条 本规程由云南电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求：

1． 按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供 3 电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。

2． 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 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”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。第9条 云南省调是云南电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。云南省调的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责云南电网调度管辖范围的划分。

3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。

7、组织编制和执行云南电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制云南电网发、供电计划和技术经济指标，参加南方电网运行方式的计算分析。

8、负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请书，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责云南电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制云南电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

14、参加电网规划、系统设计的审查，负责组织管辖范围内的继电保护及安全自动装置、电网调度自动化系统的规划、改造、选型及实施工作。负责组织管辖范围内的通信信息系统的改造、选型及实施工作。

15、负责编制云南电网事故和超计划用电的拉闸限电序位表，并报经本级人民政府有关部门批准后执行。

16、参与电力市场规则的制定，负责技术支持系统的建设，负责云南电网电力市场交易的组织、实施和电力电量考核。

17、组织调度系统各专业人员的业务培训，开展有关专业活动。第10条 地调的主要职责

1、负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案。

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

3、维护全网和本地区（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息。

4、组织编制和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该调度核准。

5、负责制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修。

6、根据省调的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压。

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

8、负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构调度管辖范围，经本级 5 电网经营企业批准，并报省调备案。

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

10、负责实施本地区（市）电网和所辖县（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

11、负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。第11条 县调的主要职责

1、负责本县（市）电网的调度管理，实施上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网的有关规章制度。

2、维护全网和本县（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息。

3、负责制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报上级调度核准。

4、根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压。

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

6、负责实施本县（市）电网继电保护和安全自动装置、自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

7、负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。第二节 调度管辖范围的划分原则

第12条 调度管理实行调度权与设备所有权、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度管辖范围。第13条 省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。地调与县调之间调度管辖范围划分，由相应地调确定。第14条 省调调度管辖范围一般为：

1.纳入省网电力电量平衡的并网发电厂。2.220kV及以上变电站。3.220kV及以上输电线路。

第15条 省调调度管理设备一般为地调或发电厂管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

第18条 凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。第19条 调度管辖范围具体划分见有关划分通知。第三节 调度管理制度

第20条 值班调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，在调度管辖范围内行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）。3.变电站（集控站）站长、值班长。

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

第22条 省调的“可接令人”受省调值班调度员的调度指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。

第23条 任何单位和个人不得干预调度系统的值班人员发布或执行调度指令。调 7 度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过省调主管领导或调度负责人传达给值班调度员。

发、供电单位领导的指示或命令，如涉及到省调管辖权限时，须经省调值班调度员许可后方能执行。

第24条 未经省调值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖和管理范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按现场运行规程处理，处理完毕后应立即向省调值班调度员汇报。

第25条 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、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。

第26条 地调值班调度员和厂站值班人员在接受省调调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的省调值班调度员报告，当省调值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的省调值班调度员，并向本单位主管领导汇报。

第27条 属于省调管辖范围内的设备，根据需要，在省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。

第28条 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，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。

第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵 8 触。

第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。

第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度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。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。第33条 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。

第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

5.当需对无人值班变电站进行现场就地操作时，操作人员应在规定的时间内到达现场完成操作。

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。

第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。

第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按 9 有关法律、法规和规定进行处理。1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。

4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。第四节 运行方式的编制和管理

第38条 省调应按年、月、日编制系统运行方式，以及其它需要的特殊运行方式（含保供电方案），并满足调度管理的基本要求。

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。

第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容 10 包括：

1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。云南电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准：

1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量。

3.检修备用：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

4.电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应经有关部门同意。第43条 发、供电调度计划

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。

2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。

7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

5）有关的供、用电合同（协议）。6）上级下达的供、用电计划。7）国家有关供、用电政策。

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

1.发电厂必须按照日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率。2.发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理： 1）发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。

2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、12 停发电机组：

1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

5）由于天气等原因使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。7）威胁电网安全运行的紧急情况。第五节 水库调度管理

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

4.水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70～75%。对水库运用方式和安排，须根据水雨情和水库下游的 13 情况及时调整水库发电方式。第47条 水库调度基本原则

1.在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

3.在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部调度。特殊情况，经上级批准，可拦截洪尾，适当超蓄。防洪限制水位以下，由省调调度。

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。

第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。

2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

5.各水调分中心应做好有关设备的维护和管理，确保数据准确可靠传输至省调。第六节 设备检修管理

第49条 发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。云南电网计划检修安排原则：

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

3.设备计划检修原则上应在不影响发供电的情况下进行。4.设备检修应抓好计划管理，避免重复停电。

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

第50条 检修工作按性质分为计划检修、临时检修、事故检修三类。1.计划检修分年、月两种。

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修：

指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请：

一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

第52条 各发、供电单位应明确计划检修归口管理部门，负责对同一设备的不同检修项目和不同部门的检修工作进行综合平衡、协调，防止重复停电检修；并归口向省调办理省调管辖、管理设备检修申请，由省调平衡、协调。凡属电网联络线计划检修相关发电、供电单位必须配合进行，避免重复停电检修。

凡遇基建工程需要在役设备停电或改变运行方式者，按检修停电申请手续向相应的调度部门申请。

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

3、与已批准的检修工作相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。

第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。

第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应 16 算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理 第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。

第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。

4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

2.地区下负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，于本年末60天前报省调。下月度负荷预测于本月末10天前报省调，日负荷预测应于前一天的12：00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前5天报省调。

第61条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。在事故情况下，地调应执行省调下达的限电方案。第八节 新设备投运管理

第62条 新建、改（扩）建工程以及地区电网或电厂（机组）并网前，应按调度管辖范围划分向相应调度机构办理申请入网手续，并按规定在并网前3个月向调度部门提交技术资料（见附录四）。

第63条 凡接入云南电网的地区电网或电厂（或机组），应遵守《电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》和集团公司颁《云南省地方发电厂（网）与省电网并网运行的规定》（试行）。并网前，应本着平等互利、协商一致的原则签定并网协议、调度协议、供用电协议等。调度机构在收齐有关计算资料后，需进行潮流、电压、稳定、短路电流、继电保护及安全自动装置等计算、校核，于该工程投产前1个月书面提交建设单位有关计算、校核结论。第64条 新设备投产前应具备下列条件：

1.必须符合国家颁布的新设备启动验收规程规定，并经启委会同意或建设单位和运行单位签字认可。

2.必须满足电网安全稳定运行的要求，执行调度机构提出的方案和意见，确保设备安全并入电网运行。3.设备参数测试正常。

4.生产准备工作就绪，运行人员已经技术培训考试合格，并经调度机构资格认证；规程制度及有关技术资料齐全。

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入云南电网水调自动化系统。6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

3.新设备调试、投运过程中有关继电保护及安全自动装置的要求及注意事项。4.通信、自动化要求及注意事项。5.其他有关事宜。

第66条 新设备投产前有关调度机构应做好的准备工作： 1.修改电网一次接线图和二次保护配置图。

2.修改调度模拟盘，修改或增补有关电网调度自动化的接线图。3.修改设备参数资料。4.建立和修改设备档案。

5.修改短路容量表，制定稳定运行规定。6.调整保护整定方案。7.其它准备工作。

第67条 新设备投产前调度员和有关人员应及时深入现场熟悉设备，现场运行方式，运行规程和事故处理规程等，并做好事故预想。

第68条 凡新建、改（扩）建设备自得到调度员指令并同意接入电网试运行起，该设备的试运行即应遵守本规程的有关规定；该设备验收并移交生产单位后即纳入调度管理并应遵守本规程的一切规定。

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。

第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 云南电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 云南电网与南方电网并列运行时，云南电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下 19 应满足南网总调的要求。

第72条 云南电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。

第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。

第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。

第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

第77条 对省际联络线潮流或系统频率有较大影响的大用户在负荷大幅度调整之前必须征得省调调度员的许可。

第78条 当云南电网与南方电网的联网方式发生变化时，省调调度员要及时通知地调和主要发电厂。

第79条 云南电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。

第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

第81条 当省际联络线出现大幅度功率波动，联络线监控电厂应及时汇报省调。第十节 电网电压调整和无功管理

第82条 云南电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。

第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

1.确定电压考核点、监视点，并根据电网的发展进行必要、适当的调整。原则上省调管辖的所有220kV及以上母线均作为电压监视点，其中的80%作为电压考核点。

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。

3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

第84条 省调负责管辖范围内的无功平衡分析工作以及在相关各地区电网的无功分区平衡的基础上组织进行全网无功平衡分析工作，并制定改进方案和措施。第85条 各厂、站的运行人员负责监视并按给定的无功、电压曲线控制各级母线运行电压在曲线范围内。

1.高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近上限运行。

2.低谷负荷时，按发电机允许的最高功率因数，降低发电机无功出力，使母线 21 电压逼近下限运行。

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

5.当母线电压超出电压曲线规定值，可不待调度指令自行调整发电机无功出力，使母线电压恢复至电压曲线允许范围，若经调整仍超出规定值，应立即报告省调值班调度员。

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。

第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

1.调整发电机、调相机无功出力、投切变电站电容器组或低压电抗器，达到无功就地平衡，或开停备用机组。

2.在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头时，可以带负荷调整主变分接头运行位置。

3.在保证系统稳定运行的前提下，适当提高或降低送端母线运行电压。4.调整电网运行方式，改变潮流分布或限电。

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整：

1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完 22 后电压仍偏高时，方能调整变压器分接头断路器，降低电压。3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

2.每月20日前按要求报送典型日（15日）地区有功、无功负荷曲线，电压曲线，电容器组运行实测资料。

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。

第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。

2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

3.分析正常和特殊方式下，调压工作存在的问题并提出改进措施。若遇突出问题，应对所下达的电压曲线进行及时调整。第十一节 电网稳定管理

第90条 稳定运行管理的主要任务是：掌握电网的稳定性情况，按《电力系统安全稳定导则》要求，制定和实施保持电网稳定运行和异步运行后再同步措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。第91条 稳定运行管理的主要内容：

1.对各种运行方式的稳定情况进行计算分析提出合理的运行方式。2.提出主干联络线或断面的动态和暂态稳定最大控制功率极限。3.提出稳定措施方案，经电网稳定工作小组批准后督促实施。4.对电网重大事故进行稳定性校核计算分析，并提出相应对策。5.对安全稳定装置的动作情况进行统计分析和评价。第92条

1.电网稳定工作由电网稳定领导小组统一领导，分级管理，分层负责。各级调度及接入电网的发供电企业承担相应责任。

2.凡在电网内从事电力规划、设计、建设、生产、科研、调度等工作，均应遵守电网稳定管理的有关规定。

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理

第93条

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。

3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。

4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

6.为了确保全网的安全稳定运行，省调对地区电网提出的潮流输送极限、运行方式、继电保护、稳定措施等要求，各地调须遵照实施。

第94条 220kV及以上电压等级的系统，当速动保护退出将影响电网安全稳定运行时，须经主管领导批准。

第95条 省调在编制年、月、日运行方式或新建发、输、变电设备投产前，应根据电网的实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出保证电网稳定的措施和注意 24 事项。

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

第100条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。省调继电保护部门对全网继电保护专业进行行业管理，其职责是：

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。

2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

3.参加新建工程及系统规划的继电保护及安全自动装置的审查工作。组织或参加对属于技改工程的继电保护及安全自动装置的审查工作。

4.负责电网继电保护及安全自动装置动作情况的分析、统计评价和运行总结。25 组织或参加对不正确动作的原因进行调查、分析。

5.监督继电保护及安全自动装置反事故措施、重大技术措施与技术改造方案的制定和实施。监督继电保护及安全自动装置整定方案、运行规程、检验规程等的修编与实施。

6.对接入云南电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。

8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 云南电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。

第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

第103条 针对继电保护出现的临时问题，继电保护的临时处理措施由继电保护部门编制，主管领导批准后执行。

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

第107条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的投、退按省调值班调度员的命令执行，任何人员不得擅自进行投、退操作。

第108条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的定值按省调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与省调值班调度员核对无误后，方可投入运行。

第109条 省调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的继电保护及安全自动装置，其定值不是省调下达的均由设备所属单位管理，这些继电保护装置的投、退由现场运行人员按规程规定执行。

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

1.500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2.直馈线路的电源侧采用三相重合闸；

3.110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定，一侧投检同期，另一侧投检无压。

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第117条 电网发生事故时，现场值班人员应先记录好继电保护及安全自动装置 27 的全部动作信号，并经第二人复核无误后，方可将信号复归。继电保护及安全自动装置动作情况须及时汇报省调值班调度员。

第118条 在电网发生故障后，必须及时将省调管辖设备的继电保护及安全自动装置动作情况、打印报告、故障录波器录波波形图上报上传省调，并将故障测距结果汇报省调值班调度员。在电网发生故障后的5天内将继电保护及安全自动装置打印报告、故障录波器录波波形图现场打印报告报省调。

第119条 继电保护及安全自动装置整定及配置应符合相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。

第120条相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护及安全自动装置整定方案和运行说明的依据：

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

2.系统最大有功及无功潮流，母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。

第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。

第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现 28 疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

5.运行现场必须妥善保存当前使用的继电保护及安全自动装置定值通知单，并定期进行核对。

6.由于运行方式变化，需要临时改变继电保护及安全自动装置整定值时，按临时定值通知单执行。

第124条各单位应按《继电保护及安全自动装置统计评价规程》的要求，加强运行分析和统计评价工作，按月统计分析并填报。保护动作情况月报表、省调调度管辖范围内线路纵联保护、母差保护投入率统计月报表，保护定检完成情况月报表等，各单位应于每月5日前报送省调。

第125条 电网安全自动装置的初步设计方案须取得调度部门同意，控制策略需经调度部门审定。

第126条 安全自动装置的维护与检验由设备所属单位负责，各单位须按相关规程对装置进行检验。

第127条各单位应于每月5日前将省调管辖的安全自动装置的异常、动作情况进行统计分析，并报送省调。

第128条省调管辖系统安全自动装置由省调负责定值下达和指挥装置投、退。未经省调许可，不得更改装置定值和装置的运行状态。

第129条省调管辖范围内安全自动装置定值单由省调下达至相应单位，现场定值单必须与省调值班调度员核对无误后方可执行。

第130条 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应及时报告省调值班调度员。装置缺陷应及时处理。

第131条 必须保证低频、低压减载装置、区域型稳定控制装置所切负荷容量，不得因使用备用电源自投装置而影响切负荷容量。不得擅自转移装置所切负荷，29 在新方案申报年内，如所切负荷容量减少，必须及时补充相应的切除容量，并报省调备案。

第132条各供电单位须实测每季度典型日（2、5、8、11月的15日）4：00、10：00、15：00、20：00共4个点时的低频、低压减载装置控制的实际负荷，做简要分析后于次月5日前以报表形式报送省调。

第133条 省调根据南方电网低频减载方案及本网的实际情况，每年对各地区各轮低频、低压减载切负荷容量进行调整。低频、低压减载切除容量既要满足省网按级按量的要求，还应满足地区网与主网解列后稳定运行的要求。

第134条 站间通信是区域稳定控制装置的重要组成部分，相关单位必须确保通信的可靠畅通。

第135条 发电机组自动励磁装置及PSS功能正常应投入运行，如需检修或试验停用，应得到省调批准。第十三节 调度自动化管理

第136条 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。

第138条 各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。

第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统、集控站（中心）自动化系统及其相关设备。

3.远动专用变送器、遥控、遥调执行继电器、输入和输出回路的专用电缆及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元。

4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

5.电力调度数据网络设备（路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆。6.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。

2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。

3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。

4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合云南电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。

第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

第143条 设备的运行维护由设备所在地单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的准确、可靠，应作好设备的定期巡视、检查、测试和校核。每年至少进行一次厂站例行遥信传动试验工作，并与省调核对遥测、遥信。凡投入系统正式运行的设备，均应建立岗位职责，明确专职维护人员。值班人员发现设备故障或接到设备故障通知，维护单位必须立即派人赶到现场处理。电网发生事故后，自动化专业人员应认真检查、核对和记录。

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。

第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

第146条 各级值班调度员或运行值班人员以及相关使用部门发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理，自动化值班人员应及时处理并做好记录。

第147条 为确保发电厂和变电站远动设备可靠运行，应配备专用不间断电源 32（UPS）或厂（站）内直流电源；为防止雷电或强电磁场干扰，在远动设备至通信设备的输出接口应加装避雷和电隔离设施。

第148条 投入运行的调度自动化设备不得随意更改和变动。远动设备的远动信息增减或改变、遥测量定标值的改变等，须经上级调度自动化机构同意方可实施。关口计量点换表、移表、校表、电能量采集装置的电话号码改变等，应首先向省调自动化部门提出申请报告，经审批核准后方可进行，并把变动的实际结果通知有关单位。

第149条 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道，应由通信管理部门提出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并提前书面通知相关调度部门及自动化运行管理部门，经批准后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢复运行。

第150条 各级调度自动化部门直接管理的信息范围应与调度管辖的一次系统范围相适应，并且要求自动化信息直接传送至相关的调度部门。根据高级应用软件（负荷预报、状态估计、静态安全分析、调度员潮流等）的需要，各级调度除必须掌握直调的信息外，还必须掌握非直接调度的厂站及系统的部分信息，这些信息由相关的调度自动化部门转发，自动化信息应根据省调的统一规定进行分层传送。

第151条 各级调度自动化部门、发电厂应建立严格的值班制度，并按规定向上级调度自动化管理部门报送远动和调度自动化系统运行月报。每月第4个工作日前将上月报表按要求报省调调度自动化部门。运行管理部门根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

第152条按电网要求需具备AGC功能的发电厂，新投产机组在并网调试期间应完成AGC功能试验及系统调试，并在机组移交商业运行时同时投入AGC控制。AGC功能在投运前，必须制定本厂的AGC运行规程，并报省调备案。

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂 33 与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

第158条 系统关口计量是负荷管理、计费、网损考核的主要依据，是实现厂网分开、竟价上网，保证云南电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了云南电网电能量计量系统，为保证该系统的正常运转，各单位应落实责任人，认真加强管理，保证电能计量的准确。

第159条 系统关口计量点、计量方式及电量计算方法按有关规定执行。关口计量表日常计量电力电量由省调实行管理。关口表换表、移表、校表、代供等应先报告有关职能管理部门，并有临时的表计或方法可供计量后才能工作。关口计量点（厂、局或变电站）值班人员必须记录好换表、移表、校表、代供前后的电量读数、时间，并书面报告省调。

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—202_《电能计量装置技术管理规程》和符合云南电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入云南电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。

第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

第163条 各厂、局要有计量归口管理部门。关口计量点所在厂、局、变电站值班人员或负责人员应加强对表计、采集器、调制解调器、规约转换器电源、相关电源、通信线的日常巡视工作，发现问题及时报省调和相关管理部门。第十五节 调度通信管理

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。第165条 云南电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

第166条 云南电网通信系统的运行与管理实行“统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体”的原则。各级通信管理、维护部门必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度管理条例》、《电力系统微波通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程规定，确保通信系统的正常运行。

第167条 省调是云南电网通信职能管理部门，负责全网通信的规划、组织和协调工作，负责全网通信电路的专业技术管理和技术监督工作，代表集团公司在技术、运行维护上归口管理云南电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查云南电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制云南电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

4、负责协调云南电网通信系统运行中出现的重大问题。会同安全监察部门参加电力通信系统的事故调查和事故分析。

5、负责云南电力通信系统技改大修项目的管理，参加审查工程项目计划、技术改造计划及其技术方案。

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

8、负责集团公司无线电管理委员会的日常管理工作。负责统一归口管理云南省行政区域内电力系统各发、供电单位的无线电管理工作。负责集团公司通信频率的管理工作。

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。

第168条 云电信息通信股份有限公司接受云南电力集团有限公司的委托，负责云南电力通信系统的运行维护。

第169条 运行的通信系统必须满足可靠性、稳定性、实时性的要求，保证电网安全稳定运行。

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

第173条 通信系统计划检修原则上应与电网一次系统的计划检修同步进行。计划检修、临时检修、事故检修按本规程规定的设备检修管理办法执行。

第174条 当通信系统进行临时检修将对调度生产业务造成瞬时或短时影响时，通信运行维护部门必须提前通知省调当值调度员，并征得当值调度员同意后方可进行操作。

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。

第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

1.电力线载波通道的耦合电容器、线路阻波器、接地隔离开关、绝缘架空地线的巡视、维护、拆装，由各运行维护单位高压电气专业负责。

2.电力线载波通信用的结合滤波器、高频电缆的维护和接地隔离开关的操作由通信（或运行）人员负责。

3.电力线载波通道的耦合电容器的实验，线路阻波器工频特性实验和保护避雷器特性实验，由各运行维护单位高压电气专业负责，线路阻波器的频率调整和高频特性实验则由通信专业负责。

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。

2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分：

1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤 37 芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

2.普通架空光缆、管道光缆以及从变电站门型架（或中继站OPGW终端塔）光纤接续箱至通信机房的进场光缆由通信部门负责。

第179条 新建工程竣工验收前必须经过试运行，由运行部门提供试运行报告。在工程竣工验收时，应提供完整的竣工资料。

第180条 运行统计及评价按照《中国南方电网通信管理暂行规定》要求执行。《电力系统通信管理规程》DL/ T 544—94要求执行。运行统计报表每月2日前报送省调。第三章 运行操作 第一节 操作制度

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。

属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。

出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第182条电网的运行操作分为倒闸操作、工况调整、二次设备的操作等。倒闸操作是将电网或设备由一种状态（运行、热备用、冷备用、检修）转换到另一种状态。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要是指调整频率、电压、负荷、潮流、相角差等。

第183条 值班调度员应优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发布电网操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善，并拟定必要的事故预想和防止事故的对策。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。

3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。

7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

8.对500kV、220kV系统的操作，应尽量按照有关规定、要求，防止发生工频、操作、谐振过电压。

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

1.综合令：只涉及一个单位完成的操作，可下达综合令。发令人说明操作任务、要求及操作设备的起始、终结状态，具体操作步骤和内容由受令人根据有关规程自行拟定。

2.逐项令：凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须逐项下达操作指令，受令人必须严格按照发令人下达的指令顺序执行。未经发令人许可，不得越项操作。

第185条 省调值班调度员在发布省调管辖设备操作指令前，应预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据省调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票。

第186条 省调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现 39 场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置时，由省调调度员下达对装置的功能性要求，厂站人员按现场运行规程操作，满足功能性要求。

第187条 操作接令人汇报省调值班调度员的操作结果必须是经过现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地隔离开关、二次设备等的实际状态正确，负荷、电流、电压、保护切换回路等正常。

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。

2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

3.双重命名制度：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可。“×××kV（设备名称）×××（设备编号）”

4.复诵制度：调度员发布调度指令完毕或现场运行人员汇报执行操作的结果时，双方均应重复一遍，核对无误后，方可允许进行操作。

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

第189条 省调值班调度员发布的操作令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，省调调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）发给其他人员。

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。

1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

第191条 除第190条所列情况外，其余倒闸操作均须填写操作票，并严格按操作票执行。对于必须使用操作票进行的倒闸操作，严禁无票操作。第192条操作票填写要求：

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。

3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

第194条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第195条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂拆接地线、“约时” 41 开工检修。

第196条 省调管辖范围内无人值班变电站的倒闸操作及事故处理由省调值班调度员对其集控站（中心）值班人员下达调度指令。集控站（中心）值班人员负责执行省调值班调度员下达的调度指令，对于无法进行远方操作的倒闸操作由其管辖的操作队进行操作。

第197条 接地隔离开关（地线）管理规定：凡属省调管辖线路，省调值班调度员下令操作的线路接地隔离开关（地线），由省调操作管理；出线隔离开关以内的接地隔离开关（地线），须经省调许可后，由厂、站值班人员操作管理；检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第二节 基本操作 第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。

6.断路器操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

3)倒母线操作等，拉、合经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作保险电源切除）。

4)拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。1.1.1.1.26 超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。2.500kV隔离开关不能进行下列操作：

1)带负荷拉、合短引线（如需操作，须请示主管领导）。2)向母线充电或切空载母线（如需操作，须请示主管领导）。

3)严禁用隔离开关拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路及电容式电压互感器。

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作 1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。

第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

4.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差220kV一般不应超过25度，500kV一般不应超过20度。

5.凡属地调调度的35kV、110kV环路操作，若环路内有省调的管辖或管理设备，应事先向省调调度员问明是否是同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由有关地调负责考虑。第203条 线路操作。

1.环状或并联运行线路中的一部分线路停（复）电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。2.线路停（送）电操作原则：

1)高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

3.3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路器，后合中间断路器，停电时相反。

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。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，工作地区所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作 1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同；

2)短路电压比（短路阻抗或阻抗电压）相同； 3)接线组别相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时，应先拉开负荷侧（或低压侧）断路器，再拉开电源侧（或高压侧）断路器； 500kV联络变压器，必要时也可先从220kV侧停（送）电，在500kV侧合（开）环或并（解）列。

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并 45 联变压器。

5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.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。2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停、送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电引起电压互感器二次保险熔断（跳），避免继电保护失压或安全自动装置误动作。4.用母联断路器对空母线充电：

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。

5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。6.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。第206条 线路零起升压操作。

1.零起升压用的发电机应有足够的容量，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。

2.零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路断路器的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护；

3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。

4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

1.云南电网与南方电网互联运行且需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入联络线和频率偏差控制模式（TBC）。

2.云南电网与南方电网互联运行且不需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入恒定联络线交换功率控制模式（FTC）。

3.云南电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

1.尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。

2.用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

4.尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户应优先恢复供电。5.调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

第209条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可；为防止事故扩大 47 或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。

4.发电厂、变电站执行经批准的保厂用、站用电措施。5.电压回路失压时将有关继电保护和自动装置停用。

6.本规程及现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。第210条系统事故处理的一般规定：

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

2.系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

3.事故单位的值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；非事故单位应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

5.为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。

6.在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班 48 调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。

第二节 系统频率异常及事故的处理

第212条 云南电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2Hz时，省调值班调度员应及时检查省际联络线功率是否偏离规定值。如为云南电网责任，应迅速调整出力，在15分钟内使其满足规定。电网频率异常期间，若省际联络线潮流超过稳定极限，省际联络线控制厂应无需等待省调通知而尽一切能力将联络线潮流控制在稳定极限内，然后汇报省调；其余发电厂和地调不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

当云南电网事故，省际联络线出现有功、无功潮流倒送，则省际联络线控制厂应不待省调指令立即增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)外，并同时立即汇报省调当值调度员处理。省调当值调度员应立即指令其他电厂增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)。防止云南网电压降低和发生省际联络线反向过载或稳定破坏解列事故。

第213条 云南电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则：

1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时：

1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。

3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。

第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

第五篇：地区电网调度管理规程

地区电网调度系统值班人员、停送电联系人员资格管理办法总则

1.1加强电网调度管理，维护电网调度正常秩序，保证地区电网的安全稳定运行和可靠供电，依据《电网调度管理条例》、《国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法》制定本办法。

1.2 调度系统值班人员、停送电联系人员须经电网调度业务培训、考核合格后上岗。严禁未经考核或考核不合格的人员发布或接受调度指令、进行停送电业务联系。

1.3 本办法适用于地区电网内与调度机构有调度业务联系的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。

1.4 电网调度机构负责调度系统值班人员、停送电联系人员资格的考核认证工作。

2调度系统值班人员

2.1 调度机构对调度业务考试合格的人员颁发《调度系统运行值班合格证书》。

2.2 取得《调度系统运行值班合格证书》的值班人员具备发布或接受调度指令、进行停送电业务联系的资格。

2.3 下列人员须取得《调度系统运行值班合格证书》：

2.3.1 县级调度机构（含地方电网调度机构）值班调度人员；

2.3.2 发电厂值班长或电气班长；

2.3.3 变电站（含开关站、换流站、配电站）值班长和正值班员；

2.3.4 配电网络运行值班人员；

2.3.5 用电人电力调度员或变电站值班长和正值班员；

2.3.6 其他需与调度机构进行调度业务联系的值班人员。

2.4 地区电业局调度中心负责其直调系统值班人员的考核工作，各县调负责其直调系统值班人员的考核工作。

2.5 下级调度机构值班调度人员资格由上级调度机构考核。发电厂、变电站（含开关站、换流站、配电站）、配电网络运行值班人员资格由调度机构考核。调度关系涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构考核；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构考核。

取得上级调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，应及时送各下级调度机构登记备案，自登记备案之日起生效。

2.6 新建设备的运行人或所有人应于投产日60个工作日前向调度机构申报需考取调度系统值班人员资格的资料，调度机构应于收到申报资料之日起60个工作日内完成考试和发证工作。

2.7 调度系统值班人员资格有效期一年，一年一审，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核工作。停送电联系人员

3.1 调度机构对停送电业务考试合格的人员名单予以公布，取得停送电联系人员资格。

3.2 停送电联系人员具备与调度机构进行停送电业务联系的资格。

3.3 地区地调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工

作，各县调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工作。

3.4 上级调度机构公布的停送电联系人员适用于各下级调度机构，上级调度机构公布的停送电联系人员名单应转发各下级调度机构。

停送电联系业务涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构组织考试；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构组织考试。

3.5 需办理停送电联系业务的单位或个人应提前30个工作日向调度机构申报需考取停送电联系人员资格的资料，调度机构自收到申请资料之日起30个工作日内完成考试和公布工作。

3.6 停送电联系人员资格有效期一年，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核和公布工作。

4罚则

4.1 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，对其予以警告，必要时将书面通知其所在单位：

4.1.1 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，未造成损失且情节轻微的；

4.1.2 延误执行调度指令的；

4.1.3 未及时反映电网运行情况；

4.1.4 设备停送电时间、检修时间变动时，未及时向调度机构申请的；

4.1.5 其它违反调度纪律、规程和制度，未造成损失且情节轻微的。

4.2 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，取消其资格，并书面通知其所在单位：

4.2.1 审核内受到同一调度机构两次警告的；

4.2.2 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，造成损失或情节恶劣的；

4.2.3 不执行调度指令的；

4.2.4 不如实反映电网运行情况，情节恶劣的；

4.2.5 未按设备停送电时间联系停送电的；

4.2.5 不执行调度机构下达的电网安全控制措施的；

4.2.6 未经值班调度员同意擅自操作调度管辖和许可设备，情节恶劣的；

4.2.7 其它违反调度纪律、规程和制度，造成损失或情节恶劣的。

4.3 发生4.2规定情形的，有关调度机构应及时报请资格管理调度机构取消责任人调度系统值班人员或停送电联系人员资格。

4.4 调度系统值班人员、停送电联系人员资格自取消之日起一年内不予重新认可。